EL 27 de julio de 2016 se publicó la ley 20.936, que introdujo cambios profundos a la transmisión eléctrica chilena, que aún no son adecuadamente dimensionados y creó el organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional.
Para ayudar a su comprensión, presentamos un resumen con los principales cambios consistentes en la nueva segmentación del sistema de transmisión; régimen de acceso abierto; planificación de la Transmisión, remuneración y forma de pago de la transmisión; Coordinador Independiente; servicios complementarios; compensaciones; y otras modificaciones.
1. Segmentación de las instalaciones de transmisión
La nueva ley estructuró el sistema de transmisión en los siguientes segmentos:
Sistema de Transmisión Nacional. (ex - Troncal).
Sistemas de Transmisión Zonal. (ex - subtransmisión).
Sistemas de Transmisión Dedicados. (ex - adicionales).
Sistema de Transmisión para Polos de Desarrollo. (Nuevo segmento). Líneas y subestaciones eléctricas destinadas a transportar energía producida en un mismo polo de desarrollo hacia el sistema de transmisión. Los polos de desarrollo serán determinados por el Ministerio de Energía por Decreto Exento.
Sistema de Interconexión Internacional. (Nuevo segmento). Líneas y subestaciones eléctricas destinadas a la exportación e importación de energía eléctrica. Se distinguen líneas de servicio público y de interés privado.
2. Modificaciones al régimen de acceso abierto a instalaciones de transmisión
Todas las instalaciones están sometidas a régimen de acceso abierto en condiciones no discriminatorias, para 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, debiendo efectuar las adaptaciones físicas para la conexión. El Coordinador aprobará la conexión y los costos de la conexión.
Por otra parte, 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. El uso de la capacidad disponible se otorgará contra garantía o pago anticipado.
3. Planificación de la Transmisión
Además de la planificación que se realiza al sistema de transmisión nacional, se efectuará planificación vinculante a los segmentos sistemas zonales, polos de desarrollo e instalaciones dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público.
Habrá dos procesos asociados a la planificación de la transmisión:
Planificación energética
Cada cinco años el Ministerio de Energía realizará un proceso de planificación energética de largo plazo (30 años).
Emitirá un Decreto que incluirá la identificación de los polos de desarrollo, definidos como zonas geográficas donde existen recursos para la producción de energía eléctrica renovable, cuyo aprovechamiento utilizando un único sistema de transmisión resulta de interés público y económicamente eficiente.
Planificación de la transmisión
Cada año la Comisión Nacional de Energía llevará a cabo un proceso de planificación de la transmisión, con un horizonte de 20 años. Definirá las obras de expansión del sistema de transmisión nacional, de polos de desarrollo, zonales y dedicadas utilizadas para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios. Todas estas obras serán vinculantes para su desarrollo.
Los criterios de expansión son múltiples, económicos, de seguridad, de mercado y de riesgo.
Para Polos de Desarrollo el criterio para determinar el momento es cuando la capacidad máxima esperada de generación para el primer año sea mayor o igual a 25% de la capacidad de la línea.
El primer Plan de expansión integral será el del año 2017.
Para las obras nuevas de Transmisión el Ministerio distinguirá entre obras sujetas a licitación directa y obras sujetas a estudio de franja. Las Franjas estudiadas, contarán con evaluación ambiental estratégica por parte de la autoridad y serán materia de un Decreto exento, en virtud del cual podrán ser gravadas con una o más servidumbres por razones de utilidad pública. El gravamen extinguirá cinco años después de emitido el Decreto y será prorrogable por otros dos años. Se otorga la calidad de concesionario al titular de la obra de expansión para efectos de las leyes 19.300 y 20.283.
Para los sistemas de interconexión internacional, el Ministerio podrá disponer mediante decreto la ejecución de obras de expansión. De manera excepcional, para la transmisión zonal el Ministerio de Energía fijará por Decreto Exento listado de instalaciones de ejecución obligatoria (obras nuevas y ampliaciones) determinando para las obras con fecha de inicio antes de 31 de diciembre de 2018, si procediera, la empresa responsable de la ejecución: Para las demás obras el Coordinador deberá licitar.
4. Remuneración y nueva forma de pago de la transmisión
Remuneración al propietario
Obras nuevas sistemas de transmisión nacional, zonales y para polos de desarrollo: Serán licitadas por Coordinador y se pagará VATT ofertado por 20 años, luego estarán sujetas a régimen normal de instalaciones existentes, excepto para polos de desarrollo, donde el VATT se paga por 28 años, luego reciben solo la proporción de uso por generadores.
Obras ampliación sistemas de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo: Serán licitadas por el coordinador, adjudicadas al menor VI. Propietario paga al adjudicado el VI. Remuneración del propietario es AVI+COMA con ajuste por impuesto a la renta, por 20 años. AVI a tasa de descuento vigente, luego estarán sujetas a régimen normal, excepto para polos de desarrollo, donde remuneración se extiende hasta por 28 años.
