La autoridad participó en el “Seminario Internacional de Planificación de la Transmisión Eléctrica”, organizado por la CNE, la Universidad de Colorado de Estados Unidos y el Banco Interamericano de Desarrollo en el edificio de la Sofofa, en una actividad que está dentro del proceso de implementación de la Ley de Transmisión.

Al inaugurar el evento Romero sostuvo que la “energización de la interconexión está programada para la segunda quincena de octubre, de acuerdo a una reunión que tuvimos con las empresas y el Coordinador Eléctrico Nacional, con lo que comenzará un proceso de puesta en marcha donde paulatinamente, de acuerdo a las condiciones de seguridad de la operación, el Coordinador va ir incorporando más elementos de transferencias de energía”.

“En la última reunión de coordinación se estableció que la fecha para la transferencia oficial de energía sea en la primera quincena de diciembre, por lo que la puesta en servicio de las instalaciones de la interconexión estarán en diciembre”, agregó.

Según la autoridad, estos avances coincidirán con la puesta en marcha de algunos tramos de la línea Cardones-Polpaico que desarrolla Interchile desde las regiones de Atacama a la Metropolitana. “Esta línea tiene tres partes, dos de las cuales estarán listas de aquí al 15 de diciembre, con puesta en servicio, así que una buena parte de esa línea quedará incorporada al sistema eléctrico nacional, con operación completa”.

Seminario

Romero señaló que la planificación de la expansión de la transmisión está a cargo de la CNE, en un proceso donde también colabora el Coordinador Eléctrico Nacional en la planificación de la expansión de la transmisión, por lo que destacó la realización del seminario para conocer los casos de “buenas prácticas internacionales” en esta materia, especialmente de Estados Unidos, México y Brasil.

En el seminario participaron el superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila, y el presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, Germán Henríquez, además de algunos miembros del Panel de Expertos como Juan Clavería, jefes de Departamentos de la CNE y ejecutivos de empresas del sector eléctrico.

Fernando Mancilla, académico de la Universidad Santa María señaló que este proceso de planificación tiene una duración de diez meses, que considera la revisión e identificación de casos internacionales para elaborar un informe final, con una propuesta metodológica, que se entregará a la CNE a fin de elaborar un reglamento en esta materia.

El especialista destacó que se han estudiado las experiencias de planificación de la expansión de la transmisión en Estados Unidos, Canadá, Australia, Francia e Inglaterra bajo los criterios de eficiencia y competencia, capacidad y tecnología, y de resiliencia y seguridad. También se contemplarán aspectos temáticos como holguras, el ingreso de energías renovables y la conexión a la red de la generación distribuida a pequeña y mediana escala.

Gustavo Villa, subdirector de planeación del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace) de México, mostró la experiencia de ese país en la planificación de la expansión de la transmisión, señalando que en su proceso consideran la reducción de congestiones en la red, integrar energías renovables e incorporar tecnologías para redes inteligentes, para lo cual realizan estudios previos, donde cada proyecto considera más de una alternativa.

Posteriormente expuso Ale Osborn, Senior advisor del operador eléctrico, Miso de Estados Unidos, quien explicó que la planificación en el país del norte contempla primero un plan de generación, junto con el diseño de la transmisión a través de un programa que proyecta el despacho de energía, donde se analizan casos sin congestión en la transmisión.

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No fue el único hito: además, se logró adjudicar el 100% de los 12.430 GWh/año ofertados, reduciendo en un 40% el precio promedio en relación a la última licitación y en 63% si se considera el proceso de 2013.

Con este concurso se buscaba abastecer las necesidades de electricidad de los clientes regulados de los Sistemas Interconectados SIC y SING -que para la fecha de inicio del suministro ya estarán unidos- por 20 años a partir del año 2021.

Para los 84 ofertantes los resultados fueron de dulce y de agraz. ¿La razón? Los pocos ganadores -en total hubo ofertas para 6.700 sub-bloques, de un total de 765 licitados-, a lo que se suma un cambio dramático en las perspectivas del mercado eléctrico y los precios proyectados a futuro con la irrupción de las energía renovables.

