abril 26, 2022 | Industria
A calificación ambiental avanzó el proyecto de transmisión llamado “Línea de Alta Tensión Rihue-Renaico” de la compañía Enel Green Power en la región del Biobío, en la comuna de Negrete-Renaico, lo que significa una inversión total de unos US5 millones.
Según indica su Declaración de Impacto Ambiental (DIA), “el proyecto consiste en la construcción de una nueva línea 1×220 kV con una potencia proyectada de evacuación de 100 MW, que permitirá la conexión del Parque Eólico Rihue a la Subestación Renaico”.
Asimismo, se especifica que “el diseño contempla la construcción y posterior operación de una línea de 1×220 kV de 20 km de longitud aproximadamente, con un total de 67 estructuras. La línea de alta tensión se extenderá desde la estructura ML RH ubicada al interior de la Subestación Rihue, hasta el ML PER al interior de la Subestación Renaico”.
En cuanto al objetivo del proyecto, se especifica que “el objetivo general del Proyecto es fortalecer el Sistema Eléctrico Nacional a través de la construcción y operación de una nueva a línea transmisión 1×220 kV desde S/E Rihue a la S/E Central Parque Eólico Renaico, para así mejorar la calidad del servicio existente dando mayor seguridad, confiabilidad y flexibilidad a la operación del Sistema Eléctrico Nacional”.
Finalmente, la vida útil del proyecto será indefinida y estima el inicio de ejecución el 5 de diciembre del año 2022.
marzo 24, 2022 | Industria
Avanza a calificación ambiental el proyecto de transmisión de Chilquinta Energía llamado “Nueva Línea 2×110 kV Alto Melipilla” que estará emplazado en la Región Metropolitana en la comuna de Melipilla y que estima una inversión aproximada de US$ 3 millones.
Según se señala en su Declaración de Impacto Ambiental (DIA), “el Proyecto considera la construcción de una nueva línea de 110 kV entre las Subestaciones Alto Melipilla y Bajo Melipilla de aproximadamente 7,7 km de longitud y una capacidad de 90 MVA a 35 °C de temperatura ambiente con sol, la cual estará conformada por 2 pórticos, 5 portales de doble poste y 38 estructuras de doble circuito con tendido del primer conductor, donde quedará habilitada la infraestructura que permita atender el tendido del segundo circuito de la línea en un futuro”.
Además, “e contempla la construcción de un paño de línea en configuración barra simple en Subestación Eléctrica Alto Melipilla y un paño de línea en la misma configuración en Subestación Eléctrica Bajo Melipilla”, se especifica.
Finalmente, su fecha de construcción es el 2 de noviembre de 2022 y, en su fase de construcción, estima entre 12 a 27 puestos de trabajo; mientras que en su fase de operación la cifra oscila entre 2 a 4 cupos y, en su fase de cierre o abandono, entre 8 y 10 personas.
febrero 16, 2022
Un número importante de clientes libres podría verse afectado debido al proceso de calificación de las líneas de transmisión realizado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) que se realiza cada cuatro años, y que podría significar un cargo más alto por utilización de infraestructura dedicada.
El motivo es que el procedimiento de calificación generaría una situación inusitada para un grupo relevante de clientes libres que están ubicados en zonas de distribución y que antes estaban sujetas al pago de los cargos únicos por uso de los sistemas de transmisión, cuyos montos son regulados y fijados periódicamente por la autoridad y que, en razón de la redefiniciones implementadas por la ley 20.396 de infraestructura antiguamente clasificada con subtransmisión, ha sido reclasificada como dedicada, cuya lógica de cobro actual no prevé el cálculo del cargo por uso de dicha infraestructura por la autoridad.
