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Expansión del Sistema de Transmisión Troncal: ¿quién debe pagar por ella?

Systep

El sistema de transmisión troncal del SIC presenta altos niveles de carga en sus líneas, lo que provoca cuellos de botella en algunas regiones del país, produciendo desacoples de precios y restringiendo el desarrollo de proyectos de generación. Esto se manifiesta dramáticamente en el norte del sistema, y se ha transformado en una amenaza de mediano plazo para el adecuado suministro de varios proyectos mineros, como potencialmente para el desarrollo de nuevas energías renovables en la zona (ver editorial de febrero 2014). A pesar de las importantes mejoras que introdujo la Ley Corta I en los mecanismos de planificación de largo plazo del sistema de transmisión troncal, todavía se evidencian debilidades en su aplicación. Esto fue enfatizado por la Comisión Asesora de Desarrollo Eléctrico (CADE) (link 1, link 2), con sólidas propuestas que lamentablemente no fueron consideradas.

Una situación que ejemplifica las debilidades de la regulación de la expansión de la transmisión es lo que tuvo lugar con la discrepancia presentada por Colbún al Panel de Expertos por el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Troncal 2013 – 2014 (ver acá). Este Plan de Expansión incorporaba, como propuesta de la CNE, la obra “Nuevo sistema 2×500 kV, primer circuito, Nueva Charrúa – Nueva Ciruelos – Nueva Puerto Montt”. Esta fue reemplazada, vía dictamen del Panel de Expertos, por el proyecto “Línea 2×500 kV Pichirropulli – Puerto Montt, energizada en 220 kV”. Con respecto a la obra original, esta última reduce en 300 km el trazado y evita implementar subestaciones elevadoras a 500 kV.

La raíz de la discrepancia radica en distintas visiones sobre el desarrollo de la generación en la zona sur del SIC. En particular, la CNE considera un mayor número de proyectos de generación (en total 1.800 MW) que los utilizados en la Revisión 2013 del Plan de Expansión, lo cual justificaría el desarrollo del sistema de 500 kV propuesto. En contraste, Colbún argumenta que sólo se desarrollarán los proyectos en el mismo Estudio de Expansión antes referido (en total 1.015 MW). En ese contexto, el sistema propuesto por la CNE implicaría un importante grado de sobre instalación y holguras de transmisión innecesarias durante un periodo de 6 a 7 años. La cuestión de fondo en discusión es qué horizonte de planificación se debiera considerar y qué nivel de incertidumbres incorporar. Se ha avanzado mucho desde el primer estudio troncal, donde la CNE realizó una única y tímida proyección de expansión de generación, al segundo estudio, que incorporó mayores incertidumbres a través del criterio de minimizar el máximo arrepentimiento, definiendo inversiones relevantes que están ahora en desarrollo. La pregunta es cuánto más allá se debe avanzar.

La respuesta a lo anterior no es evidente y está contaminada por el hecho que, dada la estructura de remuneración vigente de la transmisión, las decisiones de inversión en transmisión no son neutras para los agentes del sistema. Basta revisar la expansión en disputa. Si se ejecutara la obra “Nuevo sistema 2×500 kV, primer circuito, Nueva Charrúa – Nueva Ciruelos – Nueva Puerto Montt” planteada por la CNE y finalmente no entraran en servicio los proyectos de generación que justificaron su propuesta, los peajes a pagar por central Canutillar (172MW), propiedad de Colbún, serían mayores a los que pagaría con la expansión troncal propuesta por Colbún, “Línea 2×500 kV Pichirropulli – Puerto Montt, energizada en 220 kV”.

Una visión estratégica de expansión de largo plazo del sistema de transmisión puede justificar sobre instalaciones y/o holguras temporales en su desarrollo, tanto desde un punto de vista sistémico como social, pudiendo dar lugar a un sistema más rentable y robusto en el largo plazo. Generar holguras en transmisión puede efectivamente facilitar mayor competencia, con el desarrollo de nuevas centrales que en otro escenario habrían de postergarse o no desarrollarse debido a la falta de capacidad de transmisión troncal, y sobre todo al alto costo y complejidad en la obtención de permisos necesarios para el desarrollo de soluciones de transmisión particulares y dedicadas a cada proyecto. La pregunta es quién debe pagar dichas holguras.

Consciente de esta problemática, la CADE propuso nuevos conceptos base para lograr ese desarrollo estratégico. Planteó el necesario desarrollo de corredores de transmisión longitudinales y transversales, en una visión de largo plazo, con holguras socialmente rentables, holguras a ser remuneradas por la demanda, que sería finalmente la gran beneficiada por esta expansión, ya que daría lugar a mayor oferta y competencia en el mercado.

Otra alternativa sobre la mesa es la de revisar los esquemas de remuneración de la transmisión y la distribución de los pagos entre los agentes del sistema, identificando los reales beneficiados por su desarrollo y asignando a ellos una mayor contribución a su expansión.

Por Systep, consultora chilena altamente especializada en el campo de los estudios técnicos y económicos del sector energético.

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