Un llamado a agilizar la ejecución de obras de transmisión eléctrica en la región hizo la Cámara Chilena de la Construcción (CChC) Ñuble, advirtiendo que el rezago de infraestructura representa un freno para la inversión y el crecimiento económico.
“Hoy el problema no es que falten proyectos de transmisión eléctrica; de hecho, la planificación existe. El gran desafío está en lograr que esas obras se ejecuten. Vemos procesos de permisos que se extienden por largos períodos, licitaciones que quedan desiertas, una alta complejidad para definir los trazados y la necesidad de una mejor coordinación entre los distintos organismos involucrados. Si queremos que Ñuble siga creciendo, necesitamos agilizar esos procesos y transformar la planificación en obras concretas”, manifestó Sebastián Godoy, presidente de la CChC Ñuble.
El “Informe de Infraestructura para el Desarrollo Sostenible (IDS) 2026-2035” elaborado por la Gerencia de Estudios y Políticas Públicas de la CChC y presentado esta semana en Chillán, el gremio identificó que Ñuble requiere una inversión cercana a los US$185 millones específicamente en infraestructura de transmisión eléctrica. “Ésa es la inversión necesaria para cerrar las brechas que hoy tiene la región en esta materia”, subrayó Godoy.
Proyectos rezagados
Además, el Informe apuntó que existen proyectos ya planificados en Ñuble en distintas etapas de desarrollo, como licitación, estudios, procesos desiertos, etc., que aún no se materializan, por un total de US$445,9 millones. Según la CChC Ñuble, con datos del Coordinador Eléctrico Nacional, hay 19 iniciativas de transmisión eléctrica (nuevas y ampliaciones) decretadas por la autoridad entre 2021 y 2026, en etapas preconstructivas, es decir, que aún no se concretan. De éstas, solo nueve están en proceso de licitación, dos fueron declaradas desiertas, una está en estudio de franja, dos están condicionadas a la materialización de otras obras y las restantes no han sido licitadas.
Sin embargo, el seremi de Energía, Cristián Jaque, cuestionó los datos presentados por la CChC. “De acuerdo con los antecedentes disponibles, parte de estas iniciativas (seis) corresponden a instalaciones localizadas fuera de la Región de Ñuble; una ya se encuentra en operación (la ampliación de la S/E Monterrico), dos cuentan con decreto de construcción y las restantes se encuentran en distintas fases de licitación, ingeniería, permisos o desarrollo”, puntualizó.
De esta forma, son 12 -y no 19- los proyectos de Ñuble pendientes de concretarse, por un total de US$326 millones: Nueva S/E Coiquén y Nueva Línea 1x66kV Coiquén – Hualte; Nueva S/E Coihueco y nueva línea 2×66 kV Monterrico – Coihueco; Nueva S/E Pinto y nueva línea 2×66 kV Coihueco – Pinto; Ampliación en S/E Las Delicias 220 kV; Aumento de capacidad línea 1×154 kV Río Viejo – Pueblo Seco – Charrúa; Nueva S/E Tiquel y nueva línea 2×500 kV Tiquel – Tiuquilemu; Nueva línea 2×220 kV Tiquel – Las Delicias; Nueva S/E Tiuquilemu; Nueva S/E Guangualí y nueva línea 2×66 kV Guangualí – Río Viejo; Nueva S/E Río Viejo; Nueva S/E Punilla; y Nueva S/E Quinchamalí.
“En términos generales, los desafíos que enfrentan estos proyectos dicen relación con la complejidad propia de obras de infraestructura de gran escala, que deben cumplir exigentes requisitos técnicos, ambientales y territoriales. A ello se suman procesos de tramitación, relacionamiento con distintos actores y coordinación entre organismos públicos y privados, todo lo cual forma parte de las etapas contempladas en la regulación vigente”, argumentó Jaque.
La autoridad hizo hincapié en que, “de acuerdo con el estado de avance de la cartera de transmisión, no existen proyectos que puedan calificarse formalmente como ‘trabados’. Las iniciativas se encuentran en distintas etapas contempladas por la regulación vigente, incluyendo procesos de licitación, decretación de construcción, desarrollo de ingeniería, obtención de permisos y ejecución de obras”.
“En ese contexto -continuó-, el rol del Ministerio de Energía no es acelerar procesos al margen de la normativa, sino propiciar las condiciones para que éstos se desarrollen de manera oportuna y conforme al marco regulatorio establecido, otorgando certeza a los distintos actores del sector y resguardando el cumplimiento de los estándares técnicos, ambientales y territoriales correspondientes”.
Mejorar la gestión
Sin embargo, desde el gremio de la construcción reiteraron el complejo escenario de estrechez en la transmisión eléctrica en la región debido al déficit de infraestructura y a la lenta ejecución de proyectos. “Desde la CChC creemos que hoy el foco debe estar en acelerar la ejecución de los proyectos. Eso implica mejorar las condiciones de las licitaciones para evitar que queden desiertas, agilizar la tramitación de permisos mediante una mejor coordinación entre las instituciones y fortalecer el trabajo temprano con los territorios, incorporando a las comunidades desde las primeras etapas para generar mayor confianza y facilitar el desarrollo de las obras. Al mismo tiempo, es necesario preparar las redes de distribución para responder al crecimiento que tendrá la demanda eléctrica. La infraestructura energética debe transformarse en una prioridad, porque de ella depende gran parte del desarrollo económico de Ñuble”, insistió Sebastián Godoy.
