“Análisis de los Procedimientos de Expansión de la...
Transcript of “Análisis de los Procedimientos de Expansión de la...
0
Informe Final, preparado para:
“Análisis de los Procedimientos de Expansión de la
Infraestructura de Transmisión en Chile”
Original Abril de 2012
AETS Sudamérica
1
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS .................................................................................................................... 5
1. INTRODUCCION ........................................................................................................................................... 5 1. OBJETIVOS .................................................................................................................................................. 7
1.1. Objetivo general ........................................................................................................................... 7
1.2. Objetivos específicos ................................................................................................................... 7
ETAPA 1: REVISIÓN DE LA EXPERIENCIA INTERNACIONAL ....................................................................... 8
1. CHILE ......................................................................................................................................................... 8 1.1. Origen del sistema de transmisión ............................................................................................. 9
1.2. Operador del sistema de transmisión ....................................................................................... 9
1.3. Leyes o normativas ..................................................................................................................... 10
1.4. Planificación de la expansión .................................................................................................. 10
1.5. Tarificación ................................................................................................................................... 11
1.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales.................................................................... 12
2. REINO UNIDO............................................................................................................................................ 12 2.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 13
2.2. Operador del sistema de transmisión ..................................................................................... 13
2.3. Leyes o normativas ..................................................................................................................... 14
2.4. Planificación de la expansión .................................................................................................. 15
2.5. Tarificación ................................................................................................................................... 16
2.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales.................................................................... 18
3. EE.UU. (CALIFORNIA) ............................................................................................................................... 18 3.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 19
3.2. Operador del sistema de transmisión ..................................................................................... 19
3.3. Legislación.................................................................................................................................... 20
3.4. Tarificación ................................................................................................................................... 21
3.5. Plan de Expansión ...................................................................................................................... 21
3.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales.................................................................... 22
4. COLOMBIA ............................................................................................................................................... 23 4.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 24
4.2. Operador del sistema de transmisión ..................................................................................... 24
4.3. Legislación.................................................................................................................................... 25
4.4. Tarificación ................................................................................................................................... 25
4.5. Plan de Expansión ...................................................................................................................... 26
4.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales.................................................................... 27
5. MEXICO ................................................................................................................................................... 27 5.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 27
AETS Sudamérica
2
5.2. Operador del sistema de transmisión ..................................................................................... 28
5.3. Legislación.................................................................................................................................... 29
5.4. Tarificación ................................................................................................................................... 29
5.5. Plan de Expansión ...................................................................................................................... 30
5.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales.................................................................... 31
6. ESPAÑA .................................................................................................................................................... 31 6.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 32
6.2. Operador del sistema de transmisión ..................................................................................... 33
6.3. Leyes o normativas ..................................................................................................................... 33
6.4. Planificación de la expansión .................................................................................................. 34
6.5. Tarificación ................................................................................................................................... 35
6.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales.................................................................... 36
7. PERU ........................................................................................................................................................ 37 7.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 38
7.2. Operador del sistema de transmisión ..................................................................................... 39
7.3. Leyes o normativas ..................................................................................................................... 40
7.4. Planificación de la expansión .................................................................................................. 40
7.5. Tarificación ................................................................................................................................... 42
7.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales.................................................................... 43
8. COSTOS DE INVERSION EN TRANSMISION POR PAIS ....................................................................................... 43 9. MEJORES PRACTICAS EN LOS PAISES ESTUDIADOS ........................................................................................ 44 10. RESUMEN DE LAS EXPERIENCIAS .............................................................................................................. 46
ETAPA 2: INCONVENIENTES DE LOS PROCESOS DE PLANIFICACION, EXPANSION, CONEXION Y
DESARROLLO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISION .................................................................................. 53
1. PROCESO DE PLANIFICACION Y EXPANSION DEL SISTEMA DE TRANSMISION TRONCAL ..................................... 53 1.1. Planificación de necesidades en transmisión troncal ........................................................ 53
1.2. Expansión de los sistemas de subtransmisión y adicionales ............................................... 56
1.3. Desarrollo de las obras de transmisión troncal ..................................................................... 57
1.3.1. Concesiones y servidumbres ............................................................................................ 62
1.3.2. Solicitud de intervención de bosque nativo y plan de manejo de preservación 64
1.3.3. Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental ........................................................... 64
1.4. Tiempos totales teóricos de los procesos ............................................................................ 68
2. PROBLEMAS DETECTADOS DEL PROCESO DE PLANIFICACION Y EXPANSION DEL SISTEMA DE TRANSMISION
TRONCAL .......................................................................................................................................................... 71 2.1. Problemas en el proceso de planificación y licitación de las necesidades de
transmisión ................................................................................................................................................ 71
2.1.1. Horizontes de planificación .............................................................................................. 71
2.1.2. Modelación de la incertidumbre: cantidad de escenarios de modelación ........ 72
2.1.3. Proceso de adjudicación de obras................................................................................ 73
AETS Sudamérica
3
2.2. Problemas respecto de proceso de concesión y servidumbre ........................................ 73
2.2.1. Notificaciones a actores privados .................................................................................. 74
2.2.2. Negociación con actores privados ............................................................................... 74
2.2.3. Acceso a los predios una vez obtenida la concesión ............................................... 74
2.3. Problemas respecto de presentación de plan de manejo ............................................... 75
2.4. Problemas detectados en proceso de evaluación ambiental ........................................ 75
2.5. Otros problemas detectados ................................................................................................... 76
2.5.1. Concesión y servidumbre eléctrica versus concesión y servidumbre minera ....... 76
2.5.2. Definición de transmisión troncal .................................................................................... 76
2.5.3. Tarificación ineficiente del troncal ................................................................................. 77
2.6. Resumen de los tiempos extra generados por los problemas detectados .................... 78
3. PROBLEMAS DE LA CONEXION AL SISTEMA DE TRANSMISION.......................................................................... 80 3.1. Interacción con el CDEC .......................................................................................................... 81
3.2. Interacción con la empresa de transmisión ......................................................................... 83
ETAPA 3: IDENTIFICACION DE LOS INCONVENIENTES MAS RELEVANTES .............................................. 84
1. EVALUACION DE LOS PROBLEMAS DETECTADOS ........................................................................................... 84 2. DETALLE DE LAS SOLUCIONES A LOS PROBLEMAS DETECTADOS ...................................................................... 88
2.1. Procesos de adjudicación ........................................................................................................ 88
2.2. Modificaciones al sistema de Concesión .............................................................................. 88
2.3. Modificaciones relativas a Servidumbres .............................................................................. 90
2.4. La alternativa de la expropiación ........................................................................................... 91
2.5. Concesiones mineras ................................................................................................................. 93
2.6. Ley de Bosques ........................................................................................................................... 94
2.7. Convenio 169 OIT, Sobre Pueblos Indígenas y Tribales ....................................................... 95
2.8. Ley de Caminos .......................................................................................................................... 96
3. RESULTADOS DE LA PRIORIZACION DE LOS PROBLEMAS DETECTADOS ............................................................. 96 4. TRATAMIENTO DE PROBLEMAS DETECTADOS EN PAISES ESTUDIADOS ............................................................... 98 5. CONCLUSIONES ...................................................................................................................................... 101
ANEXOS .................................................................................................................................................... 106
ANEXO 1: ARTICULO 132° DEL REGLAMENTO DE LA LEY DE CONCESIONES ELECTRICAS: .................................... 106 ANEXO 2: DETALLE DEL CARGO POR CONEXION A LA RED EN EL REINO UNIDO................................................... 107 ANEXO 3. DETALLE DEL SISTEMA ELECTRICO DEL REINO UNIDO ........................................................................... 108 ANEXO 4. DETALLE DEL SISTEMA ELECTRICO DE COLOMBIA................................................................................ 109 ANEXO 5. DETALLE DE LA TARIFICACION POR USO DE LA RED EN COLOMBIA ...................................................... 110 ANEXO 6. DETALLE DEL SISTEMA ELECTRICO DE MEXICO .................................................................................... 112 ANEXO 7. CALCULO DE TARIFAS PARA SISTEMA DE TRANSMISION MAYORES A 69 KV EN MEXICO......................... 113 ANEXO 8. DETALLE DEL PLAN DE EXPANSION DE GENERACION Y TRANSMISION EN MEXICO.................................. 114 ANEXO 9. DETALLE DE ESTABLECIMIENTO DE ESCENARIOS .................................................................................. 115 ANEXO 10. REFERENCIAS DE VALORES DE INVERSION EN TRANSMISION ELECTRICA POR PAIS................................. 116 ANEXO 11. RANGOS Y CRITERIOS DE VALIDEZ DEL ESTUDIO ................................................................................ 117
AETS Sudamérica
4
ANEXO 12. DETALLE DE PRESENTACION DE DOCUMENTOS AL SEA PARA EVALUACION AMBIENTAL DE PROYECTOS DE
CONSTRUCCION DE LINEAS DE TRANSMISION. .................................................................................................... 127 ANEXO 13. METODOLOGIA DE DETERMINACION DE ESCENARIOS A INCLUIR EN EL PLAN DE TRANSMISION DE PERU.