“La licitación ha convocado un nivel de competencia nunca antes visto, que marcará tendencia a futuro y que producirá un cambio de paradigma en el mercado eléctrico chileno, traduciéndose todo ello en menores precios a beneficio de nuestras familias y las pequeñas y medianas empresas de Chile”, destacó el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.

Las primeras víctimas de la licitación fueron Atacama Solar, Qanquña y SPV P4, sociedades que, tras revisarse los aspectos técnicos y económicos de las propuestas, la CNE -entidad a cargo del proceso- determinó que éstas no se ajustaban a los requerimientos, quedando fuera de competencia.

Los segundos afectados fueron las grandes generadoras. Esto, porque entre los ganadores solo destacó un incumbente: Endesa Chile, que se adjudicó 5.950 GWh -el 48% del total ofertado- a un precio promedio de US$50,7.

En el proceso también participó con grandes bloques AES Gener -tanto con sus proyectos propios como con sus filiales Guacolda y Alto Maipo- Colbún y por primera vez en su historia ENAP; sin embargo, ninguna logró adjudicarse un contrato.

En el caso de Colbún, esta ofertó sobre 10 mil GWh/año entre los bloques de 24 horas y los intermitentes; mientras que la generadora de capitales norteamericanos AES Gener también hizo una agresiva apuesta por ambos tipos de bloques.

Con este resultado, ambas empresas pierden participación de mercado en el segmento de los regulados, ya que según estimación de expertos entre el 15 y el 25% de sus contratos vencen durante el periodo de suministro.

Por esto mismo, el resultado de la licitación no se hizo esperar en las bolsas. Durante la jornada de ayer los títulos de AES Gener cayeron un 7,81%, mientras que los de la generadora ligada a la familia Matte bajaron un 3,27%. Y pese a que ganó, el mercado tampoco tomó de buena forma la agresiva apuesta de Endesa, que cayó un 2,7%. Su matriz Enersis Chile, en tanto, bajó un 4,2%.

“Estos precios han sido bajos debido a las características de esta licitación como el volumen demandado, sus extensos plazos de suministro e importante flexibilidad en opciones para los oferentes, no existente en otros mercados. Esta oferta la hemos podido construir con nuestro mix de plantas existentes y un contrato de opción de compra de energía renovable con Enel Green Power”, destacó Valter Moro, Gerente General de Endesa Chile tras los resultados de la licitación eléctrica.

Desbloqueo de proyectos. Del total de proyectos que lograron un contrato de suministro, cerca de 60% corresponden a iniciativas renovables que en su mayoría no están construidas. Esto significará inversiones que van por encima de los US$5.000 millones.

“Hoy hemos dado un impulso definitivo al mercado eléctrico con más actores, con mejores precios, mayor inversión, más competencia y preocupación por un mejor servicio y por un sistema eléctrico más seguro, confiable y eficiente”, destacó Romero.

La irlandesa Mainstream se adjudicó 3.366 GWh/año a un promedio de 41US$/MWh, los que serán abastecidos principalmente por medio de recursos eólicos.

“Para los contratos adjudicados en esta licitación, Mainstream invertirá cerca de US$2.000 millones para suministrar los 3.366 GWh/año comprometidos. La compañía instalará una capacidad total de 986 MW en el sistema, que, junto a los proyectos previamente adjudicados y el que ya está en operación por medio de Aela, suman un total de 1.318 MW de energía limpia en Chile”, informaron desde la empresa.

En el caso de Acciona, que se adjudicó unos 506 GWh, estiman que los nuevos contratos les permitirán concretar un nuevo parque eólico por 180 MW.

“Dado el tamaño del bloque, que son 500 GWh nos permite gatillar un proyecto nuevo de 180 MW, y seguimos en nuestro tren de inversiones que está bien proyectado hacia el futuro”, indicó José Ignacio Escobar, gerente general de Acciona Energía Chile.

