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El enredo de la subtransmisión

carretera electricaProceso Regulatorio de Valorización de los Sistemas de Subtransmisión 2011-2014

Los sistemas de subtransmisión son definidos en el artículo N° 75 de la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE) como aquellos destinados constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están dispuestas para el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o regulados, territorialmente identificables, que se encuentren en zonas de concesión de empresas distribuidoras. Estas instalaciones deben cumplir con las siguientes características de manera simultánea:

a) No calificar como instalaciones troncales según lo establecido en el artículo 74º, y

b) Que los flujos en las líneas no sean atribuidos exclusivamente al consumo de un cliente, o a la producción de una central generadora o de un grupo reducido de centrales generadoras.

Actualmente Chile posee 7 sistemas de subtransmisión: SING, SIC1, SIC2, SIC3, SIC-4, SIC 5 y SIC-6 (la ubicación de estos se puede apreciar en la figura 1). Tal como lo indica la LGSE tienen la finalidad de unir eléctricamente los sistemas de transmisión troncal con las zonas de concesión de clientes regulados. Los sistemas de subtransmisión tiene las características propias de las zonas donde están ubicadas, es así como el SIC-3, es el sistema menos extenso en longitud pero con la mayor demanda ya que alimenta a la región metropolitana y el SING con más de 700 kilómetros de longitud y 180 de ancho es el que alimenta la menor demanda. Otra característica que permite la legislación actual es que cada uno de los sistemas de subtransmisión puede estar constituido por más de una empresa de subtransmisión. Es así como el SIC-6, destinado a abastecer la demanda que comprende las Regiones de Los Lagos y de Los Ríos, posee cinco empresas propietarias de instalaciones de subtransmisión: Puyehue, Saesa, SOCOEPA, STS y Transelec.

El del proceso que determina las líneas y subestaciones de cada proceso de subtransmisión se realiza cada cuatro años y coincide con el proceso de definición y valorización del troncal.

Dada la alta cantidad de instalaciones que deben ser definidas como subtransmisión, la Comisión Nacional de Energía (CNE) en el año 2010 y mediante informe técnico determinó tales instalaciones, con sus respectivos propietarios, longitudes, barrar que conecta, cantidad de paños, etc. Toda esta información posteriormente se fundió en el Decreto Supremo N°134 del Ministerio de Energía.

Ahora bien, la valorización de las instalaciones que componen cada uno de los sistemas de subtransmisión, debe ser determinada mediante un consultor independiente, contratado por las empresas propietarias de tales sistemas, según lo indica el Articulo N°108 de la LGSE. Asimismo éste debe determinar la proyección de la demanda, el pago por uso de generadores, los costos de operación, mantenimiento y administración, la minimización de las pérdidas, la adaptación de los sistemas, el plan de expansión para los próximos 10 años y las fórmulas de indexación. Posteriormente la CNE debe revisar cada uno de los informes, corregirlos en caso de ser necesario, y luego publicar un informe técnico con los resultados finales para cada sistema de subtransmisión. Éste se somete al proceso de discrepancias en el panel de expertos y luego se convierte en decreto que fija la valorización y tarifas por uso de los sistemas de subtransmisión.

Proceso Determinación del Valor Anual de los Sistemas de Subtransmisión para el cuadrienio 2011-2014

En conjunto con la determinación de las instalaciones de los sistemas de subtransmisión, la CNE publicó, en enero de 2010, las bases técnicas para desarrollar los estudios de valorización. En virtud a lo anterior, las empresas substransmisoras informaron respecto de los consultores independientes que se adjudicaron la realización de los estudios de cada una de los sistemas de subtransmisión: SING (PA), SIC1 (PA), SIC2 (GTD), SIC3 (KEMA), SIC-4 (SYSTEP), SIC 5 (SYSTEP) y SIC-6 (GTD).

