-
http://datos.bcn.cl/recurso/cl/documento/654359/seccion/akn654359-po1-ds9-ds10
- bcnres:tieneTipoParticipacion = bcnres:Intervencion
- bcnres:tieneEmisor = http://datos.bcn.cl/recurso/persona/2529
- rdf:type = bcnres:SeccionRecurso
- rdf:type = bcnres:Participacion
- bcnres:tieneCalidad = http://datos.bcn.cl/recurso/cl/cargo/1
- bcnres:tieneReferencia = http://datos.bcn.cl/recurso/persona/2529
- rdf:value = "
La señora ALLENDE, doña Isabel (Presidenta).-
Tiene la palabra el diputado informante.
El señor LEAY.-
Señora Presidenta , en nombre de la Comisión de Minería y Energía, paso a informar sobre el proyecto que regula los sistemas de transporte de energía eléctrica; establece un nuevo régimen de tarifas de cálculo para sistemas eléctricos medianos; agrega un nuevo título VI a la ley general de Servicios Eléctricos; crea un panel de expertos, con el fin de solucionar las discrepancias entre los actores eléctricos, e introduce modificaciones a dicho cuerpo legal.
La iniciativa tiene por objeto rediseñar los sistemas de transmisión de energía eléctrica y limitar el acceso o propiedad de las empresas que operan en el sistema de transmisión troncal, a fin de que ningún generador o distribuidor tenga más del ocho por ciento del capital accionario de una empresa operadora o dueña del sistema troncal y que las empresas distribuidoras o generadoras no puedan, en conjunto, tener más del cuarenta por ciento del capital accionario total de las empresas propietarias u operadoras del sistema troncal.
Las empresas propietarias de líneas e instalaciones que posteriormente sean declaradas pertenecientes al sistema troncal, podrán mantener su propiedad, y deberán constituirse, en el plazo de un año, como sociedades transmisoras de giro exclusivo.
Como objetivo se establece que cada cuatro años se realice un estudio de la transmisión troncal, pagado por las empresas, que deberá especificar las obras de expansión, el valor de la transmisión por tramo, compuesto por el valor de la inversión, más los costos anuales de operación, mantenimiento y administración del tramo respectivo de las líneas existentes como de las nuevas.
Se establece un nuevo sistema de peaje para el uso del sistema troncal, su transmisión y sistemas tradicionales entre las empresas generadoras y los usuarios.
Se establece el desarrollo y operación de un sistema de interconexiones entre los sistemas eléctricos independientes nacionales.
Se establece, además, un nuevo modelo de cálculo de precio de nudo para los sistemas que operan entre 1.500 kilovatios y 200 megavatios, basado en una metodología que considera el costo de desarrollo incremental y los costos totales de largo plazo.
Se incorpora, como dije inicialmente, un nuevo título VI, a la ley general de Servicios Eléctricos, por medio del cual se crea un panel de expertos orientado a resolver los conflictos tanto entre empresas como entre éstas y los organismos del Estado.
Se reduce la potencia para ser considerado cliente libre, a 500 kilovatios.
Se reconoce en la ley la existencia de un mercado adicional de servicios complementarios al mercado habitual de energía eléctrica y potencia, y la entrega de los productos que se transferían en este mercado, así como su forma de remuneración, a una regulación determinada por la vía del reglamento.
Se reduce la banda de precios de clientes libres que se considerará para la fijación de precios de nudo, que es el precio por el cual las generadoras entregan la electricidad a las distribuidoras, de más o menos 10 por ciento a 5 por ciento, lo cual significa que el precio de nudo estará más cercano al precio de mercado o de los clientes libres.
Se modifica el procedimiento de cálculo del valor agregado de distribución.
Se consideran las instalaciones integrantes del sistema troncal para cada tramo, y para la primera fijación de estos valores, un área de influencia común, para la determinación de los peajes. Asimismo, se efectúan numerosas adecuaciones o modificaciones por razones de concordancia.
El fundamento de esta iniciativa radica en que nuestro sistema regulatorio, vigente desde 1982, ha permitido un desarrollo satisfactorio del sistema eléctrico, además de su tránsito desde un sistema de propiedad estatal a otro de propiedad mayoritariamente privado, sin alteraciones en los niveles de calidad y seguridad entre 1982 y 1990.
Se ha permitido, asimismo, un rápido proceso de crecimiento, con altas tasas de inversión durante la última década; la diversificación de la oferta en generación, y una importante reducción en los costos de producción, transporte y distribución; en particular, en los últimos diez años.
