Proyecto de Ley de Transmisión: asignación de los Ingresos Tarifarios a los generadores

La reasignación actúa como una compensación parcial a los generadores renovables que invirtieron bajo la promesa de que las líneas de transmisión estarían construidas a tiempo.

Por Pauline Chiffelle

El Ministerio de Energía recientemente ingresó al Congreso Nacional un proyecto para una segunda ley de transmisión – la primera, fue la ley N°20.936 de 2016 –. Una de las modificaciones propuestas, y quizás la que más ha sido comentada, busca reasignar los ingresos tarifarios entre los generadores. Esto permitiría compensar a estas empresas por las consecuencias derivadas de las congestiones en las líneas de transmisión, provocada por el retraso en las obras de expansión de los sistemas de transmisión, necesarias para trasladar la abundante generación renovable desde el Norte hacia los centros de consumo en el Centro y Sur del país.

¿Qué son los Ingresos Tarifarios de un tramo de línea? El costo marginal de la energía, que es el precio spot del Mercado de Corto Plazo, es calculado por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), siguiendo una serie de reglas establecidas en la normativa eléctrica. Producto de las pérdidas eléctricas que se producen en la red eléctrica, los precios son diferentes en cada barra del sistema interconectado. Estas diferencias de precios son la base de la renta variable del transmisor (“Ingresos Tarifarios”), la cual es complementada por el pago de un peaje. Si la línea está a su plena capacidad, esta renta variable se transforma en una “renta por congestión”, derivando en mercados locales desacoplados.

Durante el régimen anterior a 2016, los generadores y clientes pagaban las líneas y sus expansiones, según una regla de asignación basada en el uso esperado de las instalaciones, de modo que, aproximadamente un 70% del costo era asumido por generadores y, sólo un 30% por los clientes. Así, al existir congestiones en los sistemas de transmisión, los propios generadores que participaban en el pago de las líneas eran compensados, pues se les reducía el saldo residual que debía pagarse al transmisor en forma de peaje. Díaz, Galetovic y Muñoz (2015) mostraban que la congestión era episódica y, cada vez que una línea se congestionaba, la congestión desaparecía en dos o tres años¹.

Sin embargo. el diagnóstico del Gobierno de la época era que la regulación de la transmisión había sido una de las causas de la inversión insuficiente en centrales y de los altos costos de la electricidad, se favorecía a las centrales termoeléctricas y perjudica a las energías renovables. Por último, se decía que los generadores podían bloquear la construcción de nuevas líneas, anulando potenciales entrantes y capturando rentas por congestión considerables. La conclusión del Gobierno era que una reforma completa de la regulación era indispensable para promover la competencia y disminuir los costos de la electricidad, justificando así la Ley de Transmisión de 2016.

Pues bien, con la primera Ley de Transmisión de 2016, el Estado se hizo responsable de planificar la expansión del sistema de transmisión de manera vinculante con el fin de “permitir el desarrollo de proyectos de transmisión que generen un beneficio nacional que vaya más allá de la simple reducción de los costos operacionales de corto plazo del sistema eléctrico, permitiendo la reducción de barreras de entrada, eliminando desacoples económicos entre distintas zonas del país y facilitando una mayor incorporación de las energías renovables que el país posee en alto potencial”², según se lee en el Mensaje Presidencial que la justificaba. A su vez, se hizo mención en éste que hasta ese momento los generadores tomaban sus decisiones de inversión y de localización según un análisis de costo-beneficio privado, por lo que con la nueva normativa se perseguía “lograr reducir los costos de generación del sistema, facilitando a través de la transmisión una creciente competencia de distintos generadores en el mercado. La transmisión se torna así un elemento de coordinación sistémico que permite y favorece la conectividad con relativa independencia de donde se ubica o localiza la generación, y estimula la competencia en el suministro.”³

