El “tren legislativo” que impulsa el Ministerio de Energía sumó una nueva entrega al Parlamento. Esto, luego que la cartera dirigida por Máximo Pacheco ingresara el pasado 7 de agosto al Congreso el proyecto de ley de transmisión eléctrica.
De acuerdo con el Ejecutivo, uno de los principales objetivos de la iniciativa es elevar la competencia del sector. Pero también, impulsar a la baja los precios de la energía, materia que según estimaciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), podría ocurrir con una caída de hasta US$ 15 por MWh en las próximas licitaciones de energía a distribuidoras.
“Nuestra estimación es que un sistema de transmisión con más holgura y con medidas de transparencia en los costos, debería impactar en precios finales en torno a US$ 10 a US$ 15 por MWh hacia la baja”, dijo Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE.
Romero añadió que cuando el proyecto salga del Parlamento (el Ejecutivo espera que sea a más tardar en abril de 2016), tendrá un impacto inmediato de US$ 5 a la baja en los precios de licitación. Además, agregó que a futuro estas bajas podrían permitir precios cercanos a los US$ 90 por MWh en promedio en las subastas, cifra que hoy está en torno a US$ 105 por MWh.
Principales cambios
El diagnóstico de Energía, junto a otros actores del sector, luego de un trabajo pre legislativo de un año, reveló que el alto precio de la energía en el país se atribuye, entre otras causas, a un sistema de transmisión poco robusto, que genera problemas de competencia y seguridad.
Para eliminar estas barreras, el Ejecutivo propone, entre otras soluciones, la creación de un coordinador independiente del sistema eléctrico nacional que reemplazará a los actuales CDEC, con personalidad jurídica propia, y con nuevas funciones, entre las que destaca la colaboración con las autoridades en el monitoreo de la competencia en el sector, pudiendo incluso notificar a la Fiscalía Nacional Económica (FNE) en caso de ser necesario.
La iniciativa propone, además, una nueva definición funcional de los sistemas de transmisión del país. De esta forma, el actual sistema troncal pasaría a definirse como sistema de transmisión nacional. Además, los sistemas de subtransmisión se denominarían de transmisión zonal; y la transmisión adicional cambiará a sistemas dedicados.
El proyecto crea un cuarto sistema: los polos de desarrollo. Este nuevo segmento permite, a través de una única solución coordinada, la evacuación de generación de polos de desarrollo (en especial, cuencas hidrográficas), donde hay un interés público y fallas de coordinación para su materialización.
También se incorporará un nuevo proceso quinquenal de planificación energética, a cargo del Ministerio de Energía, que tendrá un horizonte de 30 años.
La iniciativa busca lograr equilibrios en materias económicas, sociales y ambientales en la definición de los trazados de transmisión. Para esto, se establecerá un procedimiento de estudio de franja, el que será sometido a una evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros.
Otro punto destacado es el que dice relación con transparentar la remuneración del sistema de transmisión. La formula actual establece que las generadoras cancelan el 80% de este costo y los clientes finales 20%, pero a juicio de la CNE, ese costo es traspasado de manera íntegra al consumidor final a través del precio.
“Los generadores no seguirán cobrando el sobrecosto y los clientes finales terminarán pagando lo que realmente corresponde que paguen”, dijo Romero.
Una verdadera avalancha de recursos ante el Panel de Expertos, cuestionando diversos aspectos del Estudio de Transmisión Troncal (ETT) de la Comisión Nacional de Energía (CNE), presentaron a fines de la semana pasada generadoras eléctricas, transmisoras y mineras.
Trece empresas, entre las cuales se encuentran Colbún, E-CL, AES Gener, Transelec, Minera Escondida, Anglo American Sur (AAS), Collahuasi y algunos desarrolladores renovables, recurrieron al Panel de Expertos -organismo que dirime las controversias en el sistema eléctrico- para reclamar principalmente por las valorizaciones de las obras de transmisión contenidas en el ETT, cuya versión final fue dada a conocer el pasado 31 de julio.
Durante el proceso de realización de los estudios, algunas empresas (como E-CL y Transelec) ya habían manifestado algunas diferencias respecto de los criterios utilizados por el consultor, por lo que la CNE se abrió a una revisión extraordinaria del documento.
Esto abre un foco de conflicto entre las empresas y el gobierno, ya que las firmas reclaman que los informes técnicos con que se realizaron las valorizaciones de las obras troncales, así como también de diversos costos -como acero, torres, cuadrillas de trabajadores, etc-, en las que las empresas deben incurrir para llevar a cabo las obras, no fueron debidamente considerados por la autoridad.