Por su parte, desde la renovable Aela Energía -que logró adjudicarse 88 GWh anuales- indicaron que el concurso les permitirá avanzar en su meta de materializar un portafolio de 600 MW, equivalentes a una inversión total de US$1.400 millones.

Mientras que el brazo de generación de Gas Natural Fenosa, Global Power Generation Chile (GPG Chile), promete suministrar su 850 GWh adjudicados a partir de nuevos proyectos por 320 MW que generarán exclusivamente con el recurso eólico de la provincia de Huasco y la radiación solar del desierto de Atacama.

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Respecto a los beneficios dijo que “en cinco años más, clientes regulados podrían ver una baja en sus cuentas de luz cercana a 20%, esto quiere decir que si una familia pagaba $20.000 pronto pagará $16.000”. La principal causa según explicó es la competencia, ya que hasta el momento se trabaja con 84 generadoras.

Además mencionó que “veremos los precios más eficientes del mercado, podemos aprovecha de mejor manera recursos como el sol, el agua y el viento”.

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La iniciativa considera inversiones por unos US$ 4.200 millones, y la instalación de tres unidades de generación a carbón, además de un puerto para la carga y descarga del combustible, y una planta desaladora. El proyecto ha sido desarrollado por el fondo de inversiones South Andes Capital, ligado a los empresarios Francisco Gutiérrez y Pedro Iriberry, y como asesores participan un grupo de ex ejecutivos de AES Gener.

Garantías exigidas

En este proceso, el Gobierno endureció las exigencias para las empresas participantes. De hecho, las multas en caso de que una firma que participe en las licitaciones se gane un contrato y finalmente no cumpla con este podrían como mínimo triplicarse y como máximo quintuplicarse. De esta manera, la multa mínima en caso de incumplimiento sería de US$ 2 millones, mientras que el máximo podría llegar a US$ 74,5 millones.

El secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, también ha explicado que a los nuevos proyectos se les incorporarán auditorías técnicas asociadas a hitos constructivos, y si una empresa decide no realizar un proyecto, operará no solo el cobro de la garantía de estas etapas, sino que también el cobro de la boleta de fiel cumplimiento. El objetivo del Gobierno es evitar que se presenten ofertas que no estén realmente respaldadas por proyectos que de forma segura van a servir esos contratos.

Sin embargo, en la industria ya han surgido varias críticas al endurecimiento de estas condiciones, las que son especialmente complejas de cumplir cuando se trata de iniciativas de difícil concreción, como son las de carbón.

En los últimos años, a nivel mundial se ha visto que el carbón está en retirada. La mayoría de las grandes empresas ha descartado impulsar nuevas iniciativas del tipo por la oposición ciudadana que tienen producto de una eventual contaminación. Los últimos grandes proyectos de esta fuente (Barrancones, Castilla y Punta Alcalde) han sido paralizados por vecinos, o descartados por sus dueños.

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Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), descarta un efecto adverso en los costos para las mineras y sostiene que su impacto será menor, compensado por la rebaja del costo total de energía que se produciría en el sistema.

-El Consejo Minero dice que la ley va a traer más costos, ¿cómo ven el tema?

-Quiero ser muy tajante: el Consejo Minero se equivoca. La ley de transmisión va a contribuir a bajar los precios de electricidad, tanto a clientes regulados como libres. Nos extraña mucho esta visión, ellos han participado de todas las instancias de discusión del proyecto y es por eso que nos llama la atención que den una señal tan equívoca sobre sus efectos.

-¿Cambiará el sistema de pago para quienes tienen contratos vigentes?

-El proyecto de ley contempla un artículo transitorio, donde se establece que respecto a los contratos celebrados con anterioridad a la ley, el actual marco regulatorio se mantiene intacto. En el caso de los clientes libres más grandes, y que están en el Consejo Minero, se adecua a prorratas individuales de acuerdo a sus contratos.

-¿No pagarán más por la transmisión?

