El 21 de noviembre de 2017 marca una fecha icónica en la historia del sector eléctrico en Chile. Ese día se unieron los sistemas de transmisión independientes SIC y SING a través de una línea HVAC de 220 kV de 600 kilómetros. Así, el proyecto que se empezó a esbozar en la entonces Endesa del siglo pasado se hacía finalmente realidad. A esta última, se suma la nueva línea HVAC de 500 kV y 753 kilómetros que inició su operación recién en el mes de junio de este año, concluyendo de estructurar la nueva carretera eléctrica que hoy se extiende de Arica a Chiloé, ahora denominada Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Esta última línea, que se suponía tendría una capacidad holgada, ya ha registrado algunas horas en las cuales se ha visto copada. Algunos expertos preveían que ese escenario se iba a presentar en unos 4 ó 5 años desde su puesta en servicio. Lo anterior obliga a reflexionar en profundidad sobre la próxima ampliación del sistema en la zona norte: una línea en corriente continua (HVDC) crucial debido al papel que tendrá en la evacuación de la extensa capacidad de producción de energía solar. Al respecto, CIGRE Chile, en su afán por colaborar y reunir la mejor experiencia de la industria eléctrica y con el propósito de apoyar la toma de decisiones respecto de las especificaciones técnicas del proyecto HVDC Kimal-Lo Aguirre (aprobado en el Plan de Expansión de la Transmisión 2018), está haciendo un llamado a los profesionales del área para participar en el Grupo de Trabajo Técnico Transmisión en Corriente Continua de Alto Voltaje HVDC (SC B4).

Más información en cigre.cl; manuelsilva@cigre.cl

Por María José Ariztía, abogada división jurídica, Ministerio de Energía

La transmisión se encuentra posicionada hoy como una pieza clave para el desarrollo de nuestro país y, en especial, para el futuro renovable de Chile. En efecto, contar con una transmisión robusta, nos permitirá acercarnos a un futuro más limpio, eficiente, seguro y sostenible, y honrar nuestro compromiso de descarbonizar la matriz energética, alcanzando la carbono-neutralidad el año 2050.

Para lograr dichos objetivos, es necesario contar con un marco regulatorio adecuado, que entregue las señales para que la inversión y la operación de los recursos energéticos en el corto y largo plazo permitan cumplir con un suministro seguro, eficiente y sostenible.

En este contexto, recientemente se cumplieron tres años desde la entrada en vigencia de la Ley Nº 20.936, que estableció un nuevo sistema de transmisión eléctrica y creó un Organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, modificando la Ley General de Servicios Eléctricos[1] (la “Ley”). Dicha normativa incorporó importantes reformas al mercado de la transmisión, considerando la necesidad de promover una planificación y gestión de los proyectos de transmisión, de forma sostenible, con miras a “alcanzar la maximización del beneficio social, a través de la aplicación de los principios rectores de robustez, flexibilidad, eficiencia económica, planificación de largo plazo, seguridad y calidad de servicio, y sustentabilidad. Ésta última observada en una triple dimensión: uso del territorio, impacto ambiental y entorno social”^[2].

Ahora bien, el año 2018 se inició un trabajo conjunto entre el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía donde se identificaron algunos aspectos que debían ser mejorados en la Ley, para efectos de entregar mayor claridad a los participantes del mercado y alcanzar un marco jurídico más completo, adaptado a los dinamismos propios del sector de energía. Así, este proyecto de ley surge en respuesta al diagnóstico alcanzado junto a distintos actores del sector energético, consistente en un levantamiento de temáticas puntuales a mejorar, que revelaban ciertas dificultades de implementación y/o aplicación de las recientes modificaciones legales, y un análisis de la consistencia entre los objetivos de política pública y los compromisos normativos que permitirían la consecución de éstos.