No obstante los logros alcanzados, durante los últimos años se han detectado dificultades en la operación del sector, algunas originadas por vacíos o limitaciones de regulación, en su mayoría, derivadas de las transformaciones que el sector ha experimentado a raíz de su dinámico crecimiento.
Los problemas detectados se refieren a diversos aspectos de la organización y regulación del sector. En particular, se observan dificultades en los mecanismos de operación coordinada de los sistemas a raíz de la creciente complejidad de éstos y de los mercados, limitaciones en los sistemas de regulación de precios en algunos segmentos de la industria que inciden en el objetivo de asegurar la inversión y el desarrollo de la calidad y seguridad del suministro.
Por otra parte, también se dificulta el libre acceso de prestadores al mercado, reduciendo la competitividad de éste; hay falta de precisión en algunas definiciones sobre responsabilidades y derechos de prestadores y consumidores, y limitaciones en los grados de transparencia de los procesos regulatorios.
Descripción del sector eléctrico.
Dentro del proceso eléctrico se pueden distinguir tres actividades, con características diferenciadas, relacionadas con la energía: su generación, su transmisión y su distribución.
El proceso de generación se realiza principalmente mediante tres tipos de plantas: centrales hidroeléctricas, centrales térmicas y centrales de turbinas de gas o de ciclo combinado.
Por lo general, las centrales hidroeléctricas enfrentan un bajo costo de producción. Sin embargo, dada la geografía de Chile, se deben ubicar en el sur del territorio, lo que implica mayores costos de transmisión. Por el contrario, las centrales térmicas y las de ciclo combinado no tienen ese problema, pero su costo de producción es superior.
La señal económica de localización que se da a los generadores en un país como el nuestro no es menor, pues mientras más cerca estén de los centros de consumo, menor será el gasto en transporte, y, por lo tanto, los usuarios se beneficiarán con una tarifa más económica.
La actividad de generación tiene características que permiten su desarrollo en condiciones de competencia. Dado lo anterior, es más eficiente permitir la competencia a nivel de generación, en vez de tener sólo una empresa generadora de energía.
Por esta razón, desde 1982 la generación se ha desarrollado en condiciones de mercado, es decir, se ha caracterizado por la libre entrada de agentes al proceso de generación.
Por otra parte, el sistema actual está estructurado de tal manera que, a pesar de lo complejo que resulta determinar qué generador entra y sale en un momento, se produce la coordinación necesaria y los incentivos son adecuados.
Lo anterior se logra gracias a que los precios de retiro y de inyección -que es el precio de nudo- del sistema interconectado reflejan los verdaderos costos marginales de corto plazo, tanto de energía como de potencia.
Cabe señalar que, incluso sin la instancia coordinadora para determinar el momento óptimo de producción de cada central, el sistema operaría en forma adecuada, siempre que se mantuviera el criterio de cobro de costo marginal de corto plazo.
La transmisión de la energía presenta características técnicas de monopolio natural. Dados los altos costos de inversión inicial en los sistemas y redes de transporte, el tamaño relativo de la demanda obliga a operar a las empresas con costos decrecientes; es decir, a medida que aumenta el flujo de energía transmitido, los costos disminuyen.
Lo anterior implica que deberá existir un sistema de precios que permita a la empresa transmisora cubrir sus costos marginales de corto plazo y que, adicionalmente, la incentive a invertir en el largo plazo; es decir, que cubra sus costos medios totales. Lo primero, en el sistema actual, se logra por el cobro del costo marginal de corto plazo, y lo segundo, por el cobro de los peajes.
Cabe señalar que el acceso a los sistemas de transporte es abierto y garantizado por ley para todo generador que se conecte al sistema eléctrico, lo cual permite evitar sobreinversiones.
El proceso de distribución de energía a nivel local también posee características de monopolio natural, que recomienda establecer una regulación tarifaria para los clientes pequeños. Dado lo anterior, se aplica el sistema de tarificación basado en el costo marginal de corto plazo, sobre la base de una empresa modelo eficiente, para determinar el valor agregado de la distribución.
Sistema de comercialización y tarifas.
En primer lugar, las empresas generadoras inyectan o venden la energía generada al Sistema Interconectado Central , SIC, por lo que perciben un precio que les permite cubrir sus costos marginales de generación. Este precio, que es el de inyección, cubre el costo marginal de generación de corto plazo y es distinto en cada punto en que la generación ingresa al sistema. Se define en cada punto, porque depende del costo marginal de potencia y energía.