...................................................................................................................................................................... 132 ANEXO 14.ENTREVISTAS REALIZADAS A ACTORES CLAVE RELACIONADOS AL SEGMENTO TRANSMISION ................. 137 ANEXO 15. PERMISOS REQUERIDOS PARA LA CONSTRUCCION DE UNA LINEA DE TRANSMISION ............................. 138 ANEXO 16. ARTICULOS DE LA LEY 19.300 RELACIONADOS CON EL SEA ........................................................... 142 ANEXO 17. COMENTARIOS A SUBSIDIO PARA VIABILIZAR PROYECTOS DE LINEAS ELECTRICAS PARA PROYECTOS
ERNC ............................................................................................................................................................ 145
AETS Sudamérica
5
INTRODUCCIÓN Y OBJETIVOS
1. Introducción
El mercado eléctrico en Chile se regula por medio de la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL
Nº1, 1982) y del Reglamento de Ley General de Servicios Eléctricos (DS Nº327,1998) del Ministerio
de Minería. En marzo de 2004 entró en vigencia la llamada “Ley Corta” (19.940). Esta ley
abordó, entre otros, el tema de la tarificación del sistema de transmisión y el procedimiento a
través del cual se define la forma como éste debe expandirse.
En base a lo anterior, se pueden identificar dos períodos de políticas públicas para la
tarificación y planificación de la transmisión eléctrica, los que se dan desde la implementación
de la LGSE hasta su primera modificación (1982 – 2004) y el período posterior a la modificación
(2004 en adelante). Estos dos períodos presentan distintas características en sus modelos de
negocios y en su operación, las cuales se resumen a continuación.
En el primer período, la tarificación y la expansión del sistema de transmisión se basaban en las
negociaciones bilaterales Empresa Generadora - Empresa de Transmisión. El sistema de
transmisión en Chile se planteaba con acceso abierto y, respecto de su planificación y
expansión, las empresas dueñas del sistema no tenían la obligación de generar las inversiones
necesarias para realizar las ampliaciones de la capacidad de transmisión con el fin de asegurar
el correcto funcionamiento de las redes, incluyendo en este punto ampliaciones en el área de
influencia de las empresas de generación. Con este modelo, una empresa que manejaba la
gran mayoría de este sistema a nivel nacional (Transelec), al identificar los puntos que
necesitarían de una ampliación en la red, iniciaba una negociación bilateral con la empresa
generadora cuya área de influencia debía ser modificada. Luego, la experiencia demostró que
sólo en los casos en los cuales un cliente pudiera costear el total de la expansión, ésta se
realizaría.
Por otro lado, se trataba de un sistema abierto con participación de una gran cantidad de
pequeños usuarios, por lo que reunir a todos para compartir los costos de la ampliación de la
línea se convertía en una tarea casi imposible. Debido a lo anterior, surgían los “Free Riders”,
quienes eran usuarios del sistema de transmisión pero que no aportaban en su desarrollo,
esperando a que otros lo hicieran por ellos. Sin embargo, si detectaban que la ampliación
podía generarles una ventaja con respecto a otras empresas del rubro, y trataban de llevarla a
cabo, aparecía algún usuario que no estaba interesado y que no deseaba compartir los costos,
lo que echaba abajo el proceso de desarrollo y ampliación de la red.
En marzo del año 2004, se introdujeron modificaciones a la Ley 19.940, las cuales se centraron en
nuevas fórmulas de cálculo para los peajes de transmisión y en acuerdos cooperativos para
expandir el sistema de transmisión troncal. Dicha modificación legal contempló la definición de
tres ramas dentro del modelo de transporte de energía:
- Transmisión troncal: Este sistema se puede ver como la “columna vertebral” o
“carretera” de todo el sistema de transmisión. Para ser consideradas como líneas de
AETS Sudamérica
6
transmisión, éstas deben cumplir con las características siguientes, que se extraen del
Artículo 74° de la LGSE1: “
a) Mostrar una variabilidad relevante en la magnitud y dirección de los flujos de
potencia, como resultado de abastecer en forma óptima una misma
configuración de demanda para diferentes escenarios de disponibilidad del
parque generador existente, considerando las restricciones impuestas por el
cumplimiento de las exigencias de calidad y seguridad de servicio, incluyendo
situaciones de contingencia y falla;
b) Tener una tensión nominal igual o mayor a 220 kilovolts;
c) Que la magnitud de los flujos en estas líneas no esté determinada por el
consumo de un número reducido de consumidores;
d) 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, y
e) Que la línea tenga tramos con flujos bidireccionales relevantes.”
- Subtransmisión: Este sistema se entiende como una bifurcación o brazo del sistema de
transmisión troncal, y está “constituido 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
distribuidora”.2
- Transmisión adicional: Los sistemas de transmisión adicional son aquellos que recogen
energía creada por una medio de generación o que alimentan a algún consumo
específico particular no regulado. El Artículo 76° de la LGSE menciona que “Están
destinadas esencial y principalmente al suministro de energía eléctrica a usuarios no
sometidos a regulación de precios, y por aquellas cuyo objeto principal es permitir a los
generadores inyectar su producción al sistema eléctrico”3.
Respecto de la planificación y expansión del sistema troncal, esta se genera en base a un plan
de expansión propuesto en el Estudio del Sistema Troncal, el cual es determinado por un
proceso de planificación bien definido por la CNE. La idea de este plan de expansión es que
minimice el costo actualizado de inversión en transmisión considerando un horizonte de
evaluación de 10 años. Este plan es revisado anualmente por el CDEC, de acuerdo a las
1 Decreto con Fuerza de Ley 4, Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Fija Texto Refundido, Coordinado y
Sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N°1, De Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en Materia
de Energía Eléctrica, Artículo 74°. 2 Decreto con Fuerza de Ley 4, Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Fija Texto Refundido, Coordinado y
Sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N°1, De Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en Materia
de Energía Eléctrica, Artículo 75°. 3 Decreto con Fuerza de Ley 4, Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Fija Texto Refundido, Coordinado y
Sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N°1, De Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en Materia
de Energía Eléctrica.
AETS Sudamérica
7
condiciones de mercado, y recomienda los proyectos de transmisión troncal a la CNE. Todas las
discrepancias que puedan surgir en este proceso, son resueltas por el Panel de Expertos.
La revisión de los procesos planteados por la LGSE es un proceso natural y que debe realizarse
cada cierto tiempo, debido al dinamismo del mercado y a las posibles trabas al fomento de la
competencia que pudieran generarse por el indistinto avance del mercado y de los procesos
del modelo de planificación. Es por esto que el Ministerio de Energía, a través de la
Subsecretaría de Energía, están interesados en conocer las principales problemáticas a las que
se ve enfrentada la expansión del sistema de transmisión, en específico los sistemas troncales. Es
por esto que han licitado el estudio denominado “Análisis de los Procedimientos de Expansión
de la Infraestructura de Transmisión en Chile”, cuyos objetivos se listan a continuación.
1. Objetivos
La presente licitación tiene un objetivo general y tres objetivos específicos, los que se listan a
continuación:
1.1. Objetivo general
Revisar la experiencia internacional en relación a la planificación, acceso y desarrollo de los
sistemas de transmisión de energía en el país, analizando el rol del Estado y de los privados. A
partir de dicho análisis, estudiar diferentes opciones para implementar mejoras al sistema
existente en Chile, analizar las opciones tecnológicas asociadas a éstas y evaluar las
implicancias económicas para los diferentes sectores participantes del sector eléctrico, en
particular los consumidores. Además deberá identificar las modificaciones legales y normativas
necesarias para permitir la implementación de cada propuesta.
