El Gobierno promulgó el Proyecto de Ley que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, que fue despachado el miércoles 6 de junio por el Congreso Nacional, luego de once meses de tramitación legislativa.

Sin duda, esta iniciativa constituye una de las modificaciones más relevante que ha impulsado esta Administración como parte de su agenda energética, innovando en materia de planificación energética y expansión de la transmisión, emplazamiento y definición de trazados y remuneración del sistema de transmisión y polos de desarrollo. Además, avanza en la creación del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, que tendrá como base las funciones de los actuales Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC SIC y SING).

Se parte de un diagnóstico compartido y que corresponde a contribuir a la expansión o crecimiento oportuno de la transmisión eléctrica, la que se ha visto afectada los últimos años; a saber, por problemas de oposición ciudadana, la falta de coordinación para aprovechar eficientemente el uso del territorio y la tramitación de los permisos ambientales y sectoriales. A lo anterior se suma, de acuerdo a lo que ha expuesto el Ejecutivo, la necesidad de incorporar holguras en el diseño de la red, simplificar el sistema de remuneraciones de la infraestructura, garantizar el acceso abierto, dar mayor certeza para la concreción de ampliaciones de transmisión y aumentar el horizonte de planificación.

Sin duda el proyecto promueve un rol más activo del Estado en el sector energético, pues le otorga mayores atribuciones, en particular en la planificación energética, la expansión del sistema y la determinación de franjas para la transmisión, lo que se materializa en las nuevas facultades procedimentales y regulatorias entregadas a la Comisión Nacional de Energía.

Esta Ley está bien orientado en términos generales, pues además se nutrió de un importante trabajo pre legislativo, que contó con aportes de equipos técnicos y de la academia. Adicionalmente, estuvo sujeto importantes mejoras durante el debate legislativo, lo que contribuirá sin duda, a las mejoras necesarias que este sistema requiere y que promoverán el desarrollo oportuno y eficiente de la infraestructura de transmisión eléctrica.

A continuación se expone parte de su contenido y los aspectos más relevantes discutidos durante su tramitación:

• Crea un Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional:

Corresponderá a los actuales CDEC – Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande y del Sistema Interconectado Central –, que se constituirá como un Organismo sin fines de lucro, ad hoc y dotado de personalidad jurídica propia, el que además deberá generar procedimientos técnicos, garantizar el acceso abierto, colaborar con las autoridades correspondientes en el monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico, cumplir con estándares de transparencia en el manejo de la información, coordinar las interconexiones eléctricas internacionales y determinar compensaciones por incumplimiento de estándares normativos. Estará dirigido por un Consejo Directivo compuesto por 7 miembros, elegidos por un Comité Especial de Nominaciones mediante concurso público. El presupuesto del Coordinador será cubierto por un cargo de servicio público, financiado por los clientes libres y regulados.

• En materia de Planificación, se innova en la redefinición de los sistemas transmisión, distinguiendo el sistema de transmisión Nacional (actual Troncal), Zonal (Subtransmisión) y Dedicado (Adicional). También se definen Polos de Desarrollo y se reconocen los sistemas de Interconexión Internacional.

El proyecto establece una planificación energética quinquenal a 30 años a cargo del Ministerio de Energía y una planificación anual de la transmisión, liderada por la CNE, que considera un horizonte de 20 años.

• En la Definición de Trazados es donde el Estado tendrá una participación muy activa, por cuanto para el emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión, deberá escoger entre alternativas de franjas la que mejor responda a las exigencias ambientales, económicas y sociales. Este trazado quedará sometido a una evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad. El adjudicatario de la licitación para desarrollar el proyecto tendrá que definir el trazado sobre esta franja, tramitar la resolución de calificación ambiental respectiva y negociar las indemnizaciones.

• Se extiende el alcance del acceso abierto a todas las instalaciones de transmisión, sin afectar el destino original del uso de la capacidad de transmisión -en instalaciones de transmisión dedicada- pero permitiendo el uso temporal de las holguras disponibles en el sistema.

• Una importante innovación la constituyen las modificaciones a la Remuneración del Sistema y las compensaciones. Para el primero de estos, se establece un sistema de transporte con cargos de acceso único, lo que se denomina “estampillado”, asignándola directamente a los clientes finales. En cuanto al nuevo régimen de compensaciones se aplicará solo a las fallas que se produzcan en instalaciones de generación y transmisión. Para el caso de indisponibilidad de suministro de instalaciones eléctricas se compensan las interrupciones por el equivalente de la energía no suministrada, valorizada a quince veces la tarifa de energía vigente durante la indisponibilidad de suministro para el caso de clientes regulados, con valores máximos por evento.

Finalmente, y un punto especial a analizar, lo constituyen los Polos de Desarrollo, que fue uno de los temas más debatidos durante la tramitación del proyecto, y objeto de análisis particular en la Comisión Mixta. Los polos de desarrollo corresponden a zonas de alto potencial de generación, que serán identificados por el Ministerio de Energía, y que tienen por finalidad utilizar un único sistema de transmisión de energía eléctrica con el objeto de minimizar el impacto territorial, social y ambiental de su explotación.

La principal discusión se dio en torno a la inlcusión de una cuota de Energía Renovable No Convencional (ERNC) en la identificación de estos polos de generación. Originalmente la iniciativa no contemplaba la exigencia de participación de ERNC. Sin embargo, durante la tramitación en la Cámara de Diputados en la Comisión de Minería y Energía se incorporó un requisito de un 70% de ERNC para determinar un Polo de Generación. La Comisión de Hacienda lo restringió a un 20%; sin embargo, al ser analizado en detalle en el 2do Trámite Legislativo en el Senado, la Comisión Nacional de Energía aportó un análisis que demostró el negativo impacto que tendría la inclusión de un guarismo en el potencial de generación hidroeléctrica. Específicamente, el análisis mostró que de un potencial para Polos de Desarrollo de 14.388 MW en un universo de 96 sub cuencas hídricas entre la Región de Arica y Parinacota y la Región de Los Lagos, se reduciría ese potencial a sólo 5.906 MW si se establecía una restricción de 20% de ERNC, es decir, se aprovecharía sólo el 41% del potencial. Peor aún, de subir la restricción a un 30%, implicaría reducir el potencial a 5.526 MW es decir, se aprovecharía sólo el 38% del potencial.

Habiendo evaluado lo anterior, se logró aprobar la ley, concluyendo que incorporar un guarismo no hace más que inviabilizar el desarrollo de polos, lo que constituye, en definitiva, un impedimento para el desarrollo de las energías renovables.