Es así que la ley N° 20.936 de 2016 cambió la regla de asignación y traspasó directamente el costo de la transmisión a los clientes, bajo la promesa de que las nuevas líneas estarían construidas a tiempo, asegurando los menores costos para el sistema en su conjunto. En este escenario de un sistema perfectamente adaptado, según argumentaban las autoridades de la época, ya no era necesaria la participación de los generadores en las rentas por congestión, pues éstas serían irrelevantes. De este modo, la modificación legal de 2016 dejó fuera a los generadores de las decisiones de inversión en transmisión, y eliminó completamente la señal de localización de las nuevas centrales, la que había estado presente por más de veinticinco años en la regulación del sector. La premisa era, según las autoridades de la época, que el Estado lo haría mejor que las empresas privadas, construyendo a tiempo un sistema de transmisión robusto y eficiente.

No obstante, las buenas intenciones de la ley N° 20.936, en la práctica, el desarrollo de las líneas de transmisión que permitirían trasladar la generación renovable desde el Norte hacia los centros de consumo en el Centro y Sur del país, se ha visto retrasada por diferentes razones. Entre ellas están los atrasos en las licitaciones, en los permisos ambientales/sectoriales y retrasos en los mismos planes de expansión de la CNE, los que a poco andar, quedan desactualizados debido a la abundancia de generación solar atraída por los nulos costos de transmisión que enfrentan estos proyectos, al ser trasladados directamente a los clientes conectados al sistema. Los atrasos han derivado en persistentes congestiones de las líneas, impactando en los costos marginales del Mercado de Corto Plazo. A ello se agrega que en 2019 se dictó una nueva normativa de seguridad y calidad de servicio que elevó los estándares de seguridad en la operación y que ha contribuido a agravar el problema de las congestiones en las líneas.

De esta manera, la abundante generación renovable del Norte se mantiene en buena parte del día “desacoplada” del resto del Sistema Eléctrico Nacional (“SEN”), provocando que estas empresas inyecten su energía a costo marginal nulo durante el día, y con importantes vertimientos de energía. Por su parte, aquellos generadores con clientes en la zona Centro y Sur del país, la mayoría clientes regulados, se ven obligados a retirar energía a costos marginales sustancialmente altos, debido a las congestiones en las líneas que crean mercados desacoplados. En consecuencia, esos generadores renovables están asumiendo el costo de la congestión, al no estar incorporados en los precios de los contratos de suministro suscritos con clientes regulados, adjudicados hace algunos años. En rigor estos contratos sólo permiten traspasar los costos de transmisión de un sistema idealmente adaptado a la demanda, es decir, sin congestiones, en palabras simples, asumen cumplida la promesa de la ley N° 20.936 de 2016.

El problema de la transmisión con sus impactos en los precios en el Mercado de Corto Plazo, ha sido un factor relevante en la delicada situación financiera de las empresas renovables, y que ha derivado en la suspensión de las transacciones en el Mercado de Corto Plazo de las empresas María Elena Solar S.A., Ibereólica Cabo Leones II y, recientemente una filial de Mainstream, Copihue Energía SpA. Una situación que además perjudica a otros generadores, quienes deben asumir los costos de suministrar la energía de los clientes regulados asignada a estos generadores imposibilitados de operar en el mercado spot, y por supuesto, a los generadores que le vendieron parte de sus excedentes de energía a estas empresas sin recibir el correspondiente pago de vuelta.

Es así que la reasignación de las rentas de congestión a los generadores compensa, al menos en parte, el impacto del atraso de las nuevas líneas en el margen comercial de los generadores renovables, que invirtieron bajo la promesa de un sistema de transmisión robusto y adaptado.

Notas

1. 1. F. Díaz, A. Galetovic y C. Muñoz ¿Qué tan congestionado está el sistema de transmisión troncal? mayo de 2015, disponible en Breves de Energía.
   2. Mensaje presidencial de la Ley N° 20.936, página 3.
   3. Mensaje presidencial de la Ley N° 20.936, página 4.

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