• Juan Manuel Contreras

Proyecto de ley de transmisión: los principales cambios



El gobierno ingresó el pasado mes de agosto un proyecto de ley que modifica la legislación de la transmisión eléctrica establecida en la ley 19.940 del 2004. En lo sustancial modifica la forma como se tipifican, expanden, administran (acceso abierto), tarifican y pagan los sistemas de transmisión eléctrica del país.


Las principales propuestas contenidas en este proyecto de ley, se resumen en los puntos siguientes:


I. SEGMENTACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN

En rigor no cambia lo que se ha entendido como segmentos troncal, subtransmisión y adicional, pero modifica los criterios de clasificación desde una base de definiciones técnicas a una conceptual, y agrega dos tipos nuevos de instalaciones.

  1. Sistema de Transmisión Nacional (ex – Troncal): Líneas y subestaciones que permiten la conformación de un mercado eléctrico común y posibilitan el abastecimiento de la totalidad de la demanda en diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio.

  2. Sistemas de Transmisión Zonal (ex – subtransmisión): Líneas y subestaciones eléctricas dispuestas esencialmente para el abastecimiento de clientes regulados, territorialmente identificables.

  3. Sistemas de Transmisión Dedicados (ex – adicionales): Líneas y subestaciones eléctricas destinadas esencialmente para el suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios o para permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico.

  4. Sistema de Transmisión para Polos de Desarrollo (nuevo segmento): Líneas y subestaciones eléctricas, destinadas a transportar la energía eléctrica producida por medios de generación ubicados en un mismo polo de desarrollo. Los polos de desarrollo serán determinados por el Ministerio de Energía.

  5. Sistema de Interconexión Internacional (nuevo segmento): Líneas y subestaciones eléctricas destinadas a transportar la energía eléctrica para efectos de posibilitar su exportación o importación.


II. LA EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN

En la legislación actual sólo la expansión del sistema troncal es planificada y obligatoria de realizar. En el proyecto de ley se amplía esta expansión vinculante a los sistemas Nacional, Zonal, Polos de desarrollo y para instalaciones dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público.


Habrá dos procesos asociados a la planificación de la transmisión:

1. Cada cinco años el Ministerio de Energía hará un proceso de planificación energética de largo plazo (30 años). Una de las definiciones relevantes será la identificación de polos de desarrollo definidos como zonas geográficas donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción o consumo de energía eléctrica, cuyo aprovechamiento utilizando un único sistema de transmisión resulta de interés público y es eficiente económicamente.


2. Anualmente la Comisión Nacional de Energía llevará a cabo un proceso de planificación de la transmisión, con un horizonte de 20 años. Esta planificación abarcará las obras de expansión necesarias del sistema de transmisión Nacional, de Polos de desarrollo, Zonal, Dedicados utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios y de Interconexión Internacional. Todas estas obras serán vinculantes para su desarrollo.

El primer Plan de expansión integral será el del año 2017.

Los derechos de ejecución y explotación de obras nuevas y la construcción y ejecución de las ampliaciones serán licitados y adjudicados por el Coordinador. El pago del VI ofertado de las obras de ampliación será asumido por el propietario de la instalación base.

Para las obras nuevas existirá una categoría especial a las que el Ministerio definirá una franja preliminar. Para todos los efectos, a estas obras nuevas se les asignará el carácter de imprescindibles y de interés nacional.

La franja preliminar definida, contará con evaluación ambiental estratégica por parte de la autoridad y será materia de Decreto. Los adjudicatarios de las obras nuevas podrán utilizar parte de la franja en sus trazados y en consecuencia imponer y pagar las servidumbres que requieran.


III. SOBRE EL ACCESO ABIERTO A INSTALACIONES DE TRANSMISIÓN

La ley precisa el acceso abierto sin discriminación y lo extiende a todas las instalaciones de transmisión.


En el caso de los sistemas Nacional, Zonal y para Polos de desarrollo, no se podrá negar el transporte ni la conexión ni siquiera por motivos de capacidad.


Para las instalaciones dedicadas, independiente de cómo han sido desarrolladas, no se podrá negar el transporte ni la conexión mientras exista capacidad técnica disponible. La capacidad disponible y la autorización de la conexión serán determinadas por el Coordinador.


IV. CÓMO SE TARIFICA Y PAGA LA TRANSMISIÓN

Régimen general:

  • En régimen de la nueva ley, los pagos serán 100% clientes (retiros).

  • Los pagos por los clientes se harán a base de cargos únicos (estampillado) por energía retirada. Uno para sistema Nacional; uno para cada zona; uno para el conjunto de Polos de desarrollo y uno para el conjunto de líneas dedicadas utilizadas por concesionarias.