1.2. Objetivos específicos
a) Revisar la experiencia internacional: Se deberá revisar la experiencia internacional en al
menos 6 países cuya realidad sea comparable con la realidad chilena, analizando el proceso
de planificación, acceso y desarrollo de la infraestructura de transmisión eléctrica. En particular
se deben analizar las metodologías y procesos implementados en cada país, identificando las
mejores prácticas y aquellas que están siendo modificadas o existe un amplio consenso de la
necesidad de modificarlas, el rol del Estado y de los privados en cada uno de ellos, entre otros.
b) Identificación de los inconvenientes que presentan los procesos de planificación, desarrollo,
conexión y desarrollo de los sistemas de transmisión: de los procesos de planificación actual
definidos en la LGSE y la expansión del sistema de transmisión en general, se deben identificar
los elementos que dificultan que este proceso sea eficiente en cuanto a que implique una
solución de mínimo costo, conlleve a un desarrollo eficiente de la demanda y la generación
eléctrica, el resultado sea ejecutable en el tiempo indicado, sean todas las instalaciones
necesarias y el riesgo de equivocación sea mínimo.
c) Identificación de los inconvenientes más relevantes: de los análisis anteriores, se deben
exponer y comparar con las demás experiencias, aquellos puntos que a juicio del consultor,
sean elementos necesarios de modificar. Al respecto, el consultor deberá asignarles un orden
de importancia con su debida fundamentación.
AETS Sudamérica
8
ETAPA 1: REVISIÓN DE LA EXPERIENCIA INTERNACIONAL
La expansión de los sistemas de transmisión eléctrica se ha transformado en una temática
recurrente en los distintos mercados eléctricos a nivel mundial. La competitividad que puede
crear en distintos proyectos de generación (mercado competitivo) depende del marco
regulatorio existente para la transmisión, por consiguiente, éste puede hacer la diferencia entre
llevar a cabo o no un determinado proyecto de generación.
A nivel sudamericano, si bien los sistemas de transmisión existentes poseen similitudes, como por
ejemplo acceso abierto a sistemas de transmisión troncal y de distribución, existen diferentes
enfoques en cuanto a cómo planificar la expansión de los sistemas. Los marcos regulatorios
existentes en países como Colombia, Chile y México se basan en un sistema de planificación
central, donde instituciones ligadas al Estado son las responsables de proyectar la expansión del
sistema, para luego presentarla y admitir observaciones de los actores relevantes del mercado
eléctrico. Por otro lado, existen sistemas en los cuales la planificación de la expansión surge de
los administradores del sistema y es aprobada por algún organismo estatal, como es el caso de
España, Estados Unidos, Perú y Reino Unido.
El objetivo de esta Etapa es conocer en profundidad la experiencia de Chile y de otros países
respecto del proceso de expansión de sus sistemas de transmisión, mediante el análisis de las
distintas características que los componen. En virtud de esto, se analizarán a continuación las
experiencias relativas a los sistemas de transmisión de 6 países, en conjunto con la experiencia
de Chile. Los países acordados en conjunto con la contraparte para el análisis son los
siguientes:
Reino Unido
EE.UU. (California)
Colombia
México
España
Perú
El análisis consiste en una caracterización inicial del sistema de transmisión, una definición de las
principales variables de éste y finalmente el detalle del funcionamiento del sistema.
1. Chile
El mercado eléctrico en Chile se regula por medio de la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL
Nº1, 1982) y del Reglamento de Ley General de Servicios Eléctricos (DS Nº327,1998) del Ministerio
de Minería. En marzo de 2004 entró en vigencia la llamada “Ley Corta I” (19.940). Esta ley
abordó, entre otros, el tema de la tarificación del sistema de transmisión y el procedimiento a
través del cual se define la forma como éste debe expandirse. El sistema de transmisión
existente en Chile se divide en 2 grandes sistemas: el Sistema Interconectado del Norte Grande
(SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC), junto a 2 Sistemas Medianos (SSMM): Sistema
AETS Sudamérica
9
Eléctrico de Aysén y Sistema Eléctrico de Magallanes. Estos sistemas cuentan con instalaciones
de transmisión que se pueden clasificar dentro de 3 categorías: Transmisión troncal, Sub-
transmisión o Transmisión Adicional. La clasificación de las instalaciones dentro de estas
categorías se realiza en base a sus características y a la tensión de transmisión.
1.1. Origen del sistema de transmisión
El sistema eléctrico chileno nace desde iniciativas del sector privado. Los primeros
acercamientos del país con la electricidad comienzan con la iluminación de la Plaza de Armas
de Santiago, en 1883. La primera central de generación eléctrica, con su correspondiente
sistema de transmisión eléctrica (a pequeña escala) se remonta al año 1897, cuando se
construye la primera central hidroeléctrica de Chile en la zona minera de lota, llamada
Chivilingo. Esta central tenía una capacidad instalada cercana a los 500 kV. Al mismo tiempo,
surge en la zona austral de Chile la Compañía Luz Eléctrica Punta Arenas.
En 1915, se registran los primeros intentos de construcción de un sistema de transmisión eléctrica,
a manos de la central Térmica Tocopilla, central que contaba con una línea de transmisión de
110 kV hacia Chuquicamata. En 1925, el Estado entrega la primera Ley General de Servicios
Eléctricos4, para luego en el año 1931 generar un documento similar que regulaba las tarifas.
Debido al estancamiento que provoca la economía internacional en el desarrollo del sector
eléctrico entre los años 1930 y 1940, CORFO genera una política eléctrica el año 1939,
definiendo un Plan de Acción Inmediata entre 1939 y 1942, creando además la Empresa
Nacional de Electricidad (ENDESA), en el año 1943, para desarrollar un plan de electrificación
nacional capaz de conectar al país.
En el año 1978 se crea la Comisión Nacional de Energía, con el objetivo de analizar precios,
tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas de producción, generación,
transporte y distribución de energía. En el año 1982, se dicta una nueva versión de la LGSE, la
cual regula al sector eléctrico actualmente. Esta nueva versión de la LGSE busca privatizar los
servicios eléctricos, traspasando las actividades de generación, transmisión y distribución a
manos de empresas privadas. Ya hacia mediados de la década de los 80, se comenzó a
desarrollar la transmisión en alta tensión, con la construcción de las primeras líneas de 500 kV
Ancoa – Alto Jahuel. El sector transmisión tuvo un lento avance hacia la privatización, ya que
sólo en el año 2000 las acciones de empresa filial de ENDESA dedicada a la transmisión,
TRANSELEC, fueron adquiridas en un 100% por capitales privados, con lo que finalizó el proceso
de privatización del sector eléctrico chileno.
1.2. Operador del sistema de transmisión
El operador de los sistemas interconectados de Chile es el Centro de Despacho Económico de
Carga (CDEC), existiendo uno para cada sistema interconectado (CDEC –SING y CDEC-SIC).
Esta organización fue creada mediante la LGSE del año 1982, y reglamentado por el DS N°291
del año 2007, ambos del Ministerio de Minería. La responsabilidad del CDEC no es sólo operar el
sistema de transmisión, sino que coordinar todas las operaciones de las instalaciones eléctricas
que funcionan interconectadas entre sí en cada sistema. Cada CDEC se compone de una
dirección de peajes, una dirección de operaciones y una dirección de administración y
presupuestos, las que concentran todas las operaciones del organismo.
4Anterior a esta Ley, solo existía una Ordenanza Eléctrica, dictada en 1904.
AETS Sudamérica
10
El CDEC está integrado por todas aquellas empresas de generación, transmisión y consumidores
de precio no regulado (clientes libres) que cumplen con los requisitos establecidos en el artículo
N° 16 y N° 17 del Decreto Supremo N°291/2007, es decir, las empresas propietarias,
arrendatarias o usufructuarias y las que por cualquier otro título exploten instalaciones eléctricas.
La LGSE define el rol y las principales obligaciones de cada CDEC:
Preservar la seguridad global del Sistema Eléctrico
Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del
Sistema Eléctrico
Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión
Determinar las transferencias económicas entre los integrantes del CDEC, y
Elaborar los estudios e informes requeridos por la Comisión Nacional de Energía (CNE), la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) o el Ministerio de Energía.