-Hoy lo mineros pagan la transmisión de dos maneras. Implícitamente en sus costos de energía, o explícitamente porque en el contrato se la hace una ‘pass through†por parte del generador al clientes libre, donde le traspasa el costo de transmisión. Este artículo transitorio se estableció de manera que no se realice un doble pago. Eso está resguardado.

-Cuando se comenzó a discutir el proyecto, industriales del Norte Grande señalaban que los costos iban subir…

-Recogimos la preocupación, por eso establecimos que no podía producirse un cambio en el sistema de remuneración sin que hubiera una transición. Mientras sigan existiendo esos contratos que ya tienen implícitos costos de transmisión en los precios de energía, los generadores van a seguir pagando la transmisión. Ese punto quedó resguardado y la transición es hasta el 2034.

-Después van a subir los costos…

-El proyecto tiene por objeto asegurar un sistema de transmisión que garantice mayor competencia, elimine riesgos de diferencias de costos nodales y baje los costos marginales. Tendrá una incidencia de reducción de precios muy importante. Un sistema con mayores holguras debería tener un costo adicional respecto de uno sin holguras, de entre US$ 1 y US$ 3 por MWh. Esto va a generar una ganancia en precios de la energía. Hoy día el precio de los últimos contratos celebrados en el SING es superior a US$ 100 el MWh. ¿Qué precio proyectamos a futuro? Bajo los US$ 80.

-¿Cuál es el efecto que va a tener en la factura eléctrica?

-La reducción del precio de la energía equivale a más del 70% del costo total. En cambio ésta alza en el costo de transmisión representa no más del 5% del total de la electricidad.

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En la zona central del país, donde opera el Sistema Interconectado Central (SIC), la demanda eléctrica estuvo mucho más deprimida que en los años anteriores, marcando el tercer año de baja expansión desde 2007. “Mirando las tasas de crecimiento de demanda de los últimos ocho años se puede ver que hubo dos años con tasas menores al 1% y el 2015 sería el tercer año con tasas bajas, del orden del 2,6% en el mismo período”, indica el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.

Si bien para la CNE estos antecedentes reflejan “la tendencia de ir a tasas menores comparado con décadas anteriores, lo cual está dentro de lo esperado para países con este estado de desarrollo”, para las empresas distribuidoras, encargadas de llevar la energía principalmente a los hogares del país, las cifras sorprenden. “Este 2015 ha sido un año atípico, donde ha habido una serie de factores que han influido a tener una rebaja atípica entre las proyecciones que se tenían de la demanda y la realidad”, indica el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Rodrigo Castillo.

El propio gerente general de Colbún, Thomas Keller, manifestó el jueves su preocupación respecto del comportamiento de la demanda, la que, “sobre todo durante la segunda mitad del año”, tuvo un comportamiento que sorprendió, con tasas de crecimiento en torno al 1,5% y 2%, y “en algunos meses puntuales incluso ha disminuido más”, dijo en entrevista con radio Duna.

Menores expectativas

Para 2015, la CNE estimaba un crecimiento de 3,8% para la demanda eléctrica, pero en el sector ya se habla de una tasa que será cercana al 2%. En la CNE dicen que la cifra final se entregará en el informe preliminar de precios de nudo de abril próximo. Pese a eso, Romero explica que la generación bruta del SIC -datos que muestran la tendencia de la demanda- llegó a 1,3%, mientras que la del Sing fue de 6,3%, dando en promedio para el país un crecimiento de 2,6%.

“La diferencia en las tasas proyectadas versus las reales se deben a diversos factores, dentro de los cuales el principal fue las mayores expectativas de crecimiento de consumo eléctrico, tanto de la industria como de las instituciones relacionadas al sector eléctrico, justificadas por las expectativas económicas esperadas a comienzos de 2015, superiores a las que fueron realmente”, dice.

Sin embargo, hubo dos convidados de piedra: “Un factor que influyó en este resultado es la estacionalidad. Tuvimos un invierno más corto y menos frío que de costumbre, lo cual explica parte del decrecimiento de la demanda”, señala Rodrigo Castillo.