En agosto de 2010, los resultados de los estudios fueron entregados por las empresas consultoras, las que a su vez, realizaron una audiencia pública para presentarlos ante todas las empresas e instituciones interesadas. Posteriormente, las CNE comenzó a revisar los estudios de cada uno de los consultores, a fin de conformar el respectivo informe técnico definitivo:

a) Resolución Exenta CNE N° 92/ febrero de 2011, Aprueba Informe Técnico para la determinación del Valor Anual de los Sistemas de Subtransmisión para el cuadrienio 2011-2014: Este informe técnico fue descartado por la CNE producto de Inexactitudes en la modelación de los sistemas, de valorización de instalaciones y determinación del valor de los peajes de los generadores.

b) Resolución Exenta CNE N° 130/ marzo de 2011 Rectifica Informe Técnico para la determinación del Valor Anual de los Sistemas de Subtransmisión para el cuadrienio 2011-2014, aprobado mediante Resolución Exenta CNE Nº 92: este informe técnico corrigió algunas falencias del primer informe; sin embargo, algunas empresas subtransmisoras, comandadas por CGE interpusieron un recurso de nulidad, producto de un manifiesto error en la modelación de las pérdidas de energía y potencia de cada uno de los sistemas.

c) Resolución Exenta CNE N° 250 / mayo de 2011 Aprueba Rectificación al Informe Técnico para la determinación del Valor Anual de los Sistemas de Subtransmisión para el cuadrienio 2011-2014 para el cuadrienio 2011-2014, aprobado mediante Resolución Exenta CNE Nº 130: Este tercer estudio técnico fue considerado por la CNE como el definitivo para el proceso, con lo cual las posibles observaciones debieron revisarse mediante en Honorable Panel de Expertos.

15 días posterior a la publicación del informe técnico definitivo (R.E N°250), las empresas e instituciones interesadas y/o afectadas por los resultados del informe pudieron realizar sus descargas ante el panel del expertos, por medio de las respectivas discrepancias.

Posteriormente, la CNE, en base a las resoluciones de las discrepancias presentadas por los agentes del mercado, corrigió el informe técnico, lo presento al Ministerio de Energía, y éste lo envío a la Contraloría General de la República a fin de que ésta apruebe y certifique la transparencia y validez del proceso, para luego publicar el respectivo Decreto Supremo.

No obstante lo anterior, dicho informe fue retirado de la Contraloría ya que persisten errores asociados a la determinación de pago de generadores: en este caso en particular Transelec hizo la observación, ya que la empresa Campanario debe cancelar peajes por uso del sistema SIC-4; sin embargo, como ya es conocido, esta empresa estaba en proceso de quiebra, por lo que no estaba disponible para asumir pagos de peajes. Dado lo anterior, estos montos deben recalcularse e incorporarlos a la demanda o a otros generadores, según lo indique la metodología definida en las bases técnicas.

Actualmente, a agosto de 2012, el mercado eléctrico nacional aun no cuenta el Decreto Supremo que determina y valoriza los sistemas de subtransmisión para el cuadrienio 2011-2014.

Lo anterior, se debe a que el proceso de subtransmisión ha tenido tiempos de ejecución, que si bien han sido desarrollados conforme a lo indica la LGSE, no coinciden con los tiempos en los cuales los resultados del proceso deben ser aplicados: es como si los estudios desarrollados por cada uno de los consultores de los sistemas de subtransmisión fueron descartados por la CNE producto de que en muchos casos poseían manifiestos errores, según lo indicó el organismo regulador. En virtud a esto, el proceso perdió al menos 7 meses de desarrollo. Posteriormente, la CNE debió desarrollar casi por completo los estudios de cada uno de los subsistemas, para luego publicar los tres informes técnicos (R.E N° 91, N° 130 y N° 250), los cuales también enfrentaron problemas y una alta cantidad de discrepancias ante el honorable panel de expertos.

Adicionalmente, es importante destacar que el proceso en cuestión se desarrolla de manera paralela con el Estudio de Transmisión Troncal (ETT), el cual es necesario para determinar los sistemas de subtransmisión y el pago por uso de las centrales que inyectan su producción en éstos. Dado que dichos procesos son realizados al mismo tiempo, no existe una coherencia en sus resultados de manera simultánea, con lo cual una vez finalizado el ETT, muchas de las discrepancias presentadas por las empresas ante el HPE estuvieron asociadas a que el informe técnico de valorización de los sistemas de subtransmisión esté actualizado, conforme a lo estipulado en el respectivo Decreto Supremo N° 61 del Ministerio de Energía, el cual valoriza y Determina los Sistemas de Transmisión Troncal.