1.3. Leyes o normativas
Existen distintos documentos que rigen el desarrollo, operación y conexión al sistema de
transmisión eléctrica a nivel nacional. A continuación se listan los principales:
DFL N°1 (Ley General de Servicios Eléctricos -LGSE) 1982: Este es el documento que rige
al sector eléctrico en Chile. Sus principalescaracterísticas son que entrega al Estado un
rol subsidiario, regula la generación, la transmisión, la distribución, las concesiones y las
tarifas eléctricas.
Ley 19.940 (Ley Corta I) 2004: Modifica la regulación de la transmisión (peajes y
expansión). Crea mercado de servicios complementarios. Precisa peajes de distribución.
Solución de controversias vía panel de expertos.
Ley 20.018 (Ley Corta II) 2005: Modifica marco normativo del sector eléctrico, establece
exigencias de seguridad y calidad de servicio homogéneas para oferentes de
licitaciones de suministro regulado.
1.4. Planificación de la expansión
La planificación de la expansión del sistema troncal en Chile es realizado mediante un Estudio
de Transmisión Troncal (ETT), el cual es realizado cada 4 años5mediante licitación pública
liderada por la Comisión Nacional de Energía (CNE). El plan se realiza considerando un horizonte
de evaluación de 10 años (2006) y de 15 años (2010). Existen revisiones anuales del plan de
expansión. Este estudiopermite conocer las expansiones necesarias para el sistema de
transmisión y calcular las tarifas por peajes para los años sucesivos. La actualización del ETT se
realiza anualmente, mediante un proceso de revisión llevado a cabo por el CDEC, tomando en
cuenta los cambios efectivos de parte de la generación y de la demanda.
El CDEC propone a la CNE un plan de revisado, en base al cual esta institución define un plan
de expansión para los doce meses siguientes. En caso de existir discrepancias entre lo propuesto
por CNE y CDEC, se acude a un panel de expertos, quienes dirimen la situación y entregan una
5El primero fue realizado en el año 2006.
AETS Sudamérica
11
decisión final, la cual es promulgada por el Ministerio de Energía mediante un decreto de
expansión troncal con la calendarización de las obras. Realizado esto, las obras de expansión
son licitadas públicamente. En cuanto a la expansión del sistema, se pueden diferenciar 2 tipos
de obras: Las obras nuevas y las ampliaciones a obras existentes.
Desde el momento en que se entrega el ETT para la revisión del CDEC, el proceso puede tardar
cerca de 12 meses en estar licitado y listo para el comienzo de la construcción de la línea de
transmisión y las obras de las Sub Estaciones6. Posterior a esto, la construcción de las obras
atraviesan un proceso donde deben enfrentar 2 etapas principales: la obtención de concesión
y servidumbre (en el caso que esta no pertenezca a la empresa que desarrolla el proyecto) y la
evaluación ambiental del proyecto, las que generan importantes retrasos en el desarrollo
estimado de los proyectos. Este tema será abordado en profundidad más adelante.
1.5. Tarificación
Los usuarios del sistema de transmisión troncal, deben retribuir a los dueños de las instalaciones
por el uso de la red. Respecto de la inversión inicial, el inversionista en transmisión es retribuido
con una tasa de descuento de 10% a 30 años en base al valor de inversión (VI), lo que implica
un riesgo, pero da señales a la empresa para evitar la obsolescencia tecnológica. Respecto al
pago por uso, los usuarios del sistema de transmisión pagan el ingreso tarifario, que busca cubrir
las pérdidas óhmicas en el sistema. Adicionalmente, se paga un peaje, como cargo
complementario, para cubrir la porción de los costos de inversión, operación administración y
mantenimiento de la infraestructura de transmisión, y se descuentan los ingresos tarifarios, para
así completar el Valor Anual de Transmisión por Tramos (VATT).
La “Ley Corta I” (19.940) abordó, entre otros, el tema de la tarificación del sistema de
transmisión. En cuanto a la tarificación del sistema de transmisión, se generó un cambio en
cuanto a los pagos de los peajes, motivado por la definición del Área de Influencia Común
(AIC)7. Los pagos de peajes están diferenciados según 3 escenarios posibles:
Dentro del AIC: las empresas de generación financiarán el 80% del peaje total de redes
del AIC, mientras que el restante 20% es financiado por las empresas que realizan los
retiros.
Flujos salientes del AIC: el pago del peaje total del tramo se asignará a las empresas que
efectúen retiros aguas abajo del flujo, a prorrata del uso que sus retiros hacen del tramo,
para dicho escenario
Flujos entrantes al AIC: el pago se asignará a los propietarios de las centrales ubicados
aguas arriba de los flujos, a prorrata del uso que sus inyecciones hacen del tramo.
6Juan Carlos Araneda, Gerente Desarrollo Sistema Eléctrico de Transelec, Presentación Cigré, Sep. 2009 7 El Artículo 102° de la LGSE declara que “Área de influencia común es el área, fijada para efectos de remuneración del
sistema troncal, constituida por el conjunto mínimo de instalaciones troncales entre dos nudos de dicho sistema, en la
que concurren, simultáneamente, las siguientes características:
1. Que entre dichos nudos se totalice al menos un setenta y cinco por ciento de la inyección total de energía del
sistema;
2. Que entre dichos nudos se totalice al menos un setenta y cinco por ciento de la demanda total del sistema, y
3. Que la densidad de la utilización, dada por el cuociente entre el porcentaje de inyecciones dentro del área de
influencia común respecto de las inyecciones totales del sistema y el porcentaje del V.I. de las instalaciones del
área de influencia común respecto del V.I. del total de instalaciones del sistema troncal, sea máxima.”
4.
AETS Sudamérica
12
Los peajes son calculados en base a la Anualidad del Valor de la Inversión (AVI), a los Costos de
Operación, Mantenimiento y Administración (COMA) y los Ingresos Tarifarios esperados por
tramo(IT). El costo del peaje anual por transmisión por cada uno de sus tramos es el siguiente:
Peaje por tramo = AVI + COMA - IT
El Ingreso Tarifario esperado por tramo es la diferencia resultante de la aplicación de los costos
marginales en la operación esperada del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de
potencia y energía en dicho tramo8.
1.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales
En cuanto a los terrenos que son necesarios para instalar las líneas de transmisión, existen dos
formas de tramitar su posesión: mediante la negociación directa con los propietarios o
mediante la solicitud de una servidumbre. Para el primer caso, la empresa negocia
directamente con el propietario el valor a pagar por el terreno que se utilizará.
En el caso de no llegar a un acuerdo, es necesario pasar a la etapa de solicitud de servidumbre
(en la que siempre puede llegarse a un acuerdo directo durante el proceso). Para esto, el
desarrollador solicita al Ministerio de Energía la servidumbre, con un documento que
individualice los terrenos por donde cruzará la línea. El Ministerio de Energía enviará a la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) la solicitud, para que esta realice un
informe de aprobación o rechazo. En el caso que sea aprobado o admisible, la solicitud se
debe publicar en el Diario Oficial. La SEC pondrá en conocimiento del proyecto a los
propietarios mediante un sistema de notificaciones, quienes tendrán realizar observaciones u
oponerse al trazado una vez se hayan enterado del proyecto. Luego, la SEC debe informar al
peticionario acerca de las observaciones u oposiciones. El peticionario puede realizar cambios
al proyecto de creerlo necesario y reenviarlo a SEC para que ésta notifique a los propietarios
nuevamente. SEC debe pronunciarse respecto del proceso para que finalmente el Ministerio de
Energía resuelva la servidumbre definitiva, en un plazo de 120 días desde el inicio del proceso.
En el caso en que no exista acuerdo entre las partes respecto del valor del terreno, se designa a
una Comisión de Hombres Buenos, quienes avalúan las indemnizaciones al propietario. Luego
de esto, y en el caso de que el propietario no esté de acuerdo respecto del dictamen de la
Comisión, el caso es resuelto por la justicia civil. En el caso que esté de acuerdo, se entrega el
derecho de servidumbre y se le paga al propietario según el avalúo.