En segundo lugar, las empresas distribuidoras retiran la energía que necesitan del sistema interconectado y pagan una tarifa por ella. Este precio de retiro es diferente del de inyección, por cuanto no sólo cubre los costos marginales de generación, sino que, además, se le agrega el transporte.
Por último, las empresas distribuidoras venden la energía a los consumidores finales. El precio varía si estos clientes consumen más de 2.000 kilowatts -la ley actual establece 500 kilowatts- o menos de una cantidad, es decir, dependiendo de si se trata de clientes grandes o pequeños. En el caso de clientes grandes, el precio de venta de la distribuidora a su cliente no es regulado. Sin embargo, si los consumidores son pequeños, el precio de venta final deja de ser libre: está regulado sobre la base de una empresa modelo. Esto implica que el precio de venta debe cubrir el precio de nudo más el valor agregado de la distribución.
Peaje básico por uso del sistema de transmisión.
Dada la presencia de economías de escala, a que hice mención en la parte referida a transmisión, lo eficiente es que la tarifa de transmisión pagada por los generadores tenga dos partes: un cargo variable, que cubra el costo marginal de corto plazo, y una tarifa fija, que cubra la diferencia entre el costo marginal de corto plazo y el costo medio total.
Adicionalmente, el esquema actual establece el pago de una tarifa fija denominada “peaje”, que corresponde al complemento para cubrir los costos totales. La ley actual distingue dos tipos de peajes: el primero es el básico, que se calcula según la localización de cada generador, área de influencia, y según la cantidad de energía, potencia, transmitida por cada generador.
El pago de este peaje lo efectúa el generador, es independiente de las transacciones de energía que realice y le permite acceder al mercado cubierto por este sistema interconectado.
Dado que el peaje básico le permite al transmisor cubrir sus costos totales, incluyendo los de inversión, la existencia de éste incentiva a los transmisores a realizar inversiones de largo plazo.
Problemas del sector eléctrico.
Durante el último tiempo, ha existido desincentivo para la inversión en nuevos proyectos de generación, principalmente hidroeléctricos. Los problemas ambientales y los retrasos que han sufrido los proyectos que han sido sometidos a estudio de impacto ambiental, introducen incertidumbre en el sector.
A lo anterior, se debe agregar que el precio de nudo ha mostrado curvas de variabilidad que hacen difícil conseguir nuevos financiamientos por la rentabilidad que tienen estos proyectos.
Del mismo modo, existe incertidumbre respecto de los peajes de transmisión. El actual mecanismo que contempla la ley presenta diversas falencias. Por ejemplo, es impreciso en la forma de asignar las responsabilidades respecto del uso del sistema de transmisión por parte de las generadoras y de los consumidores; el mecanismo de determinación de peajes, de acuerdos bilaterales, tribunales arbitrales, no permite proyectar pagos de peajes, lo que afecta las decisiones de inversión de los generadores; no existe correlación directa entre el sistema de precios finales y los costos de transmisión que son responsabilidad de los consumidores.
Lo anterior ha motivado que no se remunere el ciento por ciento del costo de las instalaciones de transmisión, con lo cual se ha provocado incertidumbre en las decisiones de inversión tanto de generadores como de transmisores. Más aun, no se está invirtiendo en sistemas de transmisión, que requieren ampliaciones urgentes, lo que, finalmente, ha generado problemas para la subscripción de contratos entre generadoras y empresas distribuidoras por discordancia entre precios y costos de transporte.
Principales propuestas introducidas por la ley corta.
Para solucionar algunos de los problemas expuestos, el Gobierno envió al Congreso la denominada ley corta, que introduce las siguientes modificaciones:
Rediseño de la regulación de los sistemas de transmisión.
El proyecto establece que la transmisión de energía será considerada como servicio de utilidad pública.
Distingue tres tipos de instalaciones de transmisión en el sistema eléctrico:
Primero, sistema de transmisión troncal, constituido por el conjunto de líneas de transmisión de mayor capacidad, cuya utilización es compartida por todos los usuarios del sistema, centrales generadoras y consumidores.
Segundo, sistema de subtransmisión, que estará constituido por el conjunto de líneas que abastecen directamente a zonas de distribución determinadas.
Finalmente, sistemas adicionales constituidos por líneas dedicadas al abastecimiento de grandes clientes, industriales específicos, o a la evacuación de energía de centrales específicas o líneas de inyección.
Sistema troncal.
