1. Sistema de transmisión en la zona del Biobío. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Los eventuales conflictos por nuevo tratamiento de la transmisión zonal

Especialistas del sector eléctrico indican a este medio que las principales dificultades dicen relación con las holguras en el diseño y en el caso de instalaciones de transmisión que no forman parte del plan de expansión y que se conecten al sistema zonal sin haber obtenido autorización previa y excepcional de la CNE.

* Por Roberto Valencia, periodista de Revista ELECTRICIDAD.

El tratamiento de la transmisión zonal en la normativa que modificó este segmento de la industria eléctrica podría plantear más de una dificultad a los actores del mercado, específicamente en torno a cómo la Ley cubre los riesgos asociados a los procesos de desarrollo dentro de la expansión del sistema de transmisión, según señalan a Revista ELECTRICIDAD abogados especializados en el sector eléctrico.

La Ley de Transmisión (N°20.936), promulgada en 2016, estableció un nuevo tratamiento para la transmisión zonal, anteriormente conocida como subtransmisión, a la cual –de acuerdo a los especialistas− se le otorga una mayor flexibilidad en su planificación, permitiendo un número mayor de escenarios para su expansión.

Tratamiento

Para Daniel Gutiérrez, director ejecutivo de BGS Energy Law, uno de los principales cambios en materia de transmisión zonal dice relación con la planificación centralizada en este ámbito por parte de la Comisión Nacional de Energía (CNE), “y con la expansión vinculante de sus obras en el sistema eléctrico”.

“El cambio normativo tiene como objetivo contar con un desarrollo integral del sistema de transmisión, ya que en la antigua legislación no existía obligación de expansión en este sub-segmento, lo que provocaba congestión en las redes, y dificultades para la conexión de los generadores eléctricos”, señala el abogado.

“En ese sentido, y en virtud de lo que establece el artículo 87 de la Ley 20.936, la CNE, anualmente debe llevar a cabo un proceso de planificación de la transmisión, que comprenderá las obras de expansión necesarias, donde se consideran las obras nuevas y de ampliación”, agrega.

A su juicio, la planificación de la transmisión zonal no solo debe cumplir con los criterios y consideraciones de seguridad, diversificación de la matriz, eficiencia económica y competencia, sino que además “deberá incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, considerando a los polos de desarrollo, generación distribuida, intercambio internacionales de energía, variables territoriales y ambientales”.

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Gutiérrez señala que uno de los desafíos que tiene el nuevo diseño normativo en el proceso de planificación de la transmisión zonal “dice relación con las holguras o redundancias necesarias que debe contemplar el sistema eléctrico, por lo que será importante establecer, a nivel reglamentario, cuál será el criterio o elemento que debiese primar para contar con las holguras necesarias que el sistema eléctrico requiere”.

Daniel Gutiérrez, director ejecutivo de BGS Energy Law. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Otro desafío mencionado por el especialista es la posibilidad de que las empresas efectúen obras menores en los sistemas de transmisión zonal “que no se encuentren dentro del plan de expansión fijado por el Ministerio de Energía, según lo establece el artículo 92”.

Según el abogado, la citada norma legal no define qué se entiende por obras menores, aclarando que el plan de expansión en la transmisión no lo fija el Ministerio de Energía, sino que el organismo regulador. “En la valorización de las obras menores, se establecen algunos elementos muy generales para su valorización, dejándose la potestad de calificarlas negativa o positivamente por la CNE”, sostiene.

De acuerdo a Carolina Seeger, abogada especialista en regulación eléctrica y de aguas, “la planificación de la transmisión zonal debe considerar objetivos de eficiencia económica, competencia y seguridad (minimización de los riesgos en el abastecimiento), además de holguras o redundancias y la información sobre variables ambientales y territoriales, incluyendo los objetivos de eficiencia energética”.

Nicolás Atkinson, socio de Aninat Schwencke & Cía., sostiene que la nueva Ley “traslada gradualmente el pago de la transmisión zonal desde los generadores a los clientes finales, tanto libres como regulados, mediante el pago de un cargo único que será facturado al cliente por el suministrador correspondiente, sea generador o empresa distribuidora”.