2. Reino Unido
El Reino Unido se encuentra conformado por cuatro países: Escocia, Gales, Inglaterra e Irlanda
del Norte. Las redes de transmisión eléctrica existentes en estos países pertenecen a diferentes
empresas, pero son operadas, en la mayoría de los casos, por la misma empresa:
8Artículo 71-29 LGSE
AETS Sudamérica
13
Tabla 1. Participantes del sector transmisión en el Reino Unido
País Dueño del Sistema Operador del
Sistema
Inglaterra National Grid Electricity Transmission plc (NGET) NGET
Gales National Grid Electricity Transmission plc (NGET) NGET
Escocia (Centro y Sur) Scottish Power Transmission Limited (SPTL) NGET
Escocia (Norte) Scottish Hydro Electric Transmission Limited (SHETL) NGET
Irlanda del Norte NorthernIreland Regulator (NIAUR) NIAUR
Elaboración propia en base a datos de National Grid
Debido a que el sistema de transmisión de Irlanda del Norte es pequeño comparado con el del
resto del Reino Unido, es que se analizará sólo el sistema operado por NGET. Se reconocen los
segmentos de generación, transmisión, distribución y comercialización. Un resumen del sector
eléctrico puede verse en el Anexo 3.
2.1. Origen del sistema de transmisión
El sistema eléctrico en el Reino Unido data del siglo XIX, y comienza a gestarse con la definición
de voltaje trifásico por parte de Nikola Tesla. Este sistema fue rápidamente utilizado en el Reino
Unido por la empresa Merz & McLellan, quienes entre 1901 y 1912 lograron desarrollar uno de los
sistemas de transmisión eléctrica integrados más grandes de Europa, en la zona de Newcastle.
Para 1926, el Gobierno buscaba resolver los problemas que generaba un ineficiente y
fragmentado sistema de suministro eléctrico que se comenzó a generar en el Reino Unido, por
lo que se creó el Electricity Supply Act 1926, el cual recomendaba la creación de un sistema de
suministro eléctrico para el conjunto de países. Este mismo acto crea la “Central British Board”, la
cual establece la primera red sincronizada en corriente alterna (AC) de 132 kV y 50 Hz a nivel
nacional, la cual comenzó a operar en el año 1935. La red de transmisión fue nacionalizada en
1947, mediante el Electricity Act 1947.Durante el año1950, la autoridad británica eléctrica (British
Electricity Authority) decide integrar a la red conexiones de 275 kV. Hacia 1965, la red ya
contaba con varios tramos en 400 kV.
Para 1989, la industria de la electricidad en el Reino Unido fue reestructurada y privatizada,
mediante el Electricity Act 1989, con el objetivo de promover la competencia en el sector. La
transmisión fue otorgada a “The National Grid Companyplc” (NGC), y cuyos dueños eran las 12
Compañías Regionales de Electricidad (REC’s). Actualmente, esta empresa es propietaria y
operadora de la red de transmisión eléctrica y de gas natural del Reino Unido, lo que incluye las
operaciones “On-Shore” (en tierra) tanto como las “Off-Shore” (en alta mar)9.
2.2. Operador del sistema de transmisión
El actual operador del sistema de transmisión de energía (gas y electricidad) es la empresa
multinacional “National Grid Companyplc”, a través de su empresa subsidiaria “National Grid
Electricity Transmission plc” la cual posee operaciones en el Reino Unido y en la zona noreste de
los Estados Unidos. Esta es una empresa de servicios públicos, o “Utility”. El operador del sistema
9http://www.nationalgrid75.com/timeline
AETS Sudamérica
14
de transmisión en el Reino Unido posee dos funciones principales10 definidas por el Electricity Act
1989:
Dueño de los activos de transmisión: Como dueño del sistema de transmisión, su función
es el mantenimiento y el desarrollo de largo plazo, así como la inversión para la
expansión del sistema de transmisión.
Operador de los activos de transmisión: Como operador del sistema de transmisión, la
empresa debe estar a cargo de balancear la generación con la demanda en tiempo
real, para mantener la seguridad del sistema.
Junto a estas dos funciones principales, existe una tercera función clave del operador, que tiene
que ver con el balanceo del sistema, respecto de la oferta y la demanda de energía. Esto se
traduce en coordinar la operación eficiente del sistema, lo que también asegura la seguridad y
la calidad del suministro de energía.
El operador del sistema está a cargo de las redes de transmisión de 400 kV, 275 kV en Inglaterra
y Gales, lo que se define como “transmisión de alta tensión”. En el caso de Escocia se adiciona
una potencia un poco menor, 132 kV, por lo que también es considerado como un voltaje de
transmisión. Para el caso de Irlanda del Norte, los voltajes de transmisión son 275 kV y 110 kV. A
continuación se resumen los voltajes considerados de alta tensión o transmisión troncal en el
Reino Unido:
Tabla 2. Voltajes de transmisión para alta tensión
País Alta Tensión
Inglaterra 400 kV, 275 kV
Gales 400 kV, 275 kV
Escocia (Centro y Sur) 400 kV, 275 kV, 132 kV
Escocia (Norte) 400 kV, 275 kV, 132 kV
Elaboración propia en base a datos de CRI11
El operador, en cualquier caso, debe entregar acceso libre, transparente y no discriminatorio a
los distintos interesados en utilizar el sistema de transmisión del Reino Unido, siempre y cuando
estos cumplan con las leyes existentes y los reglamentos correspondientes.
2.3. Leyes o normativas
Existen distintos documentos que rigen el desarrollo, operación y conexión al sistema de
transmisión eléctrica en el Reino Unido. A continuación se detallan los principales:
Electricity Act 1989: Este documento rige todo el sector eléctrico del Reino Unido. Sentó
las bases para la privatización de la industria eléctrica en el Reino Unido. Buscó eliminar
la integración vertical existente en el sector eléctrico, la cual era bastante extensa y
comprendía la generación, transmisión, distribución y comercialización12. Por otro lado,
reconoce los sectores en los cuales se puede dar competencia y en los que se generan
monopolios, mediante el sistema de licencias excluyentes para las distintas actividades.
10Electricity Act 1989 11Simmonds, Gillian, 2002, Centre for the study of regulated industries, “Regulation of the UK electricity industry” 12Ibid.
AETS Sudamérica
15
Transmission License: Documento que autoriza a una empresa a transmitir electricidad
en un área determinada y autorizada. Esta licencia lista las condiciones o deberes que
debe cumplir la entidad que posee este tipo de permiso. Para cada actividad
relacionada al área eléctrica, la autoridad respectiva debe entregar una licencia a
quién desee participar de la actividad13.
Grid Code: Este documento entrega el marco regulatorio que rige al sistema de
transmisión del Reino Unido. Da a conocer los procedimientos operacionales y los
principios que rigen la interacción de la National Grid Electricity Transmission (NGET) con
todos los usuarios del sistema de transmisión del Reino Unido14.
Great Britain Security and Quality of Supply Standard (GB SQSS): Este documento
establece los criterios y metodologías que las licencias de transmisión del Reino Unido
utilizan para la planificación y la operación del sistema de transmisión.
Connection and use of systemcode (CUSC):Este documento da a conocer el marco
contractual para la conexión, el uso y la tarificación del sistema de transmisión de alto
voltaje15.
SystemOperator – TransmissionOwnerCode (STC): Este código define el nivel de relación
entre los operadores del sistema del Reino Unido y los dueños de las redes de
transmisión16. También existen los correspondientes System Operator Transmission Owner
Code Procedures (STCP’s).
Los documentos anteriormente descritos regulan el sector transmisión en el Reino Unido, incluida
la tarificación y la planificación futura del sistema. En cuanto a la entrada de nuevos actores al
mercado de la transmisión, estos pueden entrar al negocio, y sólo requieren una licencia de
transmisión para participar del mercado.
2.4. Planificación de la expansión
La planificación de la expansión del sistema de transmisión del Reino Unido debe ser realizado
por la empresa National Grid Electricity Transmissionplc (NGET), debido a su condición de
National Electricity Transmission System Operator (NETSO). La empresa deber realizar un
documento anual, llamado Seven Years Statement (SYS), en donde debe pronosticar las
necesidades de nuevas obras o el reforzamiento de las obras existentes para los siguientes 7
años. La planificación del sistema de transmisión se realiza en base al Grid Code,
específicamente a lo que dicta el capítulo llamado Planning Code, que especifica los criterios y
procedimientos técnicos y de diseño a aplicar por NGET en la planificación y desarrollo del
sistema de transmisión eléctrica17.
