El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) ha publicado el Complemento a la Propuesta de Expansión de la Transmisión 2026, un documento técnico que actualiza la propuesta presentada en enero y que servirá de base para que la Comisión Nacional de Energía (CNE) elabore el Plan de Expansión de la Transmisión del país.

A diferencia de la propuesta original, este informe incorpora nuevos análisis sobre la evolución de la demanda eléctrica, revisa los escenarios de generación y añade tres nuevas obras de transmisión zonal, además de modificar parte de las inversiones previamente recomendadas. En conjunto, el complemento propone actuaciones por 37 millones de dólares, mientras que la propuesta anual de expansión alcanza un total de 45 proyectos con una inversión referencial de 838 millones de dólares.

La planificación refuerza el papel de la solar y las baterías

Uno de los elementos más relevantes para el desarrollo de las energías renovables aparece en la actualización del Plan de Obras de Generación, donde el Coordinador revisa los escenarios utilizados para planificar la red de transmisión.

El organismo mantiene tres escenarios de evolución del sistema eléctrico hasta 2045 y concluye que, en todos ellos, el suministro de largo plazo se resolverá principalmente mediante una alta incorporación de capacidad solar fotovoltaica y sistemas de almacenamiento en baterías, especialmente en la región de Antofagasta. Como segundo eje de crecimiento, el informe prevé una expansión de la capacidad eólica en Antofagasta, Biobío y Los Lagos.

Para elaborar estos escenarios, el Coordinador considera un retiro del carbón en 2040 y mantiene hipótesis comunes sobre los costes de las tecnologías renovables y del almacenamiento, además de contemplar restricciones para nuevos desarrollos hidroeléctricos y geotérmicos y la ausencia de nuevos proyectos de generación con gas natural licuado (GNL).

Menor peso previsto para el hidrógeno verde

El documento también revisa las previsiones de demanda vinculadas a la producción de combustibles sintéticos, reduciendo el consumo esperado asociado al hidrógeno verde respecto a la planificación anterior.

Como ejemplo, para 2035 la participación del hidrógeno verde en la demanda eléctrica total disminuye del 3 % al 1 % en el escenario medio y del 11 % al 3 % en el escenario alto, lo que modifica las previsiones de crecimiento de la demanda utilizadas para dimensionar futuras infraestructuras de transmisión.

Cambios en el uso futuro de la red

La actualización de los escenarios también modifica la forma en que se utilizará la red de transmisión.

Al no considerar nuevas interconexiones interregionales en los escenarios base, el Coordinador prevé un mayor uso de los corredores que trasladan electricidad desde el norte hacia la zona centro del país y desde el sur hacia el centro. Según el análisis, este cambio responde, entre otros factores, al reemplazo de parte del desarrollo eólico previsto en el sur por una combinación de energías renovables variables y almacenamiento en baterías en el norte de Chile, lo que altera los patrones de flujo eléctrico y las congestiones esperadas en la red.

Tres nuevas obras para reforzar la red

Como parte del complemento, el Coordinador recomienda incorporar tres nuevas actuaciones de transmisión zonal.

Dos de ellas se localizan en la Región Metropolitana: el aumento de capacidad de la línea Las Vegas–Cerro Navia y la construcción de la nueva línea El Lazo–Malloco, destinadas a reforzar la capacidad y la seguridad del suministro ante el crecimiento previsto de la demanda.

La tercera actuación consiste en la ampliación de la subestación Los Tambores, en la Región de Los Ríos, mediante la instalación de un nuevo transformador para atender el incremento del consumo y facilitar futuros desarrollos en la zona. Estas tres iniciativas representan una inversión conjunta de 37 millones de dólares.