Se establece un mecanismo objetivo para asignar los costos por uso entre generadores y consumidores. La asignación de responsabilidad en el costo, conforme al uso por parte de cada agente, otorga señales de eficiencia en el desarrollo de los recursos de transporte.
El proyecto dispone transitoriamente las instalaciones eléctricas integrantes de los sistemas troncales tanto para la primera fijación de los valores por tramos y del área de influencia común como para la primera determinación de los peajes.
Cada cuatro años se realizará un estudio independiente de la transmisión troncal, el cual deberá especificar el plan de desarrollo, distinguiendo tanto el valor de inversión como los valores de mantenimiento, administración y operación de las instalaciones existentes, con sus respectivas fórmulas de indexación y recomendación de las nuevas obras.
Toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema eléctrico, así como toda empresa eléctrica que efectúe retiro de energía y potencia, para lo cual haga uso de las instalaciones del sistema troncal y de los sistemas de subtransmisión y adicionales que corresponda, deberá pagar los respectivos costos de transmisión en la proporción que se determina de acuerdo a las normas que establece la ley, salvo en el caso de los medios de generación cuya fuente sea no convencional y de acuerdo con ciertas condiciones.
La propuesta también establece que la Comisión Nacional de Energía abrirá un proceso de registro de usuarios e instituciones interesadas, que tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio. Corresponderá a la Comisión elaborar las bases técnicas preliminares para la realización de ese estudio, el cual será licitado, adjudicado y supervisado por un comité, integrado por un representante del Ministerio de Economía y Energía, uno de la Comisión Nacional de Energía, dos de las empresas transmisoras, dos de las empresas generadoras, un distribuidor y un representante de los clientes libres.
La Comisión, una vez recepcionado el estudio por el consultor que se lo adjudicó, deberá convocar a una audiencia pública a los participantes, en la cual el consultor deberá exponer los resultados. Los participantes podrán realizar observaciones en un determinado plazo. Concluido dicho procedimiento, la Comisión deberá elaborar un informe técnico basado en los resultados del estudio, en la transmisión troncal, considerando todas las observaciones realizadas.
Este informe debe contener, a lo menos, lo siguiente:
a) Valor anual por tramo; valor de inversión, y valor de operación, mantenimiento y administración de las instalaciones existentes calificadas como troncales en el respectivo sistema de transmisión y sus fórmulas de indexación para cada uno de los siguientes cuatro años;
b) Identificación de las obras de ampliación de transmisión troncal con su respectivo valor de operación, mantenimiento y administración por cada tramo, y
c) Si correspondiere, la identificación de proyectos de nuevas líneas y subestaciones troncales y de proyectos de interconexión entre sistemas eléctricos, con sus respectivos valores de inversión y Costos de operación, mantenimiento y administración referenciales.
Los participantes e instituciones interesados dispondrán de un plazo para presentar sus discrepancias al informe técnico elaborado por la Comisión. En caso de que ellas existan, las instituciones interesadas podrán recurrir a un panel de expertos, que dictaminará finalmente respecto de las discrepancias que puedan surgir de este proceso.
Transcurridos los plazos y sin que se haya manifestado desacuerdo, o una vez recibida la decisión del panel de expertos, la Comisión deberá remitir el informe técnico y sus antecedentes al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, y éste, a su vez, mediante decreto, fijará las instalaciones del sistema troncal y las demás materias a que he hecho mención.
Las empresas de transmisión troncal identificadas en el decreto como responsables de realizar las obras de ampliación de la transmisión troncal tendrán la obligación de efectuar dichas obras y operar las instalaciones de acuerdo con lo que expresa esta futura ley.
Se entenderá por líneas y subestaciones troncales todas aquellas obras calificadas como tales por el estudio de transmisión troncal, en consideración a su magnitud, nuevo trazado e independencia respecto de las líneas troncales existentes.
Anualmente, la dirección de peajes del Centro de Despacho Económico de Carga, Cdec -el organismo técnico de las generadoras para despachar la energía a las cen-trales-, analizará la consistencia de las instalaciones de desarrollo y expansión del sistema troncal contenidas en el decreto. Como resultado de esa revisión, deberá recomendar, fundadamente, sobre la base de los criterios utilizados en el estudio, la realización, modificación, postergación o adelantamiento de las obras de transmisión troncal contempladas en el decreto. Dicha recomendación será comunicada a las empresas que integran el Cdec y a la Comisión, la que, después de escuchar a las empresas, deberá informar al Consejo Ministros para que se adopte una decisión y, en su caso, se proceda a la modificación del respectivo decreto por el ministro de Economía , Fomento y Reconstrucción.