El documento SYS tiene una periodicidad anual18, y es generado en base a la información que
entregan Scottish Power Transmission Ltd (SPT) y Scottish Hydro-Electric Transmission Ltd (SHETL),
además de los datos provenientes de los distintos usuarios del sistema de transmisión de
13http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/SYS/glossary 14http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/67374C36-1635-42E8-A2B8-
B7B8B9AF2408/49889/Z_CompleteGridCode_I4R9.pdf 15 Office of Electricity Regulation (OFGEM), http://www.ofgem.gov.uk/Licensing/ElecCodes/CUSC/Pages/CUSC.aspx 16Office of Electricity Regulation
(OFGEM),http://www.ofgem.gov.uk/Licensing/ElecCodes/SOTOCode/Pages/SOTOCode.aspx 17http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/Codes/gridcode/ 18http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/SYS/archive/
AETS Sudamérica
16
Inglaterra y Gales y de sus expectativas de generación, demanda futura, margen de planta y
oportunidades de generación. Estos datos son cruzados con los pronósticos de desarrollo futuro
del sistema de transmisión de NGET, SPT y SHETL.
El objetivo de este documento es entregar información a los usuarios actuales y futuros del
sistema eléctrico de transmisión, pertenezcan estos a generación o abastecimiento de
electricidad, para la evaluación de oportunidades disponibles para generar una nueva
conexión o una adicional a la(s) que ya poseen.
El proceso de planificación consiste en una serie de pronósticos y recopilaciones del estado del
mercado eléctrico del Reino Unido. El estudio se realiza en base a pronósticos propios realizados
por parte del NGET, y en base a datos entregados por sus usuarios. El uso de los distintos tipos de
datos dependerá del tipo de análisis que se esté realizando.
El SYS necesita de la aprobación del Departamento de Energía y Cambio Climático (y del
Infrastructure Planning Commission-IPC) para realizar las inversiones. En base a esto, se puede
decir que la planificación es realizada por el operador, un ente privado que administra y posee
parte de la red de transmisión, y que el rol del Estado es sólo de fiscalizador y regulador.
La expansión en este país se realiza enfocada al recurso más que al proyecto, y prueba de esto
son la construcción de líneas de transmisión desde el sur de Inglaterra hacia el norte de Escocia,
en donde existe un importante potencial hidráulico. También se puede observar esta tendencia
mediante la generación de líneas de transmisión hacia la costa sur y costa oeste de la isla, para
aprovechar el potencial de los proyectos eólicos “off-shore” o mar afuera.
2.5. Tarificación
El organismo responsable de fijar las tarifas de transmisión es el mismo operador (NGET), entidad
privada, bajo la supervisión de una oficina de Gobierno. El encargado del control de precios
para las empresas de transmisión (gas y electricidad) en el Reino Unido es la Office of the Gas
and Electricity Markets (OFGEM), la cual es una entidad del Estado. Una de las tareas de este
organismo es la regulación de las compañías privadas que operan monopolios, como lo es la
transmisión eléctrica en el Reino Unido. El actual control de precios que rige en el Reino Unido es
el TPCR4, el cual rige desde abril del 2007 hasta finales de marzo del 2012.
La autoridad en el Reino Unido permite cobrar al concesionario de la transmisión por los
siguientes ítems: cargos por conexión, cargo por uso de la red (TNUoS) y cargo por el servicio de
balanceo de la energía (BSUoS).
- Cargo por conexión: El cargo por conexión se calcula como una anualidad, la que puede ser
pagada mensualmente. Considera el costo del concesionario de instalar nuevos activos que
conecten a un usuario del sistema a la red de transmisión. El principal componente del cálculo
es el Gross Asset Value (GAV) y el Net Asset Value (NAV), los cuales se van depreciando en el
tiempo hasta un límite de 40 años. El GAV se define como el costo inicial para el concesionario
de transmisión de un activo para de la red, y se calcula de manera diferenciada para activos
conectados a la red antes del 30 de marzo de 1990 (llamados Pre Venting) y para activos
conectados después de esta fecha (llamados Post Venting). A estos activos se les calculan sus
costos de capital y los costos no relacionados al capital, como mantenciones y funcionamiento
de la red de transmisión.
AETS Sudamérica
17
Paralelo a este costo de conexión, quien se conecte a la red deberá pagar otros cargos, los
trabajos que requiera la línea de transmisión debido a la conexión (One-off Works), el arriendo
del sitio en el caso de que pertenezca a un tercero y los sistemas de medición de energía.
- Cargo por uso de la red: Los costos del Uso del Sistema de Red de Transmisión (TNUoS por sus
siglas en inglés) o costos de transmisión, remuneran las inversiones, mantención y operación del
sistema de transmisión. Dichos costos (TNUoS) son recuperados en un 27% de usuarios que
inyectan energía a través del sistema (Generadores) y en un 73% entre quienes realizan los
retiros (Distribuidores)19. Las tarifas son calculadas anualmente y publicadas a fines de febrero
para el período de cargas contabilizado a partir del 1° de abril de cada año. Los Generadores
tienen un cargo de zona, dependiendo en cuál de las 20 zonas tarifarias TNUoS esté conectado
al sistema y también un cargo específico dependiendo del tipo de conexión, según sea la
redundancia y la extensión y tipo de circuito conectado a la subestación. Las zonas tarifarias
varían de positivas en el norte a negativas en algunas zonas del sur. La base para el cálculo del
cargo por Generación es la máxima capacidad de acceso del año en el caso de las zonas
tarifarias positivas o el promedio de las tres mayores inyecciones durante el período de invierno
en las zonas tarifarias negativas. En el caso de los cargos a la Demanda (cobradas a la
Distribución) por conceptos de TNUoS, existen 14 zonas tarifarias, las que reversan la tendencia
norte-sur de las zonas tarifarias de Generación, lo que no hace necesario aplicar el piso mínimo
tarifario de cero ya que la Demanda, cuyas tarifas están todas sobre cero, representa el 73% del
ingreso.
Existe para esta variable un ingreso máximo definido por la autoridad reguladora, conocido
como Maximum Allowed Revenue (MAR). El cargo implementado por NGET cobra mayores
precios de acceso y de uso de la red de transmisión a los generadores que se encuentran más
alejados de los puntos de demanda.
Este sistema de cobro aplica para generación y demanda (uso de la red de transmisión),
considerando distintas zonas, tanto para la generación como para la demanda. Respecto de la
generación, se considera un total de 21 zonas, mientras que para la demanda, se considera un
total de 14 zonas. Estas zonas son determinadas por National Grid, como parte de su estimación
de tarifas de transmisión, y se realiza en base al estudio de las características de los distintos
nodos de la red de transmisión20. Los cargos se estiman para cada una de estas zonas. Por otro
lado, los cargos de los costos del sistema de transmisión son divididos entre generación y
demanda en una proporción de 27% y 73% respectivamente. Las tarifas son calculadas
anualmente, y pueden ser modificadas durante el año en base a un modelo marginal de largo
plazo.
- Cargo por el servicio de balanceo de la energía: La licencia de transmisión en el Reino Unido
permite a la empresa concesionaria el cobrar un cargo por el servicio de mantener
balanceado el sistema eléctrico, llamado Balancing Services Use of System (BSUoS). Uno de los
roles de la empresa como operador del sistema es mantener en balance el sistema (balance de
energía) y mantener la calidad y seguridad del suministro (balance de sistema). La suma de
estos tres cargos compone el cargo por transmisión en el Reino Unido.El cargo por conexión
busca cubrir los costos fijos de transmisión relativos a la conexión del usuario, el cargo por uso
busca cubrir los costos variables y la inversión en el resto de la red. Los costos de balanceo
cubren lo que denomina servicios auxiliares (regulación de voltaje, frecuencia, potencia
reactiva, etc.).