A continuación se muestran las variaciones de resultados del proceso de valorización y definición de los sistemas de subtransmisión para el cuadrienio 2011-2014. En base a esto puede notarse las respectivas inestabilidades regulatorias del proceso, así como las aleatoriedades en las rentabilidades de las respectivas empresas participantes.

Valorización de los Sistemas de Subtransmisión

El valor anual de los sistemas de subtransmisión se basará en instalaciones económicamente adaptadas a la demanda proyectada para un período de cuatro a diez años, que minimice el costo actualizado de inversión, operación y falla, eficientemente operadas, y considerará separadamente:

a) Pérdidas medias de subtransmisión en potencia y energía, y

b) Costos estándares de inversión, mantención, operación y administración anuales asociados a las instalaciones. Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el V.I. de las instalaciones, la vida útil de cada tipo de instalación según establezca el reglamento, y la tasa de descuento señalada en el artículo 165º de la ley.

En otras palabras, el valor de las instalaciones de subtransmisión no son reconocidas tal cual fueron construidas, sino por la real utilización que a éstas se les da. Es así como un transformados de 150 MW puede ser reconocido como una instalación de sólo 30 MW, si es que en el estudio se demuestra que los flujos de potencia esperados no superaran dicho monto. En consecuencia, el valor de remuneración que se le asignará a ésta instalación será muy inferior al valor real.

En la figura 2 se muestra un grafico con las diferentes valorizaciones que se le asignaron a los sistemas de subtransmisión, en las diferentes informes técnicos del proceso regulatorio.

De la figura se puede apreciar que la valorización de cada uno de los sistemas de subtransmisión fue superior en el estudio desarrollado por los consultores de las empresas subtransmisoras. Posteriormente, en la revisión de realizada por la CNE estos fueron drásticamente disminuidos, para luego volver a aumentar y llegar a un valor estabilizado.

Esta situación, en conjunto con el tiempo de desarrollo de los estudios de subtransmisión por parte de los consultores, podría “ahorrarse” en caso que la legislación considere la participación activa de la CNE en la realización de los estudios, tal como lo concibe en el ETT.

Asimismo es necesario considerar la posibilidad que el proceso de subtransmisión sea desarrollado posterior a la determinación y valorización de los sistemas troncales, ya que los resultados de este proceso son utilizados para determinar los sistemas de subtransmisión, de esta manera se evitarían los comentarios y discrepancias que se dieron en este proceso, tales como la definición de la barra Lagunillas como parte del sistema troncal SIC, o las instalaciones del sistema de 154 kV del Maule como parte del sistema de subtransmisión.

Independiente de las problemáticas presentadas en este proceso regulatorio, y de que aun no se cuente con un Decreto Supremo que fije la valorización, definición y pago de peajes por uso de los sistemas troncales. De los resultados Post Panel de Expertos, se pueden obtener las siguientes conclusiones respecto de cada uno de los sistemas de subtransmisión.

El sistema de subtransmisión que posee una mayor cantidad de inversiones es el SIC-3, vale decir, el subsistema que alimenta a la región metropolitana; sin embargo, la alta cantidad de consumo que está zona posee, provoca que la unidad de energía retirada sea la más barata de todos los sistemas de subtransmisión nacionales.

Por el contrario, el sistema de subtransmisión SIC-6, que alimenta la parte sur de la región de Los Ríos y la Región de los Lagos, incluyendo la Isla Grande de Chiloé, es uno de los que posee el menor valor de inversión, pero con el más alto valor por unidad de energía retirada, lo cual se traduce en los costos finales a los usuarios de dicho sistemas.