En Enersis, controladora de Chilectra, indican que también influyó el hecho de que en el verano “las altas temperaturas se iniciaron más tarde que en 2014, lo que influyó en un menor consumo eléctrico por uso del aire acondicionado”.

El otro elemento adicional fue el horario, explica Castillo, “porque en contra de lo que probablemente se pudiera haber esperado, que era que el mantener el horario de verano durante todo el año era una decisión neutral, el dato que tenemos permite pensar que sí impactó”.

Los resultados de la medida fueron analizados por el Ministerio de Energía, entidad que ya tiene en sus manos un estudio sobre los ahorros que generó al sistema eléctrico mantener el horario de verano, medida que regirá por lo menos hasta 2017 y que fue fuertemente criticada por la ciudadanía, por los problemas colaterales que significó levantarse en el invierno a oscuras o llegar también a oscuras a los hogares luego de la jornada laboral. Los resultados se darán a conocer en la Cuenta Pública del Ministerio de Energía, que se realizará en los próximos días.

Efecto minería

Pero el menor crecimiento de la demanda también se deprimió por la baja que mostró la minería. “En generación, un factor relevante fue la reducción de la actividad minera y, en particular, la no concreción de grandes proyectos”, explican en Enersis.

Lo mismo indican desde la Asociación de Generadoras. “La desaceleración del sector minero ha influido en la generación de la energía eléctrica y en las necesidades de inversión de nuevos proyectos”, explica el vicepresidente ejecutivo de la entidad, Claudio Seebach.

En 2012, el sector minero proyectaba inversiones que superaban los US$ 100 mil millones hacia fines de la década, cartera que se vio afectada por conflictos con comunidades y también por la justicia, lo que sumado al negativo escenario del cobre, ha hecho que la cifra de inversiones se sitúe hoy en unos US$ 31.345 millones al 2024, según Cochilco.

El impacto de esta paralización no es menor, pues la minería representa cerca del 40% del consumo eléctrico del país, dice el socio de Electroncosultores, Francisco Aguirre Leo. “Por lo tanto, el crecimiento de la demanda depende fuertemente de esa actividad. Mientras los precios del cobre y hierro estén bajos, no tendremos mejores tasas”, recalca.

¿Qué pasará en 2016?

Las expectativas para este año no son muy positivas. “Uno de los desafíos que tenemos que enfrentar es qué pasará con la demanda en 2016. ¿Cuál será el crecimiento económico del país y qué pasará con la actividad económica? Esa es una fuente de preocupación y es hoy la principal pregunta que nos hacemos”, dijo Thomas Keller el jueves.

En ese sentido, Andrés Romero indica que si bien en el informe de previsión de demanda 2015-2030 de la CNE se estimó una expansión del consumo del orden de 4,2% para 2016 y 2017, se espera que “el consumo eléctrico para los siguientes años vaya en línea con las expectativas de la economía chilena, acompañado del aumento de la eficiencia energética por parte de los chilenos”.

En Enersis, en tanto, indican que es muy probable que en el corto plazo “veamos crecimientos de la demanda eléctrica consistentes con una actividad económica y particularmente minera de menor dinamismo”.

Por eso, algunas eléctricas ya están ajustando su planilla de inversiones para enfrentar este escenario. Un ejemplo es la decisión de Colbún de restarle urgencia a su proyecto San Pedro, que fue retirado de Sistema de Evaluación Ambiental debido a problemas técnicos.

Inicialmente, la compañía esperaba reingresarlo a tramitación en marzo de este año, pero ahora, la eléctrica de los Matte extendió el período hasta junio.

En el caso de Enersis, la compañía enfatiza que su mirada es de largo plazo y que, además, están impulsando una cartera de inversiones flexible, pero pese a eso, indican que “frente a un escenario de menor crecimiento y, por tanto de menor premura en la materialización de los proyectos, se abre un importante espacio para desarrollar proyectos en forma colaborativa con la comunidad, lo que se traducirá en un desarrollo sostenible”.