19
National Electricity Transmission System Seven Year Statement, Mayo 20011 de la National Grid Electricity Transmission
plc (NGET). 20Página 38, Charging Methodologies, http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/8FFA9408-9DC7-44C2-AF68-
93E684A176D8/47549/CUSC_Section_14combinedmasterclean5July11_FINAL.pdf
AETS Sudamérica
18
2.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales
Respecto de las servidumbres, existen dos métodos para obtener el derecho a utilizar un terreno
para la transmisión. El primero se llama Wayleave o contrato de derecho de paso. Corresponde
a una licencia provisoria con fecha de término (período de años a realizar el contrato se
obtiene mediante negociación de las partes), por el cual la NGET paga una anualidad
determinada por ellos, la cual es revisada periódicamente, y posee distintas tarifas para tierras
arables o para terrenos no arables. Este modelo funciona sólo bajo el modelo de negociación
directa con el interesado. Actualmente, existen acuerdos con distintos organismos para ocupar
este tipo de contrato cuando una línea de transmisión cruce por sus terrenos (Country Land &
Bussines Asociation, National Farmers Union y National Farmers Union of Wales).
También existe el derecho de concesión de servidumbre. Este es un derecho legal entregado al
operador del sistema, que le garantiza el poder instalar, utilizar y mantener su equipamiento de
transmisión. Se obtiene mediante el pago por servidumbre, que consiste en solo un pago por el
acto de concesión de servidumbre. El pago de la servidumbre está definido, y corresponde a 20
veces el pago anual del contrato de derecho de paso. Existen algunos casos especiales en
donde este monto puede aumentarse, mediante un acuerdo entre NGET y el propietario del
terreno. En el caso de no llegar a acuerdo, el problema debe ser llevado a un Tribunal de
Terrenos.
Respecto de los permisos necesarios para llevar a cabo los proyectos de transmisión, se ha
detectado la necesidad de desarrollar un Enviromental Impact Assessment (EIA) o evaluación
de impacto ambiental.
El principal permiso o licencia que se debe obtener en el Reino Unido para poder realizar
proyectos de transmisión eléctrica es la licencia regulatoria de transmisor de electricidad. Toda
empresa que desee entrar al mercado de la transmisión debe poseer esta licencia. Esta licencia
también define al operador del sistema.
3. EE.UU. (California)
California posee un extenso sistema de transmisión que provee transporte a los generadores
oferentes del sector oeste de los EE.UU. El modelo utilizado para coordinar el sistema eléctrico en
California difiere de todos los modelos clásicos de transmisión utilizados a nivel mundial. En su
momento fue un esquema novedoso y con muchas diferencias de fondo respecto de lo que se
venía haciendo en otros países. El sistema se denominó ISO (Independent System Operator) –
Power Exchange, que engloba a empresas de la generación, transmisión y distribución. El
sistema posee “open acces” o libre acceso a agentes “calificados”, es decir aquellos que
cumplan las condiciones dictadas por la Comisión Federal Regulatoria de Energía (Federal
Energy Regulatory Commission, FERC).
El sistema de transmisión eléctrica en EE.UU. se divide en dos sistemas interconectados mayores:
el sistema interconectado del Este y el sistema interconectado del Oeste. Además de estos
grandes sistemas, existen dos pequeños sistemas interconectados: Alaska y Texas. Los sistemas
del este, oeste y Texas se encuentran interconectados en ciertos puntos, lo que genera una
gran red dentro del país. El sistema de transmisión de California se encuentra ubicado en el
sistema interconectado del oeste, y se divide en 2 partes: La primera tiene que ver con el
sistema de transmisión, el cual mueve la energía desde las generadoras hasta a las
subestaciones y a algunos mayores consumos, y el sistema de distribución, que entrega la
energía a medio y bajos voltajes, desde la subestación hasta los consumos finales. La definición
AETS Sudamérica
19
de líneas de alto voltaje o sistema troncal para el caso de Chile, se definen en California en
base a su potencia. El sistema de alto voltaje considera las potencias de 500, 230, 115 y 70 kV21.
3.1. Origen del sistema de transmisión
En California existían tres empresas que abarcaban gran parte de la industria – Pacific Gas and
Electric (PG&E), Southern California Edison (SCE), y San Diego Gas and Electric (SDG&E). Estas
empresas generaban, compraban, transmitían y distribuían la electricidad de tal manera de
suplir las necesidades de los consumidores. Antes que se pusiera en marcha la reestructuración
del mercado californiano, las empresas poseían sus propias líneas de transmisión, esto era parte
de la política de integración vertical existente hasta mediados de los noventa. En la actualidad,
las líneas de transmisión pertenecientes a las tres principales empresas PG&E, SCE y SDG&E son
operadas por la ISO. Esto permite que la operación del sistema sea auténticamente
independiente y no esté sujeta a la presión de algunos generadores.
Cada una de estas empresas era responsable de igualar carga y recursos para así mantener la
frecuencia y abastecer las demandas en nudos donde existía interconexión con otros. Dado
que era obligación mantener un nivel de generación y a la vez realizar todas las inversiones
necesarias para abastecer las necesidades cambiantes de sus áreas de servicio, las empresas
desarrollaron sus propios sistemas de pronóstico de demanda y generación, operaban sus
propias plantas generadoras, y realizaban contratos de largo plazo con sus abastecedores de
combustible para así cumplir con la demanda y los aumentos de esta. Cada una podía
comprarle o venderle energía a sus pares y a otras empresas de los estados del oeste.
A partir del 31 de Marzo de 1998 la operación del sector transmisión de las empresas PG&E’s,
SCE’s y SDG&E’s está en manos del Independent System Operator (ISO). La misión del ISO es
asegurar que todas las empresas eléctricas productoras tengan las mismas condiciones para
mandar electricidad a través de las líneas a sus consumidores.
Durante un período de transición que duró hasta Marzo del 2002, las empresas PG&E, SCE y
SDG&E debieron comprar y vender toda su generación a través del California Power Exchange
(CalPX), la que a su vez remata la oferta y demanda de energía.
Desde el 31 de Marzo de 1998 los clientes de PG&E, SCE y SDG&E han podido comprar
electricidad de cualquiera de los ofertantes que ellos deseen, o seguir utilizando a la empresa
que les brindaba el servicio hasta esa fecha. Los productores independientes, generadoras
municipales y provenientes de otros estados tienen la opción de comprar o vender electricidad
a través del CalPX o si lo prefieren vender directamente a un consumidor sin tener que pasar por
el CalPX.
3.2. Operador del sistema de transmisión
Las redes de transmisión en EE.UU. son operados por Transmission System Operators (TSO). Estos
TSO pueden ser de dos tipos: Independent System Operators (ISO) y Regional Transmission
Organizations (RTO).
Para el caso de California, existe un ISO llamado California ISO (Cal-ISO), el cual es una
corporación de beneficio público creado por el estado, que es regido por una junta directiva.
Esta junta representa consumidores, ambientalistas, empresas, negocios, generadores y más. Es
fácil acceder a sus documentos a través de internet. Los roles de los ISO son:
21Caiso, http://www.caiso.com/about/Pages/OurBusiness/UnderstandingtheISO/Understanding-electricity.aspx
AETS Sudamérica
20
Administrar la red de transmisión eléctrica.
Operar el mercado eléctrico y entregar la energía demandada.
Mantener la accesibilidad y confiabilidad del sistema de eléctrico.
Aún cuando PG&E, SCE y SDG&E aún son dueñas de las instalaciones de transmisión, éstas están
siendo administradas por el ISO, quién a su vez está regulada por la FERC. El ISO debe velar para
que compradores y vendedores de energía tengan iguales oportunidades de usar el sistema de
transmisión y de esta forma:
Los vendedores de electricidad puedan transportar su producto hasta los compradores.
Los compradores puedan recibir la electricidad de la empresa que ellos deseen.
El ISO cumple las funciones que tienen en Chile los CDEC, siendo responsable por la debida
operación del sistema. Para ello tiene poder de determinar generación en cualquier unidad
conectada al sistema, y de recopilar la información de la operación del sistema. La diferencia
con los CDEC es que este no se preocupa (primariamente) por la operación económica del
sistema, sino de la seguridad y confiabilidad de éste. También zanja disputas entre
participantes, determina la provisión de servicios auxiliares (AS), determina el precio spot en el
RT, y enfrenta la congestión en las líneas.
El ISO tiene ejecutivos que se encargan del servicio a clientes: esto incluye información,
orientación, arreglo de disputas, verificación del cumplimiento de los acuerdos necesarios y que
cumplen con las tarifas y protocolos del ISO.
