Proyecto de ley: Nuevas reglas para la transmisión

En la Cámara de Diputados comenzó la discusión para modificar este segmento del sistema eléctrico, donde el sector privado ha manifestado un apoyo medular a la iniciativa, aunque han advertido algunas inquietudes por algunos puntos específicos.

Luego de más un año de trabajo público-privado, el sistema nacional de transmisión entró en la recta final para renovar su rostro, a través del proyecto de ley que se tramita en el Congreso, cuyo principal objetivo es disminuir los precios de energía mediante un régimen más flexible y con mayor holgura, donde el Estado tendrá un fuerte rol planificador en el largo plazo, además de otras novedades que plantean mayor flexibilidad y holgura, como el nuevo esquema de remuneración por el servicio y la creación de polos de desarrollo.

También se destaca la creación del nuevo organismo coordinador independiente, el renovado rol que se le asignará al almacenamiento de energía y servicios complementarios, y la definición de los trazados de las líneas.

Proyecto

Juan Carlos Araneda, presidente del comité chileno de Cigré, destaca la discusión que realizaron en torno al proyecto durante el seminario organizado por el organismo. “El enfoque central de este proyecto es mejorar la regulación existente, vale decir, posibilitar una planificación centralizada y cooperativa de los sistemas de transmisión nacional y zonales, simplificando las señales de precios de transmisión a través de un esquema de estampillado, pero manteniendo el esquema tarifario marginalista, con costos marginales nodales y generadores compitiendo y enfrentando riesgos y oportunidades, sin perder las señales de localización en el corto plazo”, afirma.

Juan Carlos Araneda

Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) señala a Revista ELECTRICIDAD que si el proyecto es aprobado en el Congreso se producirá una baja en los costos marginales de hasta US$20 por MWh.

“Si tenemos un sistema robusto y con holgura se reducirá el riesgo de descalce de costos marginales, además de que habrá una mayor competencia que ajustará los precios a la baja, de US$10 a US$20 MWh, dependiendo de las zonas donde se hagan las ofertas económicas”, precisa.

“Todo lo que estamos haciendo es para que los usuarios finales y clientes libres tengan mejores precios, además de dar mayor transparencia a los consumidores en el pago de la transmisión, mejorar los estándares de calidad y servicio del sistema, y dar mayor legitimidad social a los procesos de planificación en los proyectos de transmisión”, asegura Andrés Romero.

Audiencias públicas

En este contexto, la comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados inició la ronda de audiencias públicas para conocer la visión que tienen los distintos actores del sector eléctrico con las modificaciones al sistema de transmisión.

Hugh Rudnick, director de Systep y académico de la Universidad Católica, fue el primero en analizar la iniciativa, señalando que una transmisión “robusta y con holguras permitirá reducir los precios a cliente final por efecto de una mayor competencia, reducción de riesgos y estabilidad de costos marginales”.

A su juicio, los beneficios de la reducción de precios que pretende establecer el proyecto “son mayores que los costos de las holguras”, añadiendo que “integrar esta señal regulatoria en la próxima licitación de bloques de energía (abril de 2016) incide en la reducción de precio de manera directa”.

Debate

Sin embargo, el proyecto ha provocado inquietud en algunos gremios del sector eléctrico en lo que se refiere al pago de compensaciones por incumplimiento de estándares, particularmente cuando se produzca indisponibilidad de suministro en las instalaciones.

Este tema fue planteado en la Empresas Eléctricas por el director ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., Rodrigo Castillo, quien sostiene a Revista ELECTRICIDAD que, si bien el segmento de la distribución está de acuerdo con los principios que plantea la nueva normativa, advierte la inquietud por “la nueva modalidad de compensaciones, el tratamiento de algunos costos y los cambios en la tasa de descuento del sector”.

Rodrigo Castillo

Según Castillo, el temas de las compensaciones es complejo, pues el proyecto contempla montos “sin límites; incorpora a los clientes libres, quienes están en condiciones de negociar términos en casos de fallas; da origen a una triple sanción, considerando también las multas de la SEC, y tiene un impacto en las cuentas de clientes finales”.

“La magnitud de las compensaciones en que se pueden ver expuestos los transmisores, que no tienen relación con el negocio, pueden hacer quebrar a una empresa, introduciendo una gran incertidumbre en la viabilidad de los proyectos. Desincentivan la inversión en transmisión, por lo que va en el sentido opuesto al objetivo del proyecto de ley”, planteó el ejecutivo en el Congreso.

Castillo precisó que es necesario que las compensaciones “tengan un límite establecido y digan relación con los pagos que se realizan por la transmisión. En este sentido se debe aprovechar la experiencia de otros países”.

Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), afirma a Revista ELECTRICIDAD que las compensaciones por incumplimientos “deben estar acotadas”.

Otro punto que Acera pide revisar es la aplicación de prorratas “basadas en el uso anual esperado, sin discriminación, para el cálculo de los peajes troncales y de la interconexión durante el período de transición, el que debería tener un plazo más acotado”, precisa Finat.

La creación del nuevo organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, que tendrá como base las funciones de los actuales CDECs (SING y SIC), también fue analizada por Empresas Eléctricas y Acera, desde donde se plantean más precisiones.