La actual definición de sistema dedicado dice que son aquellas líneas que están dispuestas esencialmente para el suministro de clientes libres o para inyectar la producción de las centrales generadoras al sistema eléctrico. La ley 20.396, publicada en 2016, que modificó varios aspectos de la LGSE en ámbito de la transmisión, fue gestada a partir de diagnósticos y estudios realizados en 2014 y 2015, cuando la realidad del mercado de clientes libres era muy distinta a la actual, estos eran principalmente grandes clientes, con consumos energéticos masivos, fuera de áreas de concesión de distribución. Es más, ese escenario solo empieza a cambiar a partir de 2017 y 2018, cuando grandes cantidades de clientes medianos se vuelven protagonistas y se ve también un cambio de su perfil.. Hoy observamos que los clientes libres son empresas agrícolas, universidades, clínicas y una gran diversidad de pymes.
En la práctica, la recalificación de estas líneas a dedicadas, implica que estos clientes tienen que negociar, en un contrato bilateral con las empresas transmisoras, el monto del cargo por su uso. Si bien la regulación entrega las bases para dicho cálculo – tales como el cobro por uso y que haya respaldo técnico y económico – el escenario ubica a estos clientes en una posición de extrema desigualdad en la negociación, al estar frente a un agente de mercado que tiene el monopolio natural del servicio que presta y respecto del cual el cliente no puede prescindir. Y lo que hemos visto es efectivamente esto: propuestas de cobros elevados y discriminatorios, presión hacia los clientes para la suscripción de estos acuerdos y, en algunos casos incluso amenazas de suspensión del suministro.
Nos llama más aún la atención que por el solo hecho de haber optado a ser clientes libres, éstos tengan que pagar un valor diferente por recibir exactamente el mismo servicio, bajo los mismos estándares de seguridad y calidad que reciben los clientes regulados ubicados en la misma zona de distribución. Haber optado por precios libres no implica ningún cambio respecto de los servicios de transmisión a los que acceden.
Aceptar este escenario es admitir un notorio trato discriminatorio hacía estos clientes que no pueden prescindir del referido servicio, dado que es esencial para que puedan acceder al servicio público de distribución de energía, y tampoco pueden escoger un proveedor distinto o acceder a mejores condiciones porque no se trata de un mercado competitivo. Los clientes quedan expuestos al pago de un precio que no cumple con el requisito de precio justo y terminan por asumir todo el riesgo regulatorio decurrente del actual mecanismo de recalificación, que es un riesgo propio del negocio de la transmisión. Cumple agregar que las líneas antiguas no eran construidas en base a una planificación centralizada, si no que las decisiones de inversión y los tamaños de dichas líneas quedaban en manos de las empresas transmisoras.
¿Qué ocurre entonces con aquellas líneas que hayan sido construidas de tamaños superiores a lo necesario por decisión exclusiva del subtransmisor? ¿Pagarán los clientes libres por los costos de dicha decisión?
En la medida que más clientes opten por el régimen libre, más líneas podrían verse recalificadas como tramos dedicados, llevando a un escenario en que cada vez más clientes ubicados en zonas de distribución queden sujetos al pago por uso de tramos dedicados. Los sistemas dedicados dejarían de ser, por lo tanto, aquellos que se construyen para atender a demandas específicas de ciertos grandes clientes y generadores, pasando a integrar el mercado común.
Lo anterior tener sentido fuera del área de una concesión de distribución, pero entendemos que no era el espíritu de la ley, ¿Se imaginan, en un ámbito de portabilidad, una reclasificación todas las líneas zonales en dedicadas? Es el espíritu de la ley permitir la libre negociación de tarifas de servicios monopólicos por parte de los clientes que se ven sujetos a dicho servicio? lo que por cierto va en contra de cualquier principio económico.
En el corto plazo, entendemos que no debe haber diferencia entre el cobro por uso de tramos dedicados que se realiza a los clientes regulados y clientes libres, a lo menos en lo que se refiere a los clientes que están ubicados en zonas de concesión de distribución, tema que debería ser objeto de regulación por la autoridad. Esto tiene una importancia aún mayor cuando pensamos que el camino esperado del mercado es avanzar hacia una liberalización con el avance del proyecto de portabilidad eléctrica, lo que aumentará aún más la cantidad de clientes libres, llegando incluso a clientes residenciales.