En cada sistema interconectado y en cada tramo, la empresa de transmisión troncal que corresponda deberá recaudar anualmente el valor de la transmisión por tramo de las instalaciones existentes. Ese valor constituirá el total de su remuneración anual. El peaje por cobrar anualmente será equivalente al valor anual por tramo, menos el ingreso tarifario esperado por tramo. Se entenderá como ingreso tarifario esperado por tramo la diferencia que resulte de la aplicación de los costos marginales de la operación esperada del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo.
La obligación de pago de las empresas usuarias del sistema de transmisión troncal y la repercusión de ese pago en los usuarios finales, se regirán de la siguiente forma:
A) A los usuarios finales se les aplicará un cargo único, por concepto de uso del sistema, en sus consumos de energía retirada hasta una potencia de cinco megawatts.
Para determinar ese cargo único se calculará la participación porcentual que el consumo señalado tenga en el total de la energía retirada de la respectiva barra del sistema troncal. Los porcentajes que resulten se aplicarán al pago total de la energía retirada que corresponda a dicha barra, lo que se establecerá en conformidad a los tramos pertenecientes al área de influencia común, o bien, a los tramos del sistema troncal que no pertenezcan al área de influencia común, determinando de esta forma el aporte monetario que los consumos señalados efectúen a la remuneración del sistema troncal.
El monto del cargo único será equivalente a la suma de los aportes monetarios calculados y explicados con anterioridad, dividida por la energía total retirada de los consumos;
B) Los propietarios de centrales de generación eléctrica pagarán un peaje de inyección, que será equivalente a la suma de los pagos que les correspondan en el financiamiento de los tramos del área de influencia común y de los tramos del sistema troncal no incluidos en el área de influencia común.
Las empresas que efectúen retiros pagarán por cada unidad de energía un peaje unitario de retiro, que se establecerá por barra de retiro, y será equivalente a la suma de los pagos que correspondan a dicha barra en el financiamiento de los tramos del área de influencia común y de los tramos del sistema troncal no incluidos en tal área, divididos por la energía total retirada en esa barra;
C) El área de influencia común es aquella fijada para efectos de remuneración del sistema troncal. Está constituida por el conjunto mínimo de instalaciones troncales entre dos nudos de dicho sistema, en que concurren, simultáneamente, una serie de características técnicas. A modo de ejemplo y para no detallar más, se debe concentrar ahí el 75 por ciento de la generación y del consumo;
D) El pago o peaje por cada perteneciente al área de influencia común se repartirá de la siguiente forma:
1) Los propietarios de centrales de generación eléctrica financiarán el 80 por ciento del peaje total de los tramos, a prorrata del uso esperado que sus inyecciones hagan de cada tramo, y
2) Las empresas que efectúen retiros financiarán el 20 por ciento restante del peaje total de los tramos del área de influencia común del sistema troncal, a prorrata del uso esperado que sus retiros hagan del tramo.
E) En los tramos del sistema troncal que están fuera del área de influencia común, el pago del peaje total en cada tramo se asignará de la siguiente forma:
1) El pago final que le corresponderá a cada central generadora por el uso que hagan sus inyecciones de los tramos no pertenecientes al área de influencia común, será igual al valor esperado de los pagos determinados para cada escenario de operación;
2) El pago final que le corresponderá pagar a cada empresa que efectúe retiros, por el uso que hagan éstos de los tramos no pertenecientes al área de influencia común, será igual al valor esperado de los pagos determinados para cada escenario de operación;
3) Para cada escenario que se pueda dar en la operación del sistema se simulará el sistema de flujo de potencia en cada tramo;
4) En los tramos en que el sentido del flujo se dirija hacia el área de influencia común del sistema de transmisión troncal, el pago del peaje total del tramo se asignará a los propietarios de las centrales ubicadas aguas arriba de los flujos, a prorrata del uso que sus inyecciones hagan del tramo para dicho escenario, y
5) En los tramos en que el sentido del flujo nos se dirija hacia el área de influencia común del sistema de transmisión troncal, el pago del peaje total del tramo se asignará a las empresas que efectúen retiro aguas abajo del flujo, a prorrata del uso que sus retiros hagan del tramo para dicho escenario.
Los valores indicados serán calculados por el Centro de Despacho de Carga del Cdec, de acuerdo con los procedimientos que establece la ley. Toda controversia que se produzca deberá ser resuelta por el panel de expertos. Una vez resuelta ella, se deberá proceder al pago de los peajes a las empresas transmisoras.
