«Redes para la Transición Energética: Dónde estamos?» es el título del webinar que realizará energiE el 29 de septiembre, a las 9 horas, el cual será transmitido en el portal de ELECTRICIDAD, donde el eje central está puesto en analizar la situación actual del sistema de transmisión en el país, dentro del actual contexto de cambios que trae la transición energética.
Rafael Carvallo, socio consultor de energiE, analiza este tema, centrándose en el presente del segmento transmisor, además de evaluar la actual normativa y el último reglamento, publicado este año.
El webinar será moderado por Daniel Salazar, socio director del Grupo energiE y socio de Aderen, mientras que como panelistas estarán Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex; Paola Hartung, directora de Asuntos Regulatorios Chile Colombia de AES Gener S.A.: Francesca Milani, Regional Supply Energy & Water Anglo American y presidenta de Asociación de Clientes Eléctricos no Regulados A.G., y Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisores de Chile
Actualidad
¿Cuál es la situación actual del sistema de transmisión, según sus análisis?
En términos generales, a pesar de las importantes inversiones realizadas en los últimos 15 años (sólo entre 2011 y 2020 se adjudicaron inversiones por alrededor de 3.300 millones de USD), el sistema de transmisión se encuentra permanentemente exigido. Las obras relevantes llegan estructuralmente tarde y, cuando llegan, inician su operación sin holguras. Un caso emblemático es la línea Cardones-Polpaico, que conecta en 500 kV a la Región Metropolitana con la Región de Atacama. Sin duda una de las obras de transmisión más desafiantes desde el punto de vista de su construcción, pero que llega tarde y copada.
Resulta central el desarrollo de nueva infraestructura, y que al mismo tiempo la infraestructura existente opere en forma óptima y siempre disponible para que el sistema crezca desde ahí. Es por esto que se deben cuidar las señales tarifarias que emite la autoridad.
¿Qué evaluación hace de los cambios traídos con la Ley de Transmisión de 2016?
Uno de los cambios importantes que introdujo la Ley de Transmisión es la forma en que se remuneran las obras de ampliación de transmisión. Antiguamente, se generaba una brecha entre el costo efectivo de desarrollar estas ampliaciones y la remuneración que se les asignaba vía tarificación cuatrienal, lo que hoy se encuentra despejado, pues estas obras reciben una remuneración acorde al valor de inversión adjudicado en la correspondiente licitación. Tal vez lo que todavía no logra hacer sentido es el rol asignado al Coordinador en el ámbito de la ingeniería de estos proyectos.
Por otra parte, la Ley de Transmisión generó muchas expectativas respecto de asegurar el desarrollo de infraestructura de manera eficiente, oportuna y con holguras. En este sentido, una de las principales herramientas para el desarrollo de la transmisión de mayor envergadura era el Estudio de Franja, el que vendría a despejar parte de la incertidumbre en materia territorial. Hoy vemos que la principal obra impulsada con esta ley ya vigente es la línea en HVDC Kimal-Lo Aguirre, para la cual la Autoridad dispuso que no se realice el Estudio señalado, lo que por supuesto genera dudas y hace preguntarse si es que esta herramienta no se aplica a este tipo de infraestructura, entonces para qué podría servir.
Otro elemento relevante de esta ley corresponde al cambio en los pagadores directos de la transmisión, pasando de las empresas generadoras -por sus inyecciones y retiros- directamente a la demanda, a través de un cargo único de transmisión, también denominado como CUT. Este cambio tuvo como propósito eliminar incertidumbre en el mercado de la generación, mejorando la competencia en ese segmento, para llevar finalmente mejores precios de energía a los usuarios finales. Por lo que, desde el punto de vista del diseño podría decirse que, si bien es perfectible, las piezas principales están razonablemente incorporadas en esta ley, y lo que hemos visto es que los problemas han estado más bien su implementación, pues esta ley no contemplaba mecanismos para una implementación tardía de sus disposiciones transitorias ni para el congelamiento de tarifas (que se ha traducido en un máximo déficit de recaudación de la industria del orden de los 230 millones de USD), lo que en conjunto ha arrastrado a la industria a un nivel de conflictividad que hace tiempo no se veía en el segmento de transmisión, lo que sin duda está alejado de los objetivos planteados en esta ley.
¿Qué les parece el reglamento publicado este año?
La publicación del Reglamento de Transmisión es una buena noticia, pues formaliza reglas que se sustentaban en Resoluciones Exentas de la Comisión.
En el ámbito de acceso abierto, establece procedimientos estandarizados y predecibles, y de paso permite acortar los tiempos de tramitación de las conexiones de proyectos al SEN, que en promedio estaban demorando alrededor de 12 meses, pero que en aplicación de este reglamento podrían acortarse a 8 meses.
A su juicio, ¿cuáles son los desafíos pendientes en transmisión, en el actual contexto de transición energética?
Es bastante claro, y así lo muestran todos los estudios publicados a la fecha, el desarrollo de un sistema de transmisión robusto es un habilitante para la transición energética que estamos viviendo, y pareciera también ser un condicionante para la descarbonización acelerada que se encuentra en discusión hoy en día.
Sin duda los desafíos son múltiples. Temas de ordenamiento territorial, ambientales, constructivos y tarifarios aún por resolver. Sin embargo, lo relevante debiese ser cómo se le da a esta transición energética una mirada integradora y consistente. Es decir, lo que se necesita es la conducción de un proceso complejo, que requiere de un liderazgo oportuno y ambicioso.