En el marco de dicho trabajo, se identificaron distintos aspectos que requerían ser perfeccionados. Así, se llegó a la conclusión de que el mecanismo de acceso abierto actual requiere de una mayor flexibilidad y agilidad para efectos de permitir soluciones de conexión más rápidas cuando así sea necesario. Esto por cuanto hoy el desarrollador de un proyecto que está interesado en conectarse y requiere de una obra mayor para materializar su conexión, debe esperar al plan de expansión para hacerlo y no dispone de otras alternativas para agilizar el proceso, lo que puede transformarse en una barrera para el ingreso de actores al mercado.

Por otro lado, considerando el futuro renovable de Chile, el uso de sistemas de almacenamiento que tienden a costos cada vez menores y los comportamientos de la demanda eléctrica cada vez más más difíciles de predecir debido a factores como la electromovilidad o la generación distribuida, resulta muy necesario dotar de una mayor flexibilidad al plan de expansión, de manera que sea menos vulnerable a las incertidumbres que envuelven los supuestos de planificación, y además precisar los conceptos de obras nuevas y de ampliación, para efectos de dar una mayor claridad y certeza a todos los actores.

En definitiva, el proyecto de ley busca, a grandes rasgos, (i) aumentar y mejorar la competencia en el mercado, reduciendo los plazos y simplificando los actuales procedimientos asociados a la transmisión de energía, para que tanto la generación como la demanda puedan acceder oportunamente a las redes eléctricas existentes; (ii) perfeccionar, modernizar e incorporar herramientas regulatorias que permitan otorgarle mayor flexibilidad al procedimiento de planificación de la transmisión, reconociendo los beneficios de los desarrollos tecnológicos de una manera eficiente, que considere variables económicas, medioambientales y de uso apropiado del territorio; y (iii) otorgar mayor certeza jurídica en materias de valorización y remuneración de las instalaciones de los sistemas de transmisión y precisar las actuales disposiciones legales permitiendo un mejor entendimiento de la normativa.

Así, la propuesta relativa a acceso abierto sugiere la introducción de nuevos mecanismos excepcionales que permitan flexibilizar la conexión de proyectos de generación o consumo, teniendo en especial consideración la necesidad de desarrollar y conectar al sistema proyectos de generación y demanda en un tiempo menor al que toma el proceso de planificación de la transmisión, y, alternativamente, solicitar conexiones provisorias al sistema, a la espera de la materialización de una conexión definitiva.

Asimismo, respecto de la planificación de transmisión, el proyecto de ley explicita la posibilidad de que la Comisión Nacional de Energía contemple distintas modalidades aplicables a las obras de transmisión consideradas en el plan de expansión, de forma que se puedan revisar las mismas o cambiar sus características, antes de su licitación. Esto permitirá a la Comisión proponer obras más apropiadas a las condiciones del mercado y por tanto ser más eficientes en el desarrollo de la transmisión del país.

En la misma línea, se establece un procedimiento excepcional para ejecutar obras de expansión que no provengan del plan, cuando éstas sean necesarias y urgentes. Esta atribución permitirá iniciar licitaciones de obras de trasmisión de forma más expedita que incorporándolas en el plan anual de transmisión, evitando situaciones que puedan poner en riesgo el suministro de la demanda y el costo económico que significa no contar con dicho suministro. Conjuntamente, se incorpora un nuevo mecanismo -excepcional- que permite la conexión rápida al sistema de transmisión, ante urgencias que, por falta de conexión al sistema, pongan en riesgo la seguridad y salud de las personas.

En cuanto al actual esquema de licitaciones de obras de ampliación, destaca la propuesta de modificación que sugiere traspasar al propietario la responsabilidad de licitar y adjudicar las obras, y asignar al Coordinador un rol que apunte a la supervisión, en el marco de sus nuevas labores de monitoreo de la competencia.

Finalmente, de la aplicación práctica de los supuestos de valorización y remuneración, queda de manifiesto que es necesario realizar ciertas precisiones al marco regulatorio, que permitan otorgar mayor certeza jurídica a los inversionistas del sector, respecto de la oportunidad y forma de valorizar y remunerar sus instalaciones.