De acuerdo con el dirigente gremial, “el principal desafío energético de Ñuble hoy no está en la generación de electricidad, sino en la capacidad para transmitirla y distribuirla. Nuestra región tiene un enorme potencial para seguir creciendo, atraer inversiones y desarrollar nuevos proyectos, pero la infraestructura eléctrica no ha avanzado al mismo ritmo. Hoy existen restricciones en la red que están dificultando la conexión de iniciativas productivas, industriales e inmobiliarias. Si queremos que Ñuble continúe creciendo, es indispensable fortalecer la transmisión eléctrica, porque es una infraestructura habilitante para el desarrollo de toda la región y de la cual poco se habla”.
Consultado por los efectos de este rezago, el timonel de la CChC Ñuble planteó que “la infraestructura eléctrica es una condición habilitante para el desarrollo. Sin capacidad de transmisión es imposible conectar nuevas industrias, proyectos agrícolas, desarrollos inmobiliarios o inversiones en energías renovables. Eso significa que la región pierde oportunidades de inversión, de generación de empleo y de diversificación productiva. En una región como Ñuble, que busca crecer y reducir sus brechas de desarrollo, no contar con una red eléctrica suficiente termina transformándose en un verdadero cuello de botella. Además, el IDS proyecta que la demanda eléctrica aumentará cerca de un 64% hacia 2035, por lo que, si las inversiones no se ejecutan oportunamente, el problema tenderá a agravarse”.
“Creemos que es fundamental avanzar en el conjunto de las obras que permitirán fortalecer la red de transmisión de Ñuble -continuó Godoy-. Hay proyectos muy estratégicos, como las nuevas subestaciones Coihueco, Pinto, Río Viejo y Guangualí, además de la infraestructura asociada al eje Tiquel–Tiuquilemu, porque aumentarán la capacidad del sistema y permitirán conectar nuevas inversiones. Lo importante es entender que estas obras funcionan como una red integrada: cuando una se retrasa, termina afectando el desarrollo de toda la región”
Se requiere mayor coordinación
No obstante, el diagnóstico que tiene el seremi de Energía es muy distinto. “Desde el Ministerio de Energía hemos venido trabajando en fortalecer la planificación del sistema eléctrico y el desarrollo de la infraestructura de transmisión, incorporando instrumentos y herramientas que permitan abordar las necesidades regionales y facilitar el avance de proyectos estratégicos para el territorio”, afirmó.
Según Jaque, “esto ha permitido impulsar obras relevantes para la seguridad, calidad y robustez del sistema eléctrico regional. Sin embargo, persisten desafíos asociados a la coordinación entre los distintos actores involucrados, así como a la gestión de procesos que deben desarrollarse conforme a la normativa vigente”.
En esa línea, la autoridad reconoció que “observamos un desafío multisectorial que requiere fortalecer la coordinación institucional y territorial, resguardando al mismo tiempo el cumplimiento de los procedimientos y estándares establecidos por la ley”.
Avance de proyectos en 2026
Entre los proyectos de transmisión más relevantes para la Región que registrarán avances durante 2026, el seremi del ramo destacó “las nuevas subestaciones Las Delicias y Coiquén, asociadas a la Provincia de Itata, las que actualmente avanzan en sus respectivos procesos de evaluación ambiental”.
Explicó que “estas iniciativas buscan fortalecer la capacidad de la red eléctrica regional, mejorar la calidad y seguridad del suministro y generar condiciones habilitantes para el desarrollo productivo y energético del territorio. Las obras forman parte de la planificación sectorial destinada a robustecer la infraestructura de transmisión regional, respondiendo al crecimiento de la demanda y a los requerimientos futuros del sistema eléctrico. Asimismo, contribuirán a aumentar la resiliencia de la red y facilitarán la incorporación de nuevos proyectos energéticos”.
Sostuvo, además, que, “en paralelo, la línea Itahue-Hualqui continúa avanzando en las etapas regulatorias y ambientales exigidas por la normativa vigente. Actualmente se encuentra desarrollando los procesos de evaluación correspondientes, los que deberán completarse antes de avanzar a las siguientes fases del proyecto”.
Puesta en servicio
El seremi también detalló las obras que debieran entrar en servicio en el corto plazo. “Las principales obras con efectos esperados durante 2026 corresponden a la puesta en servicio de la Subestación Buli, el fortalecimiento de la infraestructura asociada a la Subestación Monterrico mediante nuevos alimentadores y la habilitación gradual de las ampliaciones de las líneas Charrúa-Chillán y Monterrico-Cocharcas”, anticipó.
Jaque subrayó que “la puesta en servicio progresiva de estas ampliaciones permitirá aumentar la capacidad de transporte de energía en sectores que históricamente han presentado restricciones, especialmente durante períodos de alta demanda estacional. En particular, contribuirán a reducir los riesgos de déficit de potencia registrados durante la temporada estival en algunas de las subestaciones conectadas a estas líneas, fortaleciendo la seguridad y confiabilidad del sistema”.
“En conjunto, estas inversiones permitirán mejorar la capacidad operativa del sistema eléctrico regional, facilitar nuevas conexiones y responder de mejor manera al crecimiento de la demanda energética en la Región”, concluyó.