El primer informe de la autoridad estableció que el valor actual de los troncales existentes en el país -y por las cuales las empresas reciben una remuneración mensual- alcanzaba unos US$ 2.800 millones. Tras la revisión que hizo el gobierno esta valorización subió 17%, hasta unos US$ 3.300 millones, bajo las estimaciones de las empresas.
Este cálculo es relevante, porque influye en los ingresos por el uso de las líneas de transmisión de las empresas por cuatro años, que es el tiempo en que se actualiza el estudio.
Valorización de las obras
En el caso de TEN (Transmisora Eléctrica del Norte), la filial de E-CL, y que llevará a cabo la interconexión entre el SIC y SING, señala que el informe técnico no reconoce dentro de su modelación inversiones por casi US$ 75 millones que la firma deberá realizar para concretar el proyecto.
Entre ellas destaca las plataformas de compensación en la subestación Los Changos, las inversiones en instalaciones comunes en el patio de la subestación Nueva Cardones y gastos relacionados al desarrollo y ejecución del proyecto troncal. En este sentido, indica que a la fecha los gastos realizados por la firma superan los US$ 12 millones.
Transelec, el mayor actor en el segmento de transmisión del país y dueño de más del 90% de las líneas troncales del sistema, criticó los criterios utilizados en la valorización de las instalaciones troncales, señalando que hubo un "cambio de metodología" por parte del consultor, lo que no correspondería con lo acordado en el comité que inició los estudios.
En el caso de las obras de ampliación propuestas (como cambio en interruptores en Charrúa y Ancoa, barras seccionadoras e incorporación de equipos en las subestaciones Polpaico y Alto Jahuel), sostiene que las inversiones estarían subestimadas.
Asimismo, indica que en el caso de los materias de construcción, el valor del acero considera por el estudio está por debajo de los valores del mercado, como así también pide la homologación de ciertos cargos de los responsables de la operación y supervisión de los sistemas y un incremento de las remuneraciones consideradas para los directivos en la empresa modelo.
El efecto en las mineras
Tanto AES Gener como Colbún reclaman ante el organismo por la inclusión de una serie de líneas de transmisión adicionales -esto es, de carácter privado- que fueron consideradas como troncales por el ETT, señalando que estas no cumplirían con los requisitos necesarios ser cambiadas de categoría.
Aquí, sostienen, se afectarían contratos de suministro que mantienen con compañías mineras como AAS y Minera Escondida, las cuales también se hicieron parte del proceso de reclamo.
Al ser declaradas como troncales, estos tendidos pasan a ser "abiertos", por lo que otras empresas -con las cuales los desarrolladores no mantienen contratos- podrían solicitar conectarse a ellas para evacuar su energía, pagando el peaje que la autoridad determine.
El ETT calificó cinco de las instalaciones de Colbún como troncales, mientras que en el caso de AES Gener, la firma considera que la calificación en otras ocho líneas es errónea.
En el caso de las mineras, Escondida señala que el informe de la autoridad no reconoció cuestiones claves, como el valor de vida útil de las líneas Atacama-O'Higgins 220 y Laberinto-Crucero 220, de modo que las inversiones en estas se remuneren correctamente.
A esto se deben sumar, según la minera, los costos de las servidumbres, lo materiales de ferretería de los conductores y otras cuestiones técnicas.
AAS sostiene que la CNE no contó con datos fidedignos sobre el costo de cada línea de transmisión.
BAJA EN COSTO DE ENERGÍA
La semana pasada, el gobierno ingresó al Congreso un proyecto de ley que busca introducir reformas a la planificación en el sistema de transmisión, aumentar la competencia y también minimizar los riesgos de suministro de energía, lo que según el gobierno redundaría en una reducción en los costos de energía en el largo plazo.
Según señaló Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), los cambios, entre los que se encuentra aumentar al doble el horizonte de planificación con que se trabaja hoy (de 15 a 30 años) en la expansión de las nuevas líneas de transmisión, podrían reducir entre 10% y 14% el costo de la energía, esto respecto de los precios actuales, en torno a los US$ 107 por MWh. "Según un estudio de la PUC, debería haber mejores precios de entre US$ 10 y US$ 15 por MW solo por competencia y menores riesgos por descalces entre costos marginales. Hoy los precios con que los generadores ofertan tienen que ver con estos factores", dijo Romero.
En este sentido, señala que el cambio en el modelo de tarificación propuesto por las autoridades, que ahora sería de cargo totalmente de los usuarios finales, permitiría eliminar sobrepagos. "El sistema de remuneración hoy día es muy complejo, y hace que se genere una barrera de entrada para nuevos competidores. También hace que los consumidores estemos, eventualmente, sobrepagando por transmisión", dijo.