Como Ministerio creemos que existe amplio consenso en el sector respecto de las materias sobre las cuales se deben realizar adecuaciones, por cuanto esta regulación promoverá una mayor incorporación de nuevas tecnologías al mercado de la transmisión, permitirá adaptar las expansiones del sistema al dinamismo propio del mercado y aportará mayor certeza jurídica a sus inversionistas.

[1]   DFL 4/20018 que “Fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N°1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica”.

[2] Mensaje del proyecto de ley que “Establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional”. Boletín N° 10.240-08.

Por José Tomás Morel, gerente de estudios del Consejo Minero

El anuncio y descripción de las modificaciones a la Ley de Transmisión que ha presentado el Ministerio de Energía nos motiva a hacer algunos comentarios desde la perspectiva del Consejo Minero como gremio representante de clientes libres.

En primer lugar debe destacarse la buena disposición del Ministerio de Energía a presentar un avance del futuro cambio de ley, que sumado a talleres y consultas públicas, sitúan a esta institución entre las más transparentes y participativas al momento de embarcarse en cambios normativos.

Entrando en materia, algo que no compartimos es la priorización de la agenda regulatoria. Junto con anunciar los cambios en transmisión, el Ministerio señaló que los cambios en flexibilidad se abordarían a través de una “estrategia” de más largo aliento y que incluye el trabajo de un grupo de expertos. Postergar los cambios en flexibilidad va a significar, en concreto, que los servicios complementarios comenzarán a remunerarse el 2020 “a prorrata de los retiros”, lo que deriva en un traspaso directo a los clientes sin una señal de eficiencia a quienes causan la necesidad de contar con esos servicios complementarios. Cabe notar que hace un par de años la Comisión Nacional de Energía convocó a un debate sobre la remuneración de los servicios complementarios y el consenso técnico mayoritario apuntaba a incorporar criterios de causalidad.  De este modo, nuestra lectura de la priorización de los cambios en transmisión por sobre los de flexibilidad es que las preocupaciones de transmisores y generadores tuvieron mayor ponderación que las preocupaciones de los clientes.

Entre los cambios planteados a la transmisión, un aspecto general que nos preocupa es la idea de crear mecanismos excepcionales de conexión y expansión, por fuera de los planes anuales. Más allá del impacto material que esto pueda tener –que se desconoce–, el problema es que debilita el rol de la planificación de la transmisión como instrumento que vela por la eficiencia de las expansiones. Hay que recordar que con el estampillado prácticamente se eliminaron las señales de precio para la localización eficiente de la generación, rol que debía pasar a cumplir la planificación. Se ha dicho que la transmisión pasaría a liderar a la generación. Desde el Consejo Minero siempre hemos puesto en duda ese cambio y ahora, con la propuesta de mecanismos excepcionales de conexión y expansión, vemos que siguen confirmándose nuestras aprensiones: sin señales de precio para la localización, los generadores van a pedir conexiones y expansiones sin importar el efecto sistémico, de modo que si la autoridad accede a esas peticiones terminaremos con una red de transmisión menos eficiente, con el consiguiente mayor costo para los clientes.

Finalmente, cambios a la transmisión que no han sido parte de los anuncios y que echamos de menos son: (a) formalizar legalmente que los cargos de transmisión zonal se fijen distinguiendo por nivel de tensión y que tengan como referencia el costo de conexión directa al sistema nacional; (b) cambios de procedimiento a los planes de expansión para permitir una participación más eficaz de los interesados; (c) eliminar para los clientes la obligación de constituir empresas de transmisión de giro único cuando sus instalaciones pasan a ser calificadas como nacionales y; (d) como hemos venido señalando desde la discusión de la Ley 20.936, su artículo 25 transitorio, que regula el traspaso desde el régimen antiguo de pago de la transmisión al nuevo, no es claro –de hecho la CNE después de varios intentos desistió de su reglamentación– lo que va a derivar en conflictos cuando el Coordinador Eléctrico Nacional aplique la norma a partir de enero 2020.