Dificultades

A juicio de Atkinson uno de los desafíos que tiene el tratamiento legal de la transmisión zonal, específicamente con la flexibilidad que se le incorpora, es “si se cumple o no con los objetivos pretendidos, particularmente si, aún con dicha flexibilidad, la legislación y la regulación permiten cubrir de mejor manera los riesgos asociados a todo proceso de expansión de la transmisión, particularmente los de desarrollo y financieros”.

“La flexibilidad que implica considerar mayores escenarios de expansión evidentemente aumenta la incertidumbre sobre el escenario futuro real, pero fue la misma ley la que incluyó en el procedimiento de expansión la utilización de herramientas de análisis que incluyeran no solo los costos económicos, sino también otras dimensiones, como la minimización de los riesgos en el abastecimiento, la creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, y la planificación energética, la que a su vez incluye, intercambios internacionales de energía, políticas medioambientales y objetivos de eficiencia energética entre otros”, explica.

Nicolás Atkinson, socio de Aninat Schwencke & Cía. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Según Carolina Seeger, paralelamente a la planificación, la normativa admite espacios de flexibilidad que implican exclusión de la planificación, “lo cual considero prudente y necesario a efectos de no entrabar el natural desarrollo y funcionamiento del sistema eléctrico”.

“En efecto, la ley indica que las empresas podrán efectuar “obras menores” en los sistemas de transmisión zonal que no se encuentren dentro del Plan de Expansión. A nivel genérico -aplicable no solo a la transmisión zonal, sino que también a los otros segmentos− la ley permite que las empresas eléctricas interconecten sus instalaciones de transmisión al sistema eléctrico sin que estas formen parte de la planificación. Ambos casos de exclusión de la planificación tienen implicancias respecto a cómo se realizará la valorización de la respectiva instalación (para efectos de tarificación), y la ley sí entrega parámetros para determinar aquello. No observo un vacío legal relevante, tal vez sí, ámbitos de discusión”, explica la abogada.

Carolina Seeger, abogado especialista en regulación eléctrica y de aguas. Foto: Juan Carlos Recabal-Revista ELECTRICIDAD.

Conflictos

Tanto Nicolás Atkinson como Carolina Seeger afirman que podrían darse eventuales conflictos en torno al tratamiento de la transmisión zonal. El primer abogado asevera que “en términos generales probablemente se generarán conflictos por el hecho de tener que considerarse en la planificación holguras en su diseño, ya que ello apunta en gran parte a disminuir los riesgos que enfrentan los proyectos de generación, los que de una u otra forma son traspasados a otros actores del mercado eléctrico”.

“Desde un punto de vista más específico, mientras no exista cierta maduración de las reformas legales en transmisión, podrían generarse conflictos atendido que ahora las instalaciones dedicadas existentes que sean intervenidas con obras de expansión zonal cambiarán su calificación y pasarán a integrar uno de dichos segmentos a partir de la publicación de los correspondientes decretos de expansión”, agrega.

El abogado precisa que también podrían generarse otros conflictos, “ya que el Artículo 92 de la Ley eléctrica permite que las empresas puedan efectuar obras menores en los sistemas de transmisión zonal que no se encuentren dentro del plan de expansión fijado por el Ministerio de Energía. El efecto de ello es que en el siguiente proceso de valorización, la Comisión Nacional de Energía (CNE) calificará la pertinencia de estas obras teniendo en consideración, no sólo la mayor eficiencia en el segmento, sino que también el diseño global de los sistemas de transmisión y distribución. Para el caso que la CNE evalúe positivamente la pertinencia de dichas obras, su valorización se realizará considerando la efectuada para instalaciones similares. La conflictividad en este caso está dada tanto por la calificación de la obra zonal como por su valorización”.

Por su parte, Carolina Seeger, sostiene que eventualmente podrían generarse conflictos “al momento de determinar en un caso concreto qué se entiende por ‘obras menores’ en los sistemas zonales, como también ante el caso que la CNE evaluase negativamente la pertinencia de dichas obras. Por otra parte, podría generarse un problema en el caso de instalaciones de transmisión que no forman parte del plan de expansión y que se conecten al sistema zonal sin haber obtenido autorización previa y excepcional de la CNE”.