Cualquier línea de transmisión, sea troncal o de otra naturaleza, que interconecte sistemas eléctricos independientes, será financiada conforme al esquema de peaje reseñado con anterioridad.
La determinación de las prorratas de las empresas usuarias, tanto respecto de los tramos pertenecientes al área de influencia común del sistema troncal como de los tramos fuera de ésta, será realizada por el Cdec, sobre la base de modelos de simulación y de participación de flujos que cumplan las características definidas previamente por la Comisión y el reglamento.
La remuneración descrita en el sistema troncal logra el objetivo del proyecto: remunerar el ciento por ciento del sistema. Esta nueva legislación permitirá establecer un sistema de cálculo de pago objetivo y proyectable en el tiempo.
Se otorgan señales de localización de las centrales, con lo cual se logra eficiencia en el uso de recursos.
Con el proyecto también se logra asignar la distribución de pagos, sin alterar sustancialmente la situación de peajes preexistentes en el día de hoy.
Se transfieren cargos finales de bajo consumo, en un importe parejo, de modo de no perjudicar a los usuarios alejados del mercado principal de consumo y de generación, fijando el consumo de 50 megawatts.
Creemos que lo que se ha proyectado con esta iniciativa soluciona plenamente los conflictos hoy presentados en el sistema troncal.
Sistemas de subtransmisión.
El valor anual de los sistemas de subtransmisión será calculado por la Comisión Nacional de Energía cada cuatro años, con dos años de diferencia respecto del cálculo de valores agregados de distribución, y considerará separadamente las pérdidas medias de subtransmisión en potencia y energía, y los costos estándares de inversión, mantenimiento, operación y administración anuales asociados a sus instalaciones.
Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el valor-inversión de las instalaciones dimensionadas para cubrir la demanda y que permitan minimizar el costo actualizado de operación, mantenimiento y administración, en el período de su vida útil, a una tasa de actualización igual al 10 por ciento real anual.
Los usuarios de estos sistemas que transiten energía o potencia, deberán pagar cada unidad de potencia y energía retirada. El pago que hagan las empresas generadoras que inyectan directamente su producción en dichos sistemas, será determinado por un estudio efectuado por la o las empresas que operan en el respectivo sistema de subtransmisión. El estudio deberá ser presentado a la Comisión, la que tendrá un plazo de tres meses para corregir y estructurar las tarifas correspondientes, y elaborar un informe técnico.
Al igual que en el caso anterior, si existieran discrepancias entre la Comisión y las empresas, éstas podrán recurrir al panel de expertos. Terminado ese proceso, el Ministerio fijará las tarifas correspondientes a los peajes de subtransmisión.
Sistemas adicionales.
El transporte de los sistemas adicionales se regirá por lo previsto en los respectivos contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones. En los casos en que existan usuarios sometidos a regulación, los precios deberán reflejar los costos que éstos importan a los propietarios de los sistemas señalados.
Los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad estarán obligados a prestar el servicio de transporte y a permitir el acceso a sus instalaciones.
Quienes transporten energía estarán obligados a pagar al concesionario un peaje máximo por unidad de potencia retirada, igual al valor agregado de distribución vigente en la zona en que se encuentre el usuario dentro de la respectiva área típica. Se exime de este pago a los propietarios de medios de generación cuyo excedente de potencia suministrable no supere los 9 mil kilowatts.
Interconexión entre sistemas ubicados dentro del territorio nacional.
El proyecto de ley que se propone a la Sala establece que cualquier empresa eléctrica interesada en desarrollar, operar o utilizar un sistema de interconexión nacional entre sistemas eléctricos previamente establecidos, podrá convocar, a través de un procedimiento público, a toda empresa eléctrica a un proceso de negociación abierto, con la finalidad de determinar las características técnicas y plazos de entrada en operación de dicho proyecto, así como la participación en el pago anual que se efectuará a la empresa que lo desarrolle por parte de quienes resulten interesados en su ejecución.
La participación en el pago anual constituirá el derecho de uso que cada uno de ellos poseerá sobre el sistema. Tales derechos se mantendrán por el período que resulte de la negociación, que no podrá ser inferior a diez años ni superior a veinte años, al cabo del cual el sistema de interconexión pasará a regirse por las disposiciones de esta normativa.
