Revista Nueva Minería

(Ilustración: Daniel Cáceres)

Se trata de una de las iniciativas más esperadas por el sector eléctrico. Una nueva normativa que modifica el sistema de la transmisión, rezagado por años, que concita el respaldo de gran parte de la industria, aunque también genera inquietud en algunos de sus aspectos más polémicos. ¿Cómo se realizará su puesta en marcha? He ahí la incógnita.

Daniela Tapia
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Un sistema altamente congestionado. Sin holguras y diseñado con criterios cortoplacistas. Este es el diagnóstico que por años han tenido los actores de la industria en relación a la transmisión eléctrica, componente clave en el desarrollo energético del país.

Y es que sin las líneas requeridas, no se puede transportar la energía generada. Por eso, no son pocos en la industria los que aseguran que el subsector de la transmisión ha sido uno de los más rezagados, convirtiéndose en un freno al desarrollo de nuevos proyectos.

Entendiendo esta prioridad, uno de los buques insignia de la Agenda de Energía es el proyecto de ley de transmisión eléctrica que busca precisamente enfrentar esta realidad, estableciendo nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional.

La iniciativa, aprobada en enero de este año en primer trámite legislativo por la Cámara de Diputados, actualmente se encuentra en segundo trámite en la Comisión de Minería y Energía del Senado. Ya el pasado 28 de abril el Ejecutivo, en conjunto con los senadores de dicha comisión, presentó una serie de indicaciones que se votarán en el transcurso de este mes, por lo que se espera tener esta normativa durante el primer semestre.

Desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) -organismo que está liderando el proceso- explican que la idea central del proyecto es impulsar el desarrollo de un sistema de transmisión más robusto y provisto de holguras que permita la competencia en el segmento de la generación.

“En otros términos, que la transmisión no sea una restricción al desarrollo de proyectos de generación, sino que -al contrario- se convierta en un elemento de empuje al fortalecimiento del sector”, sostiene Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE.

El proyecto también busca fortalecer el rol del Estado en la planificación energética del país y en la expansión de la transmisión, además de transparentar el sistema que remunera las líneas de transmisión. Un aspecto especialmente valorado por el gremio de los pequeños y medianos generadores, ya que permite disminuir la incertidumbre para los nuevos entrantes.

Pero uno de los puntos más polémicos del proyecto de ley apunta a que el pago de la transmisión pase a ser directa e íntegramente de cargo de la demanda. Medida fuertemente criticada por la ONG Chile Sustentable, quienes señalan que esto impactará no sólo a los clientes libres, que son las grandes industrias, sino también a los clientes regulados. En otras palabras: todos los ciudadanos.

En cuanto a la remuneración de las obras de expansión, Chile Sustentable analizó sus detalles, argumentando que el proyecto especifica que el valor anual resultante de la transmisión por tramo y el valor anual de inversión más el costo de operación y mantenimiento para obras de ampliación, se aplicará durante cinco períodos tarifarios, es decir, durante 20 años. Después, las instalaciones y su valoración deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación correspondiente.

“¿Qué consecuencias traerá esta propuesta? Gravar excesivamente el costo del servicio público de transmisión en perjuicio del consumidor, pues al final del período de 20 años la inversión de toda la infraestructura, que ya se encuentra amortizada, es decir, pagada por parte del inversionista, sigue siendo cobrada, además de la operación, administración y mantenimiento de la infraestructura de transmisión”, asegura Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable.

El gremio de la gran minería tampoco se ha restado del debate. Así, durante un encuentro especializado del sector, tanto José Tomás Morel, gerente de Estudios del Consejo Minero como Verónica Cortez, superintendente de Suministro y Eficiencia Energética de Collahuasi, expresaron su preocupación ante esta nueva normativa.

Independizar el despacho de energía, restando injerencia a los actores del mercado, es uno de los desafíos más relevantes del sector. Es por esto que la creación de un coordinador único del sistema eléctrico nacional va en esta dirección. (Foto: CDEC-SING)

Ambos ejecutivos coincidieron en que “no hay incentivos” para que generadores y transmisores optimicen sus costos, por lo que quedan a cargo de la demanda. “Hay que ver la factibilidad de corregir la distribución de los costos, sin debilitar las virtudes del proyecto de ley”, expresaron.