Agregan que, además, hoy el país cuenta con un importante abanico de proyectos a base de energías renovables no convencionales y que también los actuales precios de los combustibles han viabilizado la competitividad de tecnologías ligadas al Gas Natural Licuado (GNL). “Este aumento de oferta también reduce la presión por nueva oferta, pero eso no significa que no se requieran importantes proyectos, que tienen largos tiempos de desarrollo, para abastecer los crecimiento de la demanda de las décadas siguientes”, añaden.

Largo plazo

Para el largo plazo, las expectativas son positivas. Claudio Seebach explica que en la hoja de ruta que diseñó la Política Energética 2050, se espera que el consumo eléctrico se triplique hacia ese año, gracias a la electrificación a través, por ejemplo, del uso masivo de energía eléctrica en el transporte. “O esperamos que al menos se duplique, en un escenario de alto nivel de eficiencia energética”, dice.

La entrada Cambio de horario, entre las razones del menor consumo eléctrico de 2015 se publicó primero en Mch.

Este fue uno de los análisis que marcó la presentación de Andrés Romero, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) en el marco de la XIII versión del ForoSING, que abordó el tema “De la Interconexión al Sistema Eléctrico Nacional”.

En su presentación, el ejecutivo planteó la necesidad de nuevos cambios regulatorios en torno a la interconexión SING SIC, a través de un nuevo operador, que permita mejorar el sistema con una mirada a largo plazo (30 años), en base a nuevos criterios que se traduzcan en menores precios para el cliente final.

“En un mercado competitivo, en el largo plazo, los beneficios de una mejor transmisión son traspasados a los clientes, al conseguir precios más bajos, más confiabilidad y menores impactos medioambientales”, argumentó Romero.

En esta línea el secretario de la Comisión Nacional de Energía enfatizó el nuevo rol del Estado en el desarrollo del sistema troncal, donde debe haber una participación de parte de la entidad pública en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión. Este desafío incluye aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos que se incorporan a través de un nuevo esquema de participación.

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En tanto, el director ejecutivo de CDEC-SING, Daniel Salazar, se refirió a los grandes cambios que contempla el proceso de interconexión del sistema, que proyecta a 2021 contar con una infraestructura definitiva para lograr los niveles de transformación que demanda la industria eléctrica.

Salazar agregó que este proceso contempla la incorporación de cambios tecnológicos, nuevos protocolos y metodologías acorde a los nuevos estándares internacionales. En esta línea existe una cartera de proyectos con 49 iniciativas de proyectos de Energías Renovables No Convencionales y 16 de energía convencional, que en conjunto aportarían 5.200 MW a ambos sistemas. El 70% de estas propuestas se concentran en el norte del país. De ellas un 40%  son de fuente solar y un 16% corresponden a energías térmicas.

Con miras al proceso de transición y transformación, Salazar enfatizó “es necesario definir un proceso seguro que garantice seguridad operacional, para un tránsito exitoso desde los actuales sistemas hasta la conformación del sistema nacional”.

[Revisa en imágenes el ForoSING 2015]

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Es así como uno de los ejes de la jornada será el análisis de las implicancias técnicas y económicas que tendrá la unión del Sistema Interconectado Central (SIC) con el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en la dinámica nacional,

En ese contexto, Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), expondrá sobre los alcances regulatorios para la interconexión nacional.

Esto será complementado por Daniel Salazar, Director Ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC SING), quien se referirá a las acciones que se realizan con miras a la conformación del Sistema Eléctrico Nacional.

Por su parte, Rubén Sánchez, Secretario Ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía no Regulados A.G (Acenor), abordará las implicancias de la integración eléctrica y su influencia en los clientes libres.

Revisa las distintas exposiciones que contempla ForoSING 2015.

Taller

En el marco del principal encuentro energético del norte grande, este lunes 05 se realizó el taller “Sistemas de almacenamiento de energía para no especialistas”, el cual estuvo a cargo de Gabriel Olguín, profesor adjunto del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago y Director de Power Business Chile.

En la instancia formativa, se describieron las tecnologías de almacenamiento de energía y sus aplicaciones bajo un enfoque no especialista, considerando el potencial solar del norte de Chile y las dificultades técnicas de integrar cantidades crecientes de energía eólica y solar.