Determinación del pago de peajes de las unidades de generación que utilicen redes de subtransmisión para evacuar su producción

En base a una metodología de asignación de peajes por uso esperado de las redes de distribución, se determinó para el cuadrienio entero, el pago de cada una de las centrales de generación que inyectan su producción directamente o por medio de instalaciones adicionales. El valor resultante de este cálculo se compara con el proyecto de conexión directa al troncal, el cual consiste en determinar el valor de un proyecto de transmisión independiente para cada central, escalando el valor de las instalaciones que se encuentren en el camino de mínima distancia eléctrica entre el punto de conexión de la central y la barra troncal más cercana. En virtud a esta metodología, el peaje anual de cada unidad de generación no podrá ser menor el que el valor resultante del proyecto independiente. Estas metodologías de asignación de peajes es compleja desde el punto de vista matemático y de manejo de información. No obstante, en la figura 4 se presenta un esquema simplificado de ésta.

En base a esta metodología, la cual se puede encontrar en las bases del informe técnico, se determinaron los peajes de las centrales de inyectan su producción en los sistemas de subtransmisión; sin embargo, la complejidad para la reproducción de los cálculos, la asignación de instalaciones adicionales en el pago de peajes, y la inclusión de centrales que no hacen uso de los sistemas de subtransmisión por estar conectadas directamente al sistema troncal, provoco una alta cantidad de discrepancias presentadas por las empresas generadoras, las cuales en su gran mayoría fueron aceptadas. En la figura 5 se presenta las diferencias en los cálculos de los peajes de algunas centrales, según cada etapa e informe técnico que constituyo el proceso regulatorio en cuestión.

De los resultados mostrados en la figura, se puede apreciar una alta variabilidad en el pago de peajes, dependiendo del respectivo informe, de éstos se pueden destacar los siguientes:

PMGD Juncalito, central conectada en la zona de la quinta región (SIC-2), en las redes de distribución y que por concepto de inversión de los flujos esperados de la S/E primaria a la cual está conectada, se considera que hace uso de los sistemas de subtransmisión. En este contexto, se le aplicó la metodología explicada en la figura 4 y de determinaron los valores disimiles de peajes, mostrados en la figura 5, los cuales a su vez se puede ver que varían más de 1200% entre los informes publicados en el proceso en cuestión.

Centrales Bocamina y Arauco, ambas conectadas en el SIC-5, tuvieron grandes variación en sus peajes, producto de que en los primeros informes técnicos, no se consideró la S/E Lagunillas 220 kV como parte del sistema troncal. En consecuencia, la determinación de peajes era coherente con los resultados del ETT-2010. Una vez actualizados esta información se determinó que la central Bocamina no debía realizar pago alguno por uso del sistema SIC-5 ya que se considera que ésta se encuentra directamente conectada al sistema de transmisión troncal, a través de un sistema de transmisión adicional que a su vez se interconecta con la S/E previamente mencionada.

Centrales Los Olivos, Degañ y otras Diesel: este tipo de centrales tuvieron altos montos de peajes en los informes realizados de la CNE, ya que la metodología utilizada por este regulador, no consideraba todos los escenarios de flujos de potencia, sino sólo el 10% de los casos con mayor “relevancia”, es decir, con mayor utilización de las instalaciones de subtransmisión. Esta innovación de la metodología provocaba que el pago por uso de las instalaciones cercanas a las centrales tipo diesel fuesen asignadas en un alto porcentaje a las unidades en cuestión. Posterior a la resolución de las discrepancias del HPE, la CNE debió recalcular los peajes considerando el 100% de los escenarios, provocando una disminución casi total en los peajes de la mayoría de las centrales tipo Diesel (no económica).

Asimismo, la CNE consideró para el caso de calcular el peaje por el concepto de camino de mínima distancia eléctrica, todas las instalaciones de subtransmisión y adicionales que lo componen, aumentando de manera artificial el valor de peajes de por esta metodología. Esta consideración también fue indicada al HPE, dándole el favor a quienes representaban a las centrales, bajo este concepto, las centrales, tales como: GNL Quinteros, San Isidro y Nehuenco y Sauzal eliminaron el pago de peajes que se les estaba asignando. Otras los disminuyeron.