Ante la realidad del cambio climático y sus graves consecuencias, nuestro país ha decidido tomar un compromiso ambicioso pero a la vez responsable: alcanzar la carbono-neutralidad del sector energético al año 2050. Para lograr esta meta “es necesario implementar un conjunto de medidas que nos permitan avanzar hacia un sector seguro, eficiente y sostenible: una mayor integración de energías renovables y de medios energéticos distribuidos, el retiro de las centrales termoeléctricas basadas en carbón, la aplicación de medidas de eficiencia energética, una transición hacia un transporte eficiente y bajo en emisiones, y usos energéticos para el calor y frío a partir de fuentes sostenibles, entre otros”, comentó Francisco Martínez-Conde del Campo, Jefe de la Unidad de Apoyo Regulatorio del Ministerio de Energía.

Este conjunto de medidas implica a su vez importantes desafíos, entre los cuales se encuentra una mayor variabilidad e incertidumbre en el manejo de los sistemas, como también una descentralización y diversificación de los recursos energéticos. Estos desafíos nos permiten comprender que se requiere contar con un sistema eléctrico y una regulación flexibles.

Actualmente no existe un consenso internacional sobre la definición del concepto flexibilidad. En efecto, diversos académicos y organismos internacionales han adoptado su propia definición de este concepto. Sin embargo, dentro de las diversas definiciones es posible percibir ciertos elementos en común. El Ministerio de Energía ha elaborado una definición preliminar del concepto Flexibilidad que se ajusta a los requerimientos de nuestro sistema como la “capacidad de un sistema eléctrico para responder a la variabilidad e incertidumbre de la generación y demanda, de manera segura y económica, en toda escala de tiempo”.

Un elemento positivo es que esta flexibilidad puede ser aportada por diversas alternativas, desde las tecnologías de generación, transmisión, demanda y almacenamiento, como también desde el marco regulatorio a partir del diseño del mercado, de la normativa y de las prácticas operacionales.

Si se analiza la flexibilidad actual del sistema eléctrico chileno considerando distintas métricas, según Martínez-Conde del Campo, es posible identificar que el segmento de generación cuenta con un nivel relevante de flexibilidad proporcionado principalmente por las centrales hidroeléctricas. “No obstante, se debe tomar en consideración que la posibilidad de que estas centrales aporten su flexibilidad al sistema depende de la disponibilidad del recurso hidráulico. Por otro lado, la flexibilidad mirada desde el punto de vista de la demanda, de la integración con otros países o desde las prácticas operacionales del sistema, es un aspecto que no necesariamente se ha desarrollado en nuestro sistema en comparación con la experiencia internacional. En general, más allá de la flexibilidad existente en nuestro sistema, no es claro que la remuneración asociada a su utilización sea la adecuada actualmente”, señaló.

Para comprender entonces las alternativas que tiene nuestro país para desarrollar un sistema flexible surgen un conjunto de interrogantes, como por ejemplo si existen efectos intrahorarios que no están siendo reconocidos por nuestro diseño de mercado, si se requieren medidas y señales que permitan minimizar los requerimientos de flexibilidad en el sistema, si nuestro marco normativo y prácticas operacionales permiten tanto aprovechar la flexibilidad de las instalaciones como también la integración de nuevas alternativas que aporten flexibilidad como el almacenamiento.

Considerando entonces que la flexibilidad no es un desafío que deba abordarse a partir de una medida o tecnología específica, es que desde el Ministerio de Energía se ha propuesto diseñar una Estrategia de Flexibilidad que incorpore no sólo espacios de mejora en el marco regulatorio del mercado eléctrico chileno para el desarrollo de un sistema eléctrico flexible, sino también oportunidades en el diseño de la programación y operación del SEN, que permitan aprovechar de mejor manera la flexibilidad de dichas instalaciones.