Obras existentes: cada cuatro años la CNE, a base de estudios contratados, determinará los VATT de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo y las instalaciones dedicadas para usuarios sometidos a regulación de precios. Los que serán materia de Decreto Exento emitido por Ministerio de Energía. A los propietarios de estas instalaciones existentes se les garantiza que reciben VATT por tramo.
El pago del VATT de las obras de expansión internacional aplicará por 20 años a los precios de la licitación. Luego procederá pago a régimen normal.
Tasa de descuento después de impuestos, la calculará la CNE cada 4 años (CAPM). La primera será determinada el 2019 y regirá por período 2020 – 2024. No será inferior a 7% ni superior a 10%.
Para tarificación de la subtransmisión se extiende la vigencia del DS-14, hasta el 31 de diciembre de 2017. A partir del 1 de enero de 2016 se eliminan los pagos correspondientes a inyección de generadores.
El proceso de tarificación de subtransmisión en curso regirá los años 2018 y 2019. El primer proceso de tarificación de instalaciones existentes de acuerdo a la modificación legal regirá el año 2020.
Pago de la transmisión
Los pagos por peaje serán 100% clientes por cargos únicos:
Uno por cada sistema transmisión zonal.
Uno por sistema de transmisión nacional.
Uno por instalaciones dedicadas en la proporción de usuarios con fijación de precios.
Uno para polos de desarrollo en la proporción no utilizada por generación existente.
Cargo único, adicionado a otro cargo general, para obras de interconexión internacional de servicio público, descontada la proporción de uso para exportación por parte de empresas generadoras.
Gradualidad de pago - Sistema Nacional
La obras de interconexión SIC-SING y las instalaciones del sistema de transmisión Nacional que por Decreto deban entrar en servicio después de 31 de diciembre de 2018 serán pagadas 100% clientes desde su puesta en servicio
Se establece una gradualidad para las demás instalaciones del sistema de transmisión nacional, a pago a 100% clientes desde situación actual, entre los años 2019 y 2034.
El pago por inyección se reducirá por factor de ajuste general anual (según tabla desde 100% - 2019// 95,53% - 2020//…..//0% - 2034), que se compone con un segundo factor anual de cada generador, definido por cuociente entre energía retirada esperada para sus contratos posteriores a la ley, dividido por la inyección total esperada de sus centrales.
Para el pago del sistema de transmisión nacional, se diferencia entre dos categorías de clientes:
Clientes libres de empresas generadoras, que pagarán la disminución del pago por inyección según la proporción anual que la ley les asigna (Tabla) más los cargos por retiro calculado según participaciones por uso, pero sólo en los tramos al que pertenecían antes de la interconexión más los cargos únicos por las obras de interconexión y obras de expansión con fecha de puesta en servicio posterior al 31 de diciembre de 2018.
Demás clientes libres o regulados, que pagarán la disminución del pago por inyección según la proporción anual que la ley les asigna (Tabla) más los cargos por retiro calculados en todos los tramos según la metodología vigente antes de la modificación más los cargos únicos por las obras de interconexión y obras de expansión con fecha de puesta en servicio posterior al 31 de diciembre de 2018.
Sistemas zonales: Pago 100% clientes desde 1 de enero de 2016.
Congestión: Cuando se produzca congestión producto de atraso en las obras de transmisión decretadas o por indisponibilidad operacional de instalaciones de transmisión, el IT del tramo en exceso sobre el IT normal sin congestión se reasignará a los generadores que inyectan o retiran.
5. Creación Coordinador Independiente
Con la implementación de la interconexión eléctrica SIC - SING, la ley crea un Coordinador nacional en sustitución del CDEC-SIC y el CDEC-SING, 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.
Coordinador programará la operación de los sistemas medianos donde exista más de una empresa generadora. Se incluyen en la calidad de Coordinados a los PMG que sólo inyectan a la red (no son para consumo propio).
6. Servicios complementarios
Estos servicios serán definidos por la CNE, su remuneración por la prestación serán 100% retiros, siendo los precios definidos preferentemente por subastas. Asimismo, tanto las inversiones nuevas como los costos de mantenimiento eficiente serán pagados 100% clientes por cargo único.
7. Compensaciones
Indisponibilidades no autorizadas en instalaciones eléctricas que no estén dedicadas a prestar servicio público de distribución darán origen a compensaciones.
8. Otras modificaciones
Cuando se produzca congestión producto de atraso en las obras de transmisión decretadas o por indisponibilidad operacional de instalaciones de transmisión, el IT del tramo en exceso sobre el IT normal sin congestión se reasignará a los generadores que inyectan o retiran.
La CNE y la SEC tendrán carácter de interesados en las discrepancias en que no tengan calidad de partes.
Ministerio tendrá plazo de 10 días para declarar inaplicable un fallo de Panel de expertos cuando se refiera a materias ajenas a su competencia.
Clientes pagarán directamente:
Presupuesto Coordinador
Panel de Expertos
Estudios de franja