Una visión distinta plantea Juan Carlos Araneda, presidente del Comité Chileno del Cigré, para quien hoy la demanda paga igualmente los costos de transmisión, pero lo hace a través de un cargo directo.

“Éste es del orden del 20%, y el resto lo está pagando en los precios de la energía que le cobran las empresas generadoras a través de los contratos de suministro. Tal vez las empresas mineras del norte estén preocupadas por el subsidio que se produce al calcular un estampillado plano, pero hoy seguro pagan más de lo que creen y lo reciben en el precio del contrato”, dice el ejecutivo.

Polos de desarrollo en la mira

Otro de los puntos que genera visiones contrapuestas es la definición de aquellas zonas con altos potenciales de generación eléctrica, que ahora pasarán a llamarse “polos de desarrollo”. Una nueva figura que busca coordinar proyectos en un área geográfica determinada para que, a través de una solución única de transmisión, inyecten su energía al sistema.

De acuerdo a las últimas indicaciones incorporadas por la CNE en el proyecto, para la definición de aquellas zonas del país como polos de generación de energía eléctrica, el Ministerio de Energía deberá someter dicha declaración a una evaluación ambiental estratégica (EAE). Una idea que, según el secretario ejecutivo de la institución, busca generar participación ciudadana y la legitimidad necesaria entre las comunidades de dichas zonas.

Pero el objetivo no convence del todo. Para la directora ejecutiva de Chile Sustentable, Sara Larraín, “aunque una región haya determinado su estrategia de desarrollo, si la autoridad energética decide que ese territorio o esa cuenca será polo de desarrollo de generación eléctrica, la gente no tiene nada que hacer. De hecho, ni siquiera será informada hasta que se establezca la franja de transmisión de interés público”, advierte.

Ahora bien, las regiones de Aysén y Magallanes no serán consideradas en los denominados polos de desarrollo para la transmisión, lo que en teoría impediría que se subsidie la construcción de líneas para los grandes proyectos hidroeléctricos ubicados en la zona, como HidroAysén y Cuervo, dejando esta opción solo para el futuro sistema nacional, que nacerá con la interconexión entre el SIC y el SING.

Interpretado este punto como un guiño a quienes se oponen al desarrollo de centrales de esta magnitud, la dirigente de Chile Sustentable ha señalado que, en todo caso, el modelo a partir del cual se definirán estos polos buscaría favorecer a los mayores tenedores de derechos de agua del país como Endesa, Colbún y AES Gener. “El proyecto lo único que hace es continuar con el modelo extractivista de energía y poner en valor los derechos de agua de estas empresas”, dice Sara Larraín.

Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, CNE.

Y si hay algo que destacan desde la CNE es que el Estado tendrá un rol central en el proceso de planificación y definición de los trazados de transmisión eléctrica. Es así como en este proyecto de ley se establece un nuevo “Procedimiento de Estudio de Franja”, que será sometido a evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad.

Un tema que acapara la atención, ya que hoy las definiciones de los trazados de líneas eléctricas son entregadas exclusivamente a los operadores privados de dichos sistemas. Con esta nueva ley, mediante un proceso previo participativo -añade Romero-, será el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad el que definirá por donde deban pasar los sistemas de transmisión.

“La experiencia internacional, como en Colombia, Estados Unidos, Australia y Suiza, confirma lo positivo que el Estado esté más involucrado en la planificación y definición de los trazados”, agrega el representante de la CNE.

Sin embargo, la definición de la franja no incluye la evaluación de lo más importante y determinante como es el polo de desarrollo, factor que no es sometido a la EAE, según Chile Sustentable.

“Todo el trabajo lo hace el Estado, quien con recursos públicos impone una franja de ‘interés público’ para beneficio del inversionista privado. Una vez hecha la parte más difícil del proyecto de línea de transmisión (estudio de franja, EAE, etc.), el privado es dueño perpetuo de la franja y de la infraestructura, la que además valoriza para siempre. En resumen, un subsidio más del Estado y la ciudadanía para los inversionistas privados, sin garantizar los derechos de las comunidades”, asegura la representante de la ONG.