Las transferencias de energía serán valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantáneos de cada sistema eléctrico, los cuales serán calculados por el organismo de coordinación de la operación o el Cdec.
Los ingresos tarifarios resultantes de las diferencias que se produzcan por la aplicación de los costos marginales instantáneos y precios de nudo de la potencia que rijan en los respectivos extremos del sistema de interconexión serán percibidos por quienes constituyan derechos de uso sobre dicho sistema, y a prorrata de los mismos.
Las magnitudes de potencia por considerar en las transferencias se establecerán para cada sistema eléctrico interconectado, independientemente del sentido de los flujos de potencia instantánea.
Cada año se deberá determinar la condición de exportador o importador de cada sistema eléctrico. Se considerará como sistema exportador al que posea el mayor cociente entre su capacidad propia de generación y la demanda propia en horas de máxima utilización. El sistema que presente el cociente menor se considerará importador. Para determinar la capacidad propia de generación se considerará la capacidad de cada unidad generadora, descontando los efectos de consumos propios, indisponibilidad y variabilidad hidrológica, según corresponda.
La transferencia de potencia a través del sistema de interconexión se determinará igual al menor valor entre la capacidad del sistema de interconexión y la transferencia de potencia que iguala los cocientes entre capacidad propia y demanda propia en horas de máxima utilización, para cada sistema.
Tarificación de los sistemas medianos.
Aquí se establece un modelo de precios para sistemas eléctricos intermedios. La nueva metodología está basada en el costo incremental de desarrollo y el costo total de largo plazo de los segmentos de generación y transmisión.
La estructura general de tarifas se basará en el costo incremental de desarrollo de cada segmento. En los casos en que las instalaciones de generación y transmisión, o una proporción de ellas mayor al 50 por ciento pertenezca a una misma empresa con sistemas verticalmente integrados, el nivel de tarifas se fijará de modo de cubrir el costo total de largo plazo de la empresa.
Se entiende por costo incremental de desarrollo, a nivel de generación y de transmisión, como el costo medio por unidad de demanda incremental de potencia y energía de un proyecto de expansión eficiente del sistema, cuyo valor actual neto es igual a cero.
Para su cálculo, se deberá establecer un plan de expansión que minimiza el costo actualizado de inversión, operación y mantenimiento del sistema.
Se contempla un procedimiento para elaboración de las bases y la realización de un estudio que deberá identificar los planes de expansión de generación y de transmisión, con los respectivos costos incrementales de desarrollo y los costos totales de largo plazo para cada uno de los segmentos. Conocidos los resultados del o de los estudios, la Comisión Nacional de Energía elaborará un informe técnico con las fórmulas tarifarias, y nuevamente, en el caso de discrepancia, los participantes podrán recurrir al panel de expertos, y una vez conocida su resolución, el ministro fijará las tarifas y las respectivas fórmulas de indexación.
Los planes de expansión en instalaciones de generación y transmisión que resulten de los referidos estudios y que sean establecidos en el o los decretos respectivos, tendrán carácter de obligatorio para las empresas que operen dichos sistemas.
Panel de expertos.
Se incorpora un Título VI, nuevo, que contempla la acción de este panel con el objeto de resolver las discrepancias que se produzcan en todos los planteamientos de fijaciones de tarifas entre las empresas y entre éstas y los organismos del Estado, en situaciones tales como el sistema troncal, los sistemas de subtransmisión adicionales, tarificaciones y otras acciones que antes debían ser resueltas por el Ministerio de Economía. En la iniciativa se establecen las circunstancias por las cuales las empresas podrán recurrir a dicho panel, el que estará conformado por cinco profesionales que serán designados por la Comisión Resolutiva, mediante concurso público de antecedentes, quienes ejercerán su función por el término de seis años.
La presentación de las discrepancias deberá efectuarse por escrito y exponer claramente los puntos o materias que la sustenten, de acuerdo al procedimiento legal en que se haya originado.
El dictamen deberá pronunciarse exclusivamente sobre los aspectos en que existan discrepancias, debiendo optar por una u otra alternativa en discusión, sin que pueda adoptar valores intermedios. Será vinculante para todos los que participen en el procedimiento respectivo y no procederá ninguna clase de recursos, jurisdiccionales o administrativos, de naturaleza ordinaria o extraordinaria.
El costo de funcionamiento del panel -los gastos en personal y aquellos generales- será de cargo de las empresas eléctricas de generación, transmisión y concesionarias de servicio público de distribución.