Como resumen de este ítem, es posible afirmar que la poca definición metodológica que se entrego en las bases de los estudios, para determinar el valor de peajes de las centrales, y las consideraciones de la CNE provocaron altas variaciones en los valores finales. Asimismo, la poca coherencia de los cálculos, con los resultados del ETT-2010 también complotó para que se en los informes técnicos de hayan encontrados manifiestos errores, tales como instalaciones con doble definición o simplemente sin definición regulatoria.

Cometarios Finales

El sistema de transmisión Troncal del SIC y el SING posee un Valor Anual de 233,8 MMUS$. El conjunto de las instalaciones de los sistemas de subtransmisión poseen un valor anual de 418,7 MMUS$, esto significa que en la actualidad los sistemas de subtransmisión poseen un componente en la tarifa del usuario final, mayor a la que representa el cargo por uso del sistema troncal. De lo anterior, se desprende que el proceso de determinación del valor de los sistemas de subtransmisión requiere de un trato de la misma relevancia y orden que el proceso de sistema troncal.

Las metodologías, tiempos, y coherencia de los estudios de este proceso deben ser redefinidas a fin de que éstos posen coherencia y que tiempos de ejecución de cada etapa no sean desmesurados, que hoy aun nos tienen sin Decreto Supremo que defina los sistemas de subtransmisión en el cuadrienio 2011-2014.

Las altas variaciones que tuvieron los cálculos de peajes de las centrales, por uso de los sistemas de subtransmisión, provoca una inestabilidad en las inversiones de este tipo de centrales. El hecho que no exista una metodología clara y detallada para reproducir estos cálculos, puede provocar un desincentivo a instalar este tipo de centrales, las que son beneficiosas para el sistema, ya que colaboran a alimentar la demanda de forma local, disminuir pérdidas y desplazar inversiones.

En relación a este último comentario, es necesario redefinir hasta qué punto las centrales ERNC o del tipo PMGD deben realizar pago por uso de los sistemas de subtransmisión, ya que en la actualidad este tipo de generadores no posee ningún tipo de beneficios o exención de pagos de estos sistemas, como si lo tienen en el caso del sistema troncal. Generalmente este tipo de centrales son desarrolladas por empresas pequeñas o con una cantidad limitada de recursos, limitar o reducir sus beneficios productos de excesivos cobros de peajes de subtransmisión, aún cuando provocan un beneficio para el sistema producto de lo mencionado en el párrafo anterior, puede provocar un desincentivo a la inversión de estas fuentes.

Finalmente, y en cuanto a las responsabilidades de la CNE, cabe mencionar que ésta institución, entre el año 2010 y 2012, ha tenido que coordinar y desarrollar una alta cantidad de informes, estudios y procesos, tales como: definición y determinación del sistema de transmisión troncal para el cuadrienio 2011-2014, determinación de las expansiones troncales del SIC y SING en los años 2011 y 2012, determinación del valor anual de los sistema de subtransmisión para el cuadrienio 2011-2014, precios de nudo de corto plazo, precios de nudo promedio, licitaciones de suministros de energía, tarificación de los sistemas medianos e Informe técnico del beneficio de la interconexión SIC-SING, entro otros. Todos estos informes, que son de vital importancia para el mercado eléctrico nacional, fueron desarrollados sin aumentar de manera significativa la cantidad de profesionales el área eléctrica de la CNE. En consecuencia, los cambios normativos propuestos en este documentos más los que se están publicando constantemente en la prensa (carretera eléctrica) deben ir de la mano con un repotenciamiento del las área regulatorias comprometidas en los respectivos cambios. En caso contrario, nos encontraremos con procesos con déficit de tiempos, incoherencia y en algunos con señales de inestabilidad para las inversiones.

Por Msc. Mauricio Olivares Araya, Ingeniero Civil Eléctrico, Universidad de Santiago de Chile, y Felipe Escobar Tapia, Ingeniero Civil Eléctrico, Pontificia Universidad Católica de Chile. Ambos son profesores de Mercados Eléctricos en el Departamento de Ingeniería Eléctrica de la USACH.

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