Sobre este tema también fue consultada la Asociación de Empresas Eléctricas. Sin embargo, se excusaron de responder a Revista Nueva Minería y Energía, argumentando que no entregarían su opinión mientras la normativa esté en discusión.

Una nueva figura

Independizar el despacho de energía, restando injerencia a los actores del mercado, es uno de los desafíos más relevantes del sector. Es por esto que la creación de un coordinador único del sistema eléctrico nacional va en esta dirección, destacando dentro de los principales puntos del proyecto de ley. Una figura que reemplazará a los actuales CDEC desde el 1 de enero de 2017, y que busca alinear la institucionalidad del sector a la pronta interconexión de los principales sistemas eléctricos.

Con el objetivo de resguardar su independencia e idoneidad técnica, en la CNE aseguran que se reducirán de 7 a 5 los miembros del Consejo Directivo. Además, se modificó la conformación del Comité de Nominaciones (que seleccionará a los miembros del Consejo), quedando constituido por el secretario ejecutivo de la CNE, un consejero del Consejo de Alta Dirección Pública, el presidente del Panel de Expertos del sector eléctrico o uno de sus integrantes designado para eso, y el presidente del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia o uno de sus miembros.

Este elemento es lo que, a juicio de la Asociación de Pequeños y Medianos Generadores Eléctricos GPM, se debe modificar, ya que el coordinador debe ser independiente del gobierno de turno.

“El órgano regulador (la CNE) no debe ser un interventor en las decisiones del coordinador porque las medidas en materias técnicas deben ser independientes. Se corre el riesgo de que el coordinador tome siempre decisiones en línea con las ideas del gobierno de turno, que pueden perjudicar la operación de las empresas generadoras, y que en definitiva, aumente la percepción de riesgo del mercado eléctrico”, argumenta Carlos Barría, director ejecutivo de GPM.

Y es que para Claudio Huepe, coordinador del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad Diego Portales, el coordinador independiente debe tener efectivamente independencia, pero también ser un organismo responsable ante la ciudadanía, ya que cumple una importante función pública.

Según el especialista, “es lógico que exista participación del Estado en el nombramiento de los directores y en la supervisión de su operación, sin que eso sea una injerencia indebida”.

Sara Larraín, directora ejecutiva de Chile Sustentable. (Foto: Felipe Pinto)

Compensaciones

El proyecto, a su vez, 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.

De acuerdo a la CNE, esta compensación operará cuando la indisponibilidad no se encuentre autorizada en la ley o se verifique fuera del estándar de la normativa técnica, mientras que el monto de las compensaciones será el equivalente de la energía no suministrada, valorizada a quince veces la tarifa de energía vigente durante la indisponibilidad de suministro para el caso de los clientes regulados.

En el caso de los clientes libres, la compensación corresponderá al equivalente de la energía no suministrada, valorizada a quince veces la componente de energía del precio medio de mercado.

“La compensación pagada por una empresa transmisora tendrá un techo no superior por evento al menor valor entre el 5% de los ingresos en el año calendario anterior o 20.000 UTA (cerca de US$16 millones)”, asevera el secretario ejecutivo de la institución.

Un factor que según Carlos Barría, de GPM, debe corregirse, “ya que significaría duplicar los castigos a las empresas generadoras, dado que ya la normativa vigente castiga a través de los mecanismos de pago de potencia a las generadoras por sus estándares de indisponibilidad”.

Pero las compensaciones son importantes para la sustentabilidad social de un sistema que en ocasiones, presenta fallas. Así lo explica Claudio Huepe, de la Universidad Diego Portales, para quien lo esencial es lograr un equilibrio que permita a las personas sentirse realmente compensadas sin poner en riesgo la continuidad económica del operador.

Si bien en opinión de algunos entrevistados quedaron algunos puntos en el tintero en esta nueva ley como la generación distribuida, las redes inteligentes, las congestiones en los sistemas de transmisión que afectan los ingresos de las empresas en zonas excedentarias de energía, entre otros, la interrogante está en cómo se llevará a cabo la puesta en marcha de esta nueva normativa.

¿Cumplirá con las expectativas de los actores del sector? Difícil saberlo, pues, al cierre de esta edición, aún se trata de un debate de líneas cruzadas.