Sus integrantes, el secretario abogado y el personal, no tendrán carácter de personal de la administración del Estado. No obstante, les serán aplicables las normas sobre responsabilidad administrativa y probidad contenidas en la ley Nº 18.575 y las previstas en el Título V del Código Penal, sobre delitos de los empleados públicos, considerándoseles, por consiguiente, comprendidos en el artículo 260 del referido Código.
Es necesario señalar que el panel de expertos no constituye un tribunal, sino una instancia auxiliar de la administración del sistema eléctrico, que intervendrá cuando algún interesado decide recabar su informe en una materia prevista en la ley.
La ley eléctrica regula el precio del servicio mediante una fórmula que considera diversas variables del mercado, y se faculta a la autoridad para que, mediante un procedimiento administrativo, lo aplique y fije materialmente el precio.
En este contexto, dado que el procedimiento permite la participación de las empresas concesionarias y que puede haber distintas apreciaciones sobre los antecedentes de la fórmula, se hace necesario definir en la ley de qué manera se determina la apreciación correcta. Ello podría radicarse, sin contrapeso, en la autoridad; pero en el proyecto hemos preferido limitar el ejercicio de esta facultad mediante la consulta al panel, cuya opinión o dictamen no puede ser desoído ni por la autoridad ni por las empresas. En este sentido, la opinión del panel de expertos constituirá un antecedente para el respectivo acto administrativo que determine el precio por la aplicación de una fórmula legal. Es decir, forma parte de un procedimiento administrativo que, conforme al Nº 18) del artículo 60 de la Constitución Política, es materia de ley simple.
Otras modificaciones menores.
No se podrán transferir las concesiones de servicio público de distribución, o parte de ellas, sin la previa autorización del Ministerio de Economía, oída la Superintendencia de Servicios Eléctricos y la Comisión Nacional de Energía. La Superintendencia, previa consulta a las empresas, podrá determinar una o más fechas en cada año en que las empresas distribuidoras efectúen licitaciones de bloques de energía. Como señalé, se baja a 500 kilowatts la opción para ser cliente libre.
Todos los propietarios de las instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, deberán prestar en el respectivo sistema eléctrico los servicios complementarios de que dispongan. Las exigencias de seguridad y calidad de servicio para cada sistema serán establecidas en una norma técnica que dicte el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, y el Cdec respectivo deberá definir, administrar y operar los servicios complementarios necesarios para garantizar la operación del sistema. Asimismo, los propietarios de las instalaciones interconectadas entre sí deberán declarar los costos en que incurran por la prestación de estos servicios complementarios con su debida justificación, y el Cdec respectivo deberá valorizar las prestaciones.
Como manifesté inicialmente, se introduce la banda de precios libres para la fijación del precio de nudo, desde más o menos el 10 por ciento a más o menos el 5 por ciento.
A mi juicio, las indicaciones presentadas por el Ejecutivo a los artículos 107, 111 y 116, que dicen relación con el cálculo del valor agregado de la distribución y de los servicios complementarios, no estaban contempladas en las ideas matrices del proyecto. Por ello, declaré inadmisible una de ellas, sin entrar en el fondo del tema.
En mi condición de presidente de la Comisión , también debería haber declarado inadmisible las otras indicaciones del Ejecutivo , a saber, las referidas a los artículos 107 y 111. Si bien no lo hice en su momento, porque fueron indicaciones de último minuto -y no se entró al fondo de ellas-, su contenido no está contemplado en las ideas matrices del proyecto. Por lo tanto, solicito que su señoría declare inadmisibles las indicaciones aprobadas por la Comisión y que modifican los artículos 107 y 111.
Finalmente, respecto de algunos artículos transitorios, antes de que se realice el estudio habrá un plazo para fijar las instalaciones del sistema troncal. En el caso de algunas líneas de extensión que hoy necesitan prioridad de inversión, se faculta al Ministerio de Economía, con un estudio presentado por la Comisión, para autorizar que se hagan las ampliaciones antes de la realización de dicho estudio.
Además, el proyecto contempla algunas materias de ley orgánica.
Como Comisión, pedimos aprobar la idea de legislar del proyecto, por cuanto apunta a solucionar los conflictos básicamente en la transmisión, y, además, va en la orientación de lo que el país necesita en materia eléctrica.
Es todo cuanto puedo informar.
He dicho.
"
- bcnres:esParteDe = http://datos.bcn.cl/recurso/cl/documento/654359/seccion/akn654359-po1-ds9
- bcnres:esParteDe = http://datos.bcn.cl/recurso/cl/documento/654359