En el mediano plazo, es necesario que se revise, en ámbitos regulatorios, el actual mecanismo de recalificación de las líneas de transmisión, en especial respecto de los efectos que se generan en virtud del mecanismo actual y las disparidades de condiciones que genera a los clientes libres ubicados en zonas de distribución. Las líneas de transmisión dedicadas, por su naturaleza, cumplen con la función de atender a demandas específicas de transporte de energía, fuera de las áreas de concesión de distribución. Así las cosas, líneas zonales no deberían reclasificarse a dedicadas.
enero 6, 2022 | Industria
El reporte mensual del sector energético de la Comisión Nacional de Energía (CNE) destacó los proyectos de transmisión eléctrica aprobados en el mes de noviembre de 2021: dos en la región de Antofagasta y un proyecto en la región del Biobío, los cuales suma un total de US$33 millones de inversión.
El primer proyecto fue aprobado el 2 de noviembre de 2021 y el nombre es «Línea de Transmisión 1 x 220 kV Rarinco – Los Varones» de la compañía Verano Tres SpA. Consta en la construcción y operación de una línea de alta tensión (220 kV) que transporta la energía generada por el Parque Eólico Rarinco hasta la subestación Los Varones, con 100 estructuras que soportan dicha línea. La presente línea tendrá una longitud de 30,5 km y totaliza una inversión de US$7,6 millones.
Luego, el 3 de noviembre del mismo año, se aprobó el proyecto de Minera Escondida llamado «Implementación de Nuevas Obras Eléctricas», que consta en la necesidad de repotenciar el sistema eléctrico de distribución mina, que alimenta a las palas y perforadoras en el rajo del lado Sur de Mina Escondida, mediante la incorporación de una nueva Subestación eléctrica móvil de 69/13.8 kV, de una ampliación en una paño de línea de la subestación existente Hamburgo, de una nueva línea de transmisión eléctrica de 69 kV que alimentará a la S/E Móvil, lo que suma una inversión de US$12,4 millones.
Finalmente, el 18 de noviembre, el proyecto de Red Eléctrica del Norte 2 S.A. fue aprobado y consiste en el seccionamiento de la línea 2×220 kV El Cobre – Esperanza, por medio de la construcción de una línea de transmisión de aproximadamente 2,3 km y adecuaciones en la S/E Centinela, actualmente en construcción, para lo cual se considera la implementación de equipamiento en el patio de 220 kV que permita la conexión del seccionamiento de la línea 2×220 El Cobre – Esperanza y de proyectos futuros, lo que estima una inversión de US$13 millones.
diciembre 21, 2021 | Industria
Fue publicada en el Diario Oficial, la Resolución Exenta N° 551/202 de la Comisión Nacional de Energía (CNE), que define los Cargos Únicos de Transmisión (Nacional, Zonal y Dedicado) y Servicios Complementarios aplicado a Clientes Libres y Regulados.
De acuerdo con el documento, durante el primer semestre del próximo año los cargos únicos de transmisión y Servicios Complementarios no tendrán variación para los clientes finales (libres y regulados) con respecto a la Res_Exenta CNE N° 192/2021.
Alzas
Sin embargo, para la segunda mitad de 2022, se contempla un incremento en los cargos únicos de transmisión ($/kWh) para los Clientes Regulados ubicados en los seis sistemas zonales del Sistema Eléctrico Nacional.
Así los aumentos en los cargos, entre el primer y segundo semestre de 2022, son los siguientes:
– Cargo Sistema A: incrementa en 11,1%
– Cargo Sistema B: incrementa en 8,2%
– Cargo Sistema C: incrementa en 8,7%
– Cargo Sistema D: incrementa en 12,6%
– Cargo Sistema E: incrementa en 9,7%
– Cargo Sistema F: incrementa en 9,6%
