Los actores de este segmento reconocen los beneficios de la normativa promulgada en 2016, pero advierten la necesidad de perfeccionar algunos aspectos como la remuneración del servicio y la pronta materialización de reglamentos pendientes, entre otros puntos.

A dos años de su promulgación, la Ley de Transmisión (N°20.936) ha generado un nuevo escenario de aprendizajes para las empresas del sector eléctrico, en un proceso que comenzaría a tener mayores certidumbres a partir del próximo año, según indica el diagnóstico entregado por los principales actores de este segmento (autoridades, especialistas, empresas transmisoras y clientes libres) consultados por ELECTRICIDAD.

Y es que, si bien tienen una positiva evaluación de la normativa, los especialistas plantean la necesidad de perfeccionarla mediante algunos ajustes, destacando en este sentido lo que podría hacer la ley miscelánea que estudia el Ministerio de Energía, además de la creación de una figura que defienda a los clientes libres.

Evaluación

Eduardo Escalona, socio a cargo de Energía y Mercados Regulados en Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría, sostiene que la Ley “ha resultado bastante compleja de implementar y, por lo mismo, de entender para los diversos actores que se han incorporado al mercado y también los que están interesados en presentarse a las licitaciones de obras nuevas de transmisión nacional o zonal”.

Uno de los puntos complejos mencionados por el abogado son los nuevos cargos únicos de transmisión y el impacto de las liquidaciones. “Es probable que tengamos mayor certeza de esta etapa de transición cuando termine 2018 y tengamos las liquidaciones respectivas de todos los cargos que corresponde pagar por el uso de la transmisión durante este año, lo que será más claro a partir del término del proceso de valorización de la transmisión que debiera ocurrir, si no hay atrasos, durante 2019, para el periodo tarifario 2020-2023”, asegura.

Otro aspecto son los costos. Escalona indica que el aprendizaje del sector privado también se concentra en los impactos “que significa el traspaso de la demanda de todos los cargos de transmisión, lo que ha generado bastantes dificultades, y la identificación de algunos riesgos de que se traspasen tarifas más allá de lo que está contemplado”.

Este tema de costos preocupa al sector de clientes libres del sistema eléctrico. Rubén Sánchez, director ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (Acenor A.G.), advierte que ha habido un aumento promedio de las tarifas eléctricas “del orden de 10%, debido a la transmisión zonal, la transmisión nacional, la interconexión SIC-SING y el cargo de servicio público. Un análisis al cargo de servicio público significó para los clientes libres un aumento de 15 veces con respecto a lo pagado anteriormente por el CDEC y el Panel de Expertos”.

“Si bien los costos de transmisión asociada a la generación por lo general ya estaban incorporados en los costos de energía de los contratos de suministro vigentes, ya sea de forma directa o indirecta, la Ley 20.936 dispuso en relación a estos valores que los clientes libres los pagarán en forma directa sin intermediarios, en base a cargos unitarios, como un pass through, pero no determinados en base al uso esperado de las líneas, sino que basados en un esquema de estampillado o reparto proporcional a la demanda de cada cliente en relación a la demanda total del país. Sin embargo con la aplicación de estos pass through nos preocupa que los clientes libres serán el único agente que asumirá todo el riesgo de ineficiencias en la operación del sistema, además del crecimiento inorgánico de la transmisión y los nuevos cambios regulatorios, explica el ejecutivo.

Para Andrés Romero, director de Valgesta Energía, en esta fase de aprendizaje de la Ley “queda un camino de desarrollo regulatorio, en que se asienten la metodología de los distintos procesos que involucra la planificación y tarificación del sistema”, por lo que asegura que en el sector de clientes libres “falta un convencimiento aún de que los precios finales tienen que mirar a los distintos componentes, que no es solamente la transmisión, pues los estudios y la realidad de los precios han demostrado que en la medida en que el sistema de transmisión es robusto, y permite desarrollar un mercado robusto, incide fuertemente en los precios de clientes finales”.

Sin embargo, Rubén Sánchez señala que “luego de promulgada la nueva ley, solo hubo una disminución menor promedio en torno al precio de la energía de US$2,5 por MWh en base al precio medio de mercado”.

En esta línea, la ministra de Energía, Susana Jiménez, reconoce que la normativa tiene impactos que deben evaluarse en el tiempo”, especialmente en la remuneración por el uso del sistema que se traspasó a la demanda, por lo que señala que “estamos trabajando en un mecanismo adecuado que, por ejemplo, pudiera permitir incorporar una representación activa de los intereses de los consumidores”.

Al respecto, Rubén Sánchez, afirma que se debe ver cómo se abordará esta propuesta en la práctica, porque los procesos del mercado libre no son regulados.

“La respuesta natural que surge es que se debe incentivar a que los clientes libres se agrupen en sus asociaciones gremiales para abordar estos desafíos. En ese sentido, Acenor tiene como meta ser un ente aglutinador efectivo de la demanda eléctrica para cumplir estos propósitos, pues estima que hacerlo en forma separada es poco efectivo y demasiado oneroso, siendo más lógico compartir los esfuerzos para todas las tareas comunes, pero para ello son los propios clientes libres los que tienen que integrarse”, precisa.

