GENERADORAS DE CHILE, CDEC-SIC Y ACENOR EN AUDIENCIAS PÚBLICAS DEL PROYECTO DE LEY DE TRANSMISIÓN

GENERADORAS DE CHILE, CDEC-SIC Y ACENOR EN AUDIENCIAS PÚBLICAS DEL PROYECTO DE LEY DE TRANSMISIÓN

PDF Minuta Sesión 6 GENERADORAS DE CHILE, CDEC-SIC Y ACENOR EN AUDIENCIAS PÚBLICAS DEL PROYECTO DE LEY DE TRANSMISIÓN

En la 77ª y 79ª Sesión Ordinaria, la Comisión de Minería y Energía escuchó a representantes de las Generadoras de Chile A.G., del CDEC-SIC y de ACENOR.

Por: Ojo con el Parlamento

El 14 y 21 de octubre continuaron las audiencias públicas para escuchar el parecer de distintos actores sobre el proyecto de Ley de Transmisión. En las sesiones expusieron Claudio Seebach, Vicepresidente Ejecutivo de Generadoras de Chile A.G., Sergio Jordana, Presidente del Directorio del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado Central (SIC), y Rubén Sánchez, Director Ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (ACENOR).

En la sesión del 14 de octubre, Claudio Seebach, Vicepresidente Ejecutivo de Generadoras de Chile A.G., señaló en su presentación que la concentración del sector de generación ha ido decreciendo en los últimos años, pero que esto no se ha traducido necesariamente en una disminución de los precios. Ellos creen que esto se debe a que no pueden realizar los proyectos. El desarrollo de los trazados de líneas de transmisión es entendida entonces como una tarea compartida entre el sector público y privado, por lo que el involucramiento del Estado en la definición de franjas y polos de desarrollo es clave para una inserción más armónica en el uso del territorio.

En general, señalaron que el proyecto de ley está bien intencionado en resolver los desafíos descritos. Sin embargo, existen puntos a resolver, los cuales enlistamos a continuación: Respecto de la transición y en régimen, señalaron que los ingresos tarifarios deben asignarse de acuerdo a quién utiliza y paga el sistema de transmisión, a quién asume los riesgos de precios, y respetando los contratos actualmente vigentes.

También se pronunciaron sobre las compensaciones, señalando que las por indisponibilidad deben tener racionalidad técnica-económica y ser coherentes con esquemas vigentes, además de fijar un monto máximo.

Respecto de las mayores atribuciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE), piensan que esto debe ir acompañado de un fortalecimiento del Panel de Expertos para resolver controversias técnicas, económicas y legales.

Señalaron también que el nuevo esquema de definición de trazado debe apuntar a reducir la conflictividad, en coherencia con los estándares de participación e instrumentos de gestión y ordenamiento territorial. En específico, pusieron atención en que debe existir algún grado de vinculación entre la Evaluación Ambiental Estratégica (EAE) y el Estudio de Impacto Ambiental (EIA) y la Consulta Indígena (Convenio 169).

Las audiencias públicas continuaron el 21 de octubre, con la presentación de Sergio Jordana, Presidente del Directorio del CDEC-SIC, y el Director Ejecutivo de ACENOR, Rubén Sánchez.

El representante del CDEC-SIC se refirió a la interconexión de ambos CDEC (SING y SIC) y al proyecto de ley en cuestión. Respecto de la interconexión, señaló que es un gran desafío en varios sentidos: la conexión eléctrica (física); los estudios para la conexión y los modos de operación posterior; la integración de los dos coordinadores (por ejemplo, bases de datos, sistemas de control y supervisión, sistemas de facturación, comunicaciones, procesos, criterios de operación); la implementación de las nuevas exigencias de la ley; y la integración de equipos humanos y profesionales.

Respecto del proyecto de Ley de Transmisión, se concentró en cuatro puntos. En primer lugar, destacó que la interconexión eléctrica física, la integración organizacional de dos entidades diversas y la implementación de nuevas funciones requerirán de considerables recursos humanos y materiales. Además, esto será en plazos acotados, lo que implicará riesgos para la correcta implementación de todas ellas. Por lo mismo, enfatizaron la necesaria gradualidad en la aplicación de las nuevas funciones del nuevo Coordinador.

En segundo lugar, se refirió a la simplicidad que debiese haber en las compensaciones por indisponibilidad de instalaciones, proponiendo vincular el cálculo de estas compensaciones a un criterio más ojbetivo y simple.

El representante del CDEC-SIC también se refirió al aseguramiento del traspaso de activos. Propuso incrementar el nivel de aseguramiento de la continuidad de las funciones de los CDEC por el periodo transitorio. Para ello, habría que ampliar la obligación de cesión por parte de los CDEC a todos los activos y pasivos que la CNE defina como esenciales.