Además, se detallaron las tecnologías de almacenamiento de energía incluyendo sistemas BESS ( baterías), FLESS (volantes de inercia), módulo de gravedad (GPM), aire comprimido (CAES) y sistemas bomba-turbina.

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Es así como en el marco de la actividad, que se realizará en la ciudad de Antofagasta, Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), expondrá sobre los alcances regulatorios para la interconexión nacional.

Esto será complementado por Daniel Salazar, Director Ejecutivo del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado del Norte Grande (CDEC SING), quien se referirá a las acciones que se realizan con miras a la conformación del Sistema Eléctrico Nacional.

Por su parte, Rubén Sánchez, Secretario Ejecutivo de la Asociación de Consumidores de Energía no Regulados A.G (Acenor), abordará las implicancias de la integración eléctrica y su influencia en los clientes libres.

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Revisa las distintas exposiciones que contempla ForoSING 2015.

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Algunas empresas acusan subvalorización de los tendidos, algo que de mantenerse podría -a fin de cuentas- mermar sus flujos por este concepto en los próximos cuatro años.

El secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero, dice que las discrepancias son normales en este tipo de procesos y que el estudio realizado por la autoridad permitirá fortalecer el sistema troncal.

“Lo que hemos planteado como proceso de valorización y calificación de líneas presenta un troncal más seguro y robusto para el país. Por primera vez en la historia vamos a tener un troncal que va desde Arica a Chiloé, y no desde Diego de Almagro a Puerto Montt, por lo tanto lo que estamos generando es mayor competencia en precios y con mayor seguridad de suministro a las personas”, dice Romero.

Señala, además, que las discrepancias apuntan principalmente a temas de inventarios de las firmas, de los que la autoridad no habría tenido información fehaciente por parte de las empresas.

“El grueso de las discrepancias están asociadas a correcciones de inventarios, estamos analizando esos casos, y si la empresa tiene razón lo vamos a incorporar. Si no las contemplamos antes, es porque las empresas no nos informaron adecuadamente de la existencia de ese inventario. Esto lo estamos corrigiendo en el proyecto de ley de transmisión, porque le estamos otorgando al coordinador del sistema que desarrolle una contabilidad regulatoria en detalle de las instalaciones del sistema, cuestión que hoy no hay”, dice.

Por lo pronto, el regulador está preparando sus argumentos para presentarlos ante el Panel de Expertos -que ya fijó audiencia para escuchar a las partes el próximo 25 de agosto-, bajo la premisa de buscar el mayor beneficio para los consumidores finales, que son finalmente quienes pagan las inversiones.

“Es legítimo que se presenten las discrepancias y presentaremos los argumentos técnicos al panel. Vamos a defender el principio que los consumidores paguen los justo, ni más ni menos, y eso lo vamos a defender”, dijo.

Señala que los beneficios irían por mejorar la competencia y la seguridad.

“El costo de la transmisión es marginal para el usuario final. Estas variaciones no tienen mayor impacto en las cuentas, pero sí se produce por dos vías de beneficio, porque aumentan las condiciones de seguridad y tenemos un foco en el Norte Grande, y un troncal más robusto permite más competencia y mejores precios a mineros, industriales y a las familias”, sostuvo.

Los reclamos de las compañías

Trece empresas presentaron sus discrepancias al panel, entre ellas Transmisora Eléctrica del Norte (TEN), filial de E-CL que construirá la línea que interconectará los sistemas SIC y SING, la que alega que la subvalorización de las inversiones estaría en torno a US$ 75 millones. Por su parte, Colbún y AES Gener reclamaron ante el organismo por la “troncalización” de una serie de líneas adicionales -construidas para servir a un determinado proyecto, por ejemplo- lo que obligaría a estas a dar libre acceso a terceros, con el pago de peajes. Anglo American Sur señaló que la autoridad trabajó bajo supuestos errados para valorizar algunas instalaciones.

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