Rodrigo Castillo dice que se puede perfeccionar la “forma de regular la responsabilidad del Coordinador, sus directivos y coordinados para que no se generen desincentivos, de modo que los directivos sean los mejores candidatos y que efectivamente tomen decisiones en pro de la operación y del mercado”.

Por su parte, Carlos Finat asegura que se debe examinar “la potencial intervención de la CNE y del gobierno en ejercicio en materias del Coordinador independiente, como la designación de su directorio o en la definición de su reglamentación, que parece demasiado amplia y debería definirse mejor y acotarse”.

A su juicio, “el cambio al nuevo directorio del Coordinador debería hacerse pocos meses después de aprobada la ley, de manera que un solo directorio lidere ambos organismos (CDEC SIC y CDEC SING).

Carlos Silva, Académico de la Universidad Adolfo Ibáñez, en tanto, aclaró en el primer foro solar Enersol 2015 (organizado por el Grupo Editorial Editec y Serc Chile) que el proyecto de ley de transmisión avanza en definir transmisión pública, tarificación y planificación, pero “falta un aspecto muy relevante que son los reglamentos”.

Desde el punto de vista del sector ambientalista, Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable, manifestó ante los diputados algunos reparos a la iniciativa legal que, en su opinión, contempla “un rol del Estado que aumenta para planificar, pero es utilizado para mayor beneficio de los inversionistas privados; se excluye al Estado del segmento de la transmisión eléctrica; los costos totales de las holguras establecidas en la planificación recaen en los consumidores; se impone el extractivismo energético por sobre otras opciones de desarrollo; y finalmente se establece transmisión a gran escala, y no generación distribuida”.

Sara Larraín

Almacenamiento

El almacenamiento de energía es otro de las novedades que incluye el proyecto en el Congreso, donde –en opinión del académico de la Universidad de Santiago, Gabriel Olguín- se genera un cambio paradigmático: “Se reconoce el almacenamiento de energía como parte del sistema eléctrico y se lo sujeta al Coordinador Independiente del sistema”.

Gabriel Olguín

“Si bien existen nichos de aplicación para el almacenamiento de energía, el operador no tenía la atribución de instalar estos sistemas, y la ley de transmisión les permitirá definir dónde colocar almacenamiento de energía en la red y optimizar la operación. Eso, a su vez, crea otros negocios porque cuando se liciten esos activos, se tendrá que asegurar su remuneración por un plazo importante, a través de un decreto, igual como son las líneas de transmisión y la subestaciones para recolectar la remuneración de los operadores del mercado, y eso es atractivo para los inversionistas”, precisa el especialista.

En este escenario durante noviembre el proyecto debería ser votado en la Cámara de Diputados para su posterior avance en el Senado, donde también se continuará la revisión de las propuestas del Gobierno.

Conclusiones

  • El proyecto de ley que modifica el sistema de transmisión y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional incorpora varias novedades para el actual funcionamiento del sector, los que son compartidos por los principales actores de la industria.
  • El sector privado plantea la revisión de algunos puntos específicos de la iniciativa que generan inquietud, como las compensaciones y una eficaz independencia del coordinador del sistema eléctrico.
  • El almacenamiento de energía será regulado con la nueva ley, estableciendo una licitación de servicios complementarios.

Consejo Directivo y responsabilidad de nuevo Coordinador Independiente

Las nuevas características y funciones que tendría el Coordinador Independiente del futuro Sistema Eléctrico Nacional

Expansión del sistema troncal y perspectivas a futuro

Paralelamente a la tramitación del proyecto que modifica la transmisión, la industria sigue su marcha. Durante septiembre el CDEC SIC publicó el informe final con las obras propuestas para el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal 2015, donde se consideran inversiones por sobre US$345 millones.

Entre las principales obras recomendadas en el SIC están el nuevo transformador 220/500 kV en la subestación Cumbres; la adecuación de la nueva línea Diego de Almagro-Cumbres 2×220 kV; la nueva línea Maintencillo-Punta Colorada-Nueva Pan de Azúcar 2×200 kV, 2×500 MVA, 122; la nueva línea Ciruelos-Nueva Cautín 2×500 kV, 2×1700 MVA, energizada en 220 kV, y la normalización de nueve subestaciones en la zona centro sur del país.

En cuanto a las perspectivas para las líneas eléctricas nacionales, Alex Alegría, director del comité chileno de Cigré, señala a Revista ELECTRICIDAD que la disponibilidad de franjas para la construcción de nuevas líneas de transmisión y subestaciones será cada vez más limitada, “lo que implicará que el diseño de la infraestructura eléctrica cambie desde un esquema de crecimiento minimalista y adaptado al mediano plazo, a uno que considere un horizonte de uso mucho mayor. Esto implica tanto una mayor holgura en la capacidad de las líneas de transmisión como el diseño de subestaciones que permitan un gran número de conexiones a las mismas, utilizando equipamiento encapsulado por ejemplo”.

Valor Anual de la Subtransmisión

Valor Anual de la Subtransmisión en el SIC

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