Finalmente, respecto de la responsabilidad por la información de terceros, señaló que la atribución de responsabilidad por la información de origen y propiedad de un tercero excede la responsabilidad que le debe ser atribuida en materia de transparencia activa. Propusieron revisar la disposición, teniendo a la vista el principio que las instituciones no pueden hacerse responsables por la veracidad o exactitud de la información que haya sido entregada por terceros.

La sesión del 21 de octubre concluyó con la presentación del Director Ejecutivo de ACENOR, Rubén Sánchez.

Sánchez hizo un diagnóstico sobre la situación actual, que se caracterizaría por: falta de competencia en la generación, escasez de recursos energéticos nacionales, problemas sociales y ambientales, un rol pasivo del Estado, y restricciones del sistema de transmisión. Esto se ha traducido en un alto costo de la energía, desacoples, traspaso de riesgo y una situación crítica. La solución sería más generación, más transmisión y más eficiencia energética. Dentro de ello, se encuentran la integración eléctrica, que incluye el proyecto de interconexión SIC-SING, el nuevo Coordinador Nacional y este proyecto de Ley de Transmisión Eléctrica. Sin embargo, no aprecian una solución a nivel de la gestión de demanda y hubo escasa participación de este actor en el proyecto de ley.

La presentación de ACENOR se centró en varios puntos críticos (que se pueden revisar en detalle en la presentación adjunta), que se pueden resumir de la siguiente forma:

1)    El desarrollo de un sistema de transmisión con holguras y la línea de interconexión SING-SIC es pagado 100% por demanda, no pagando la generación nada, pese a beneficiarse por su uso.

2)    Les que hay que reconsiderar que el financiamiento del Coordinador, el Panel de Expertos y los fondos para estudios de franjas territoriales sean 100% a cargo de la demanda, y que incluso no se considere una evolución progresiva para su pago.

3)    También es importante reconsiderar el financiamiento del Panel de Expertos, y que no sea de cargo de empresas eléctricas, como lo es en la actualidad, ya que la mayoría de divergencias son de cargo de ellas.

4)    Les parece, además, cuestionable el sistema propuesto de estampillado universal, ya que se pierden las señales de localización y el uso esperado de la red. No lo consideran muy apropiado para sistemas poco competitivos, no enmallados y con fuerte presencia de Energías Renovables No Convencionales (ERNC), como es el caso de Chile.

5)    Les preocupa el aumento de precios de transmisión por el pago de holguras en el desarrollo del sistema de transmisión con cargo de la demanda.

6)    El aumento de costos se sumará a otros cargos, como los servicios complementarios, los impuestos verdes, la eficiencia energética, etc. Les preocupa que bajas de costos finales de transmisión no se traspasen al final a bajas en los precios.

7)    Para respetar las señales de localización y eficiencia en uso de la red, proponen buscar otras alternativas que permitan remunerar la red de transmisión. Por ejemplo, sugieren analizar el método de uso (participaciones) promedio del sistema, siendo así pagado por todos los agentes que usan la red (50% generación y 50% demanda).

8)    De no cambiarse el estampillado ni pago 100% del desarrollo de la transmisión por la demanda, proponen desarrollar al menos un período transitorio transparente, acotado a la realidad de contratos de clientes libres. Así se evitan dobles pagos y se minimizan las transferencias de excedentes entre sistemas, segmentos y agentes.

Cabe destacar que respecto de las holguras, señalaron que en el proyecto de ley éstas se alzan como promotoras de todos los beneficios del nuevo sistema de transmisión. Sin embargo, creen que hay que definir bien qué se entiende técnicamente por holguras, para cumplir con la eficiencia económica y evitar las sobre-instalaciones y el sobre-dimensionamientos innecesario que irá de cargo a la demanda.

Además, señalaron que los errores de planificación ahora los pagarán los consumidores y que les preocupa la pérdida de incentivos para el sector generador de participar en planificación debido al estampillado.

Respecto de la integración de Polos de Desarrollo, la propuesta de ley señala que los procedimientos para expansión y pagos por el sistema transmisión para Polos de Desarrollo será determinado por un Reglamento. Además, que entiende la eficiencia que podría darse en menores costos de generación o transmisión. Sin embargo, no se aprecia que exista transferencia de beneficios a usuarios. Así, las observaciones ACENOR al respecto son: 1) es necesario aclarar la metodología y definición de interés público en los Polos de Desarrollo, dado que el desarrollo es privado; 2) creen que es conveniente definir los términos “eficiente económicamente” y “abastecer la demanda a mínimo costo”, pues existen diversas interpretaciones; y 3) les preocupa que la demanda pague anticipadamente holguras de transmisión, asegurando la remuneración para al menos 10 periodos tarifarios (40 años), ya que se pueden pagar anticipadamente holguras de líneas y para polos que eventualmente no se desarrollen.

Respecto de la entrega de información del Coordinador, la propuesta de ACENOR es que toda información que, con motivo de la coordinación de la operación sea conocida por más de un coordinado, quede de inmediato a disposición pública, sin que sea necesario solicitarla.