“Igualmente consideramos que un tema importante que se debiera revisar es que la generación vuelva a tener algún grado de participación en el pago de la transmisión de modo de involucrarlos en la discusión de temas como la planificación y regulación del sistema eléctrico nacional”, agrega Sánchez.

 

Discrepancias

Dentro del proceso de adaptación a este marco regulatorio también se ha visto un rol más activo del Panel de Expertos, donde se han acogido varias discrepancias en torno a la transmisión, como lo menciona Andrés Salgado, socio director de ENC Energy Consultants: “En 2016 hubo tres discrepancias por temas de peajes y planificación de la transmisión, mientras que en 2017 aproximadamente nueve fueron por temas de transmisión, acceso abierto y peajes, y este año a la fecha llevamos nueve discrepancias de las cuales siete estarían relacionadas con peajes, valorización (una de ellas suspendida), expansión y acceso abierto a la transmisión”.

“La Ley define qué materias pueden ser sometidas a la resolución del Panel de Expertos y se puede esperar que los próximos años siga una tendencia a tener mayores discrepancias sobre los procesos de expansión y de acceso abierto, hasta que se alcance mayor madurez sobre estos temas y que el aprendizaje de la aplicación de la ley nos lleve a una reducción de las discrepancias sobre estas materias”, plantea el especialista.

A juicio de Andrés Romero, las discrepancias asociadas al proceso de planificación de la transmisión “tienen que ver con el desarrollo regulatorio del tema, por lo que se deben desarrollar y mirar metodológicamente los mandatos que la Ley entregó al regulador para planificar el sistema y es parte de lo que debería sentarse como criterio”.

Es así como en agosto, el Panel de Expertos emitió el dictamen respecto a las “Discrepancias sobre el Plan de Expansión Anual de la Transmisión año 2017”, donde se decidió no considerar dentro de las obras nuevas del plan de transmisión a la línea HVDC (corriente continua de alta tensión) Lo Aguirre N°2 – Kimal N°2, pues “existen propuestas alternativas respecto de esta línea, que difieren en costos, su concepción, plazos de construcción, fechas de puesta en servicio y se basan en distintos supuestos de desarrollo de centrales (en cantidad, localización y tecnologías)”.

En este contexto, la ministra Susana Jiménez afirma que “es importante conocer cómo evoluciona el primer plan de expansión de la transmisión, actualmente en proceso, para evaluarlo. Asimismo, estamos trabajando los reglamentos que quedaron pendientes y que permitirán entregar más certeza y claridad a todos los agentes en los diferentes temas relacionados con la transmisión”.

Valorización

La valorización de las instalaciones en el sistema eléctrico es otro punto relevante para el futuro de la transmisión. Rubén Sánchez sostiene que los eventuales cambios de cargos de la transmisión se verán con mayor nitidez “cuando se publique el nuevo decreto de valorizaciones de instalaciones denominado “6T”, dando origen a la fijación final de los cargos de transmisión zonal 2018, en vez de los valores reliquidables actualmente vigentes para 2018; o al inicio de 2019 cuando se comiencen a aplicar los valores definitivos de la transmisión nacional”.

En este tema, la Comisión Nacional de Energía (CNE) se encuentra invalidando las resoluciones sobre la calificación de las instalaciones de transmisión para el periodo 2020-2023, pues se detectó que en 16 instalaciones –de un universo de 2.655 instalaciones calificadas− existían inconsistencias.

“Luego de que concluya el procedimiento de invalidación, la CNE reiniciará el proceso de Calificación de Instalaciones de Transmisión, en el cual se efectuarán los análisis propios de ese proceso y las correcciones en la calificación de instalaciones que corresponda realizar, respecto de lo cual, como ya se señaló, los interesados podrán presentar sus observaciones y discrepancias al Informe Técnico Preliminar y al Informe Técnico Final de la CNE, en caso de estimarlo pertinente”, sostiene a este medio José Venegas, quien en agosto asumió como director ejecutivo del organismo regulador.

Reglamentos pendientes

La publicación de los reglamentos pendientes es otro de los hitos que la industria espera que se materialicen próximamente. La ministra Susana Jiménez recuerda que actualmente están en la Contraloría General de la República los reglamentos de Coordinación y Operación del sistema, junto al de Servicios Complementarios.

La ministra Jiménez sostiene que se encuentran actualmente en elaboración dos reglamentos, que considera la valorización y planificación de la transmisión. “Estos tratan temas relevantes que permitirán claridad a todos los agentes. El de planificación aborda aspectos como los criterios a considerar para la expansión del sistema, disposiciones relativas al acceso abierto a las instalaciones o a las licitaciones de transmisión, por ejemplo. En cuanto al de valorización, se tratan temas tan relevantes como la calificación en cada segmento, así como la tarificación y remuneración de los mismos”, precisa la autoridad.

José Venegas concluyen indicando que para este año “se han planificado mesas de trabajo para la discusión de las principales temáticas de cada uno de los reglamentos, las que se esperan concluyan durante el segundo semestre para los efectos de someter ambos reglamentos a una consulta ciudadana e ingresarlos a la Contraloría General de la República durante este año”.

 

Fuente: Electricidad