  • Las obras nuevas se licitarán y se pagarán por cinco períodos al VATT ofertado.

  • Las ampliaciones se adjudicarán al VI ofertado, el propietario pagará el VI a la empresa adjudicada, quien tendrá derecho a cobrar el AVI + COMA correspondiente. Cada cuatro años, a base de estudios especialmente contratados, la CNE determinará los valores de AVI + COMA para las obras existentes de los sistemas de transmisión Nacional, zonal, polos de desarrollo y líneas dedicadas utilizadas por empresas concesionarias de servicio público. El primer proceso de tarificación de instalaciones existentes de acuerdo a la modificación legal regirá el año 2020. A partir del año 2019, la tasa de costo de capital para el AVI de obras existentes y ampliaciones será calculada por la CNE. La TCC no podrá ser inferior a 7,5% para el período 2020 – 2024, ni menor a 7% a partir de 2025.

Período transitorio de pago del sistema eléctrico nacional. 2019 – 2034:

El sistema actual de pago del sistema troncal, es asumido por los generadores en un 80% en el área de influencia común y fuera de ella en la proporción que los flujos esperados vayan hacia el área de influencia común. Esto distribuye los pagos totales en 70% a generadores y 30% a clientes, aproximadamente.


El proyecto de ley define un período transitorio (2019 – 2034) en que se traspasa a los clientes la porción de pago de los generadores.


Este esquema de pago se resume en:

  • La interconexión entre los sistemas será pagada desde su puesta en servicio 100% clientes, por cargos únicos diferenciados para clientes del SIC y del SING.

  • Todas las instalaciones del sistema de transmisión Nacional que entren en servicio después de 1 de enero 2019 serán pagadas 100% clientes.


Entre el año 2019 y 2034 el pago por inyección de las centrales generadoras por uso del sistema de transmisión Nacional, excluidos la interconexión y las nuevas instalaciones, será como sigue:

  1. Se calculará la prorrata de pago para cada tramo (uso esperado 2018), para las centrales existentes al 31 de diciembre de 2018. Estas prorratas serán ajustadas por tabla de factores anuales que van desde 80% en 2019 a 0% en 2034.

  2. Las centrales que entren en servicio después de 2018 disminuirán el pago de las centrales existentes.

  3. Las exenciones de pago a los MGNC de la ley actual serán asumidos por los clientes.

  4. Los generadores que suscriban contratos con inicio de suministro posterior a enero 2019 disminuirán sus pagos en una fracción igual al cuociente entre la energía contratada y su energía firme.

  5. Habrá un cargo único a clientes para cubrir todas las disminuciones de pago de las generadoras.


Entre el año 2019 y 2034 el pago para clientes por el uso del sistema de transmisión Nacional, se determinará:


1. Se definirán cuatro cargos únicos de transición diferenciados, según la ubicación geográfica de la barra de retiro. Si pertenece o no al área de influencia común (AIC) y si previo a la interconexión era parte del SIC o del SING.

Cada cargo único de transición incluirá los pagos por las instalaciones del sistema de transmisión Nacional asociadas al sector y la parte de la interconexión asignada al sector, descontados los pagos de las generadoras; dividido por los consumos esperados del sector.

Se definirá un cargo único nacional referencial como el pago de todas las instalaciones del sistema nacional descontado el pago asignado a los generadores; dividido por los retiros totales del sistema.


2. Para los clientes con potencia conectada igual o superior a 15.000 kW, habrá un cargo único diferenciado por sector, calculado como el cargo único de transición del sector multiplicado por un factor con valor 1,0 en 2019, y que disminuye en 1/15 anual, más el cargo único nacional multiplicado por (1,0 – factor).


3. Para clientes con potencia conectada inferior a 15.000 kW habrá un cargo único calculado como el promedio de los cuatro cargos únicos diferenciados de cada sector, ponderados por la proporción de consumos esperados de clientes finales de potencia conectada inferior a 15.000kW de cada sector.


V. CREACIÓN COORDINADOR NACIONAL

Con la implementación de la interconexión eléctrica SIC – SING, la ley crea un Coordinador nacional en sustitución de los CDEC existentes, y lo dota de personalidad jurídica (corporación autónoma de derecho público).


Esta entidad será financiada por los clientes mediante un cargo especial y tendrá como funciones especiales la coordinación de la operación y de las transferencias económicas. Además deberá colaborar en el monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico y la cadena de pagos y se incrementa el nivel de transparencia sobre la información que maneja y produce.

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