En este mercado se usa la figura de los Scheduling Coordinators (SCs) o Coordinadores de
Programación, quienes programan el uso de los recursos y ordenan la generación de energía.
Los generadores deben seguir lo dictado por los SCs y por el ISO. Estos coordinadores son
intermediarios entre grupos de participantes en el ISO. Los SC entregan programas
balanceados, es decir, donde demanda y oferta coinciden. Estos entes se deben estar
registrados con ISO, y cualquier cliente que cumple ciertos requisitos técnicos y de crédito
puede servir como su propio SC. A cada participante que usa la red se le obliga a designar un
SC, o contar con las capacidades propias para poder actuar como SC.
3.3. Legislación
Las políticas y leyes relacionadas al sector energía, y en específico al sector electricidad son
generadas y dictadas por el poder legislativo, con una participación importante del Energy
Department.
- EnergyPolicyAct: Esta ley aprobada el año 2005 rige todo tipo de energía en los Estados
Unidos, incluye desde temas de eficiencia energética, energía para vehículos, electricidad,
generación de energía, transmisión, entre otros temas relacionados a la energía.
Un punto relevante de esta Ley es la facultad que le entrega al Energy Department sobre la
designación de corredores de transmisión eléctrica de interés nacional, lo cual busca enfrentar
las limitaciones y adversidades que existen en la construcción de líneas de transmisión. Una vez
definidos los corredores, esta Ley entrega a la FERC la autoridad para emitir un permiso federal
que entrega la facultad al encargado del proyecto de transmisión para ejercer el derecho de
dominio eminente o expropiación forzosa del terreno necesitado.
AETS Sudamérica
21
3.4. Tarificación
La transmisión, al ser un monopolio natural por sus economías de escala, obliga a que la
autoridad fije un mecanismo para permitir a la empresa recuperar sus costos y rentar su
inversión, y así hacer de la transmisión una actividad comercial, abordable por un privado. La
inversión puede valorizarse según lo invertido, o según el costo de reemplazo de la
infraestructura, lo que resulta especialmente importante en campos con tecnologías en
permanente mejora. En California, las inversiones realizadas en el sector de transmisión se
recuperan los costos de inversión, operación y mantenimiento con un cargo por acceso a la
red. Dichos cargos son aprobados por FERC.
Respecto de los pagos por el uso de la red, el sistema en California se basa en dos cobros: uno
por acceso determinado por el dueño de la transmisión o PTO (Participating Transmission
Owner), y otro por uso, calculado por el ISO (California Independent System Operator). Estos
pagos son cancelados solo por los retiros. De aquí que California exhibe un sistema de pago del
tipo 0%/100%, con solo los consumidores a cargo del pago del sistema.
3.5. Plan de Expansión
El proceso de expansión se encuentra a cargo del operador (ISO), quien realiza esta
planificación en conjunto con las empresas dueñas de las líneas. El principio básico que orienta
la planificación es desarrollar estándares coherentes y de confiabilidad para la red operada por
ISO, con el objetivo de mejorar la fiabilidad del sistema de transmisión.
El ciclo de planificación es anual, existiendo planes de expansión para períodos 2010-2011, 2011-
2012 y 2012-2013. El ciclo de planificación de la transmisión involucra las actividades de los
interesados para el mismo que se está panificando y parte del año siguiente. Cada año, ISO
lidera el proceso de planificación para identificar potenciales limitaciones del sistema,
oportunidades de reforzar el sistema para mejorar la confiabilidad y eficiencia del sistema. El
producto central del proceso es el Plan de Transmisión Ca-ISO, que define todas las actividades
identificadas o a llevar a cabo durante el ciclo de planificación relacionado.
Como se dijo, el modelo funciona con la interacción de los PTO con ISO. Los PTO deben
entregar un detallado plan anual de expansión de la transmisión, con un análisis anual para los
próximos 5 años respecto de los proyectos necesitados para cumplir con los criterios de
confiabilidad requeridos por ISO, junto con cumplir con el criterio de eficiencia económica del
sistema, junto con un análisis al décimo año. El análisis de 5 años es necesario para poder
adaptarse a los ciclos presupuestarios de las PTO, mientras que el análisis de 10 años es
necesario para facilitar la identificación de las necesidades de transmisión de largo plazo que
pudieran no ser identificadas en la evaluación de 5 años. Estos podrían incluir proyectos con
permisos y construcción en plazos mayores a 5 años, además de la inclusión de proyectos de
corto plazo que podrían ser reemplazados por proyectos más grandes (como por ejemplo la
construcción de una línea de 500 kV en lugar de tres líneas de 230 kV).
En California, la expansión está enfocada más hacia el recurso que hacia el proyecto en
específico. Sólo el potencial eólico y solar existente en la zona sur de California, permitiría
generar cerca de 1.500 MW de potencia, lo que integra a los planes de expansión la potencial
construcción de una nueva línea de transmisión en 500 kV para poder transmitir esta energía
renovable a los centros e consumo22.
22Universidad de Berkeley, California “Exploration of Resource and Transmission Expansion Decisions in the Western
Renewable Energy Zone Initiative”,
AETS Sudamérica
22
3.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales
En California y en todo Estados Unidos, existe la facultad, la cual se le entrega al Department of
Energy (DoE), sobre la designación de corredores de transmisión eléctrica de interés nacional, lo
cual busca enfrentar las limitaciones y adversidades que existen en la construcción de líneas de
transmisión. Estos corredores son franjas de varios kilómetros de ancho para acomodar tendidos
de líneas eléctricas, gaseoductos, oleoductos y transporte de hidrógeno. Una vez definidos los
corredores, esta Ley entrega a la FERC la autoridad para emitir un permiso federal que entrega
la facultad al encargado del proyecto de transmisión para ejercer el derecho de dominio
eminente o expropiación forzosa del terreno necesitado. Esto se realizó durante el año 2005,
bajo el escenario en donde la generación crecía cerca de 4 veces más rápido que la
transmisión en EE.UU (el cuerpo legal es el FERC Energy Policy Act del 200523).
Es función del DoE determinar los corredores que utilizarán los proyectos de transmisión. Se crean
rutas específicas para proyectos específicos, siempre y cuando el titular del proyecto pueda
demostrar que su propuesta reducirá significativamente los problemas existentes en el sector
transmisión. En el caso que se designe una ruta específica para un proyecto específico, la FERC
llevará a cabo un estudio de impacto ambiental, anterior al traspaso del terreno.
Este mismo estudio de impacto ambiental debe ser realizado por los titulares de los proyectos en
los casos en donde no se requiera un corredor especial de transmisión, y se convierte en el
principal permiso necesario para la aprobación de los proyectos de transmisión.
La figura de un corredor, entendida como una franja de varios kilómetros, se contrapone con
las rutas o trazados de transmisión, que se apoyan en dichos corredores, pero que
corresponden al resultado de un análisis de alternativas que considera las siguientes variables:
Descripción del proyecto, con un trazado principal y otros alternativos,
Información ambiental, con evaluación de los impactos en el ambiente.
Recursos culturales (incluyendo posible interacción con pueblos originarios)
Uso de suelos
Ruido
Posible impacto en tráfico y transporte.
Impacto visual
Análisis socioeconómico de las zonas afectadas
Calidad del aire
Seguridad ciudadana de comunidades aledañas y de los trabajadores del proyecto.
Manejo de substancias y de residuos
Impacto en la biodiversidad
http://www.cleanlineenergy.com/sites/cleanline/media/resources/Exploration%20of%20Resource%20and%20Transmission
%20Expansion%20Decisions%20in%20the%20Western%20Renewable%20Energy%20Zone%20Initiative.pdf 23 http://www.ferc.gov/legal/fed-sta/ferc-and-epact-2005.pdf
AETS Sudamérica
23
Impacto en las aguas y el terreno
Análisis geológico
En base a todos estos elementos se selecciona una ruta específica para la línea de
transmisión24.
Es de importancia notar que en California, así como en otros estados, el empuje por cumplir
metas de energía renovable ha sido un motor de desarrollo del sistema de transmisión.
California tiene la meta de 33% al 2030. Esto junto con la identificación de zonas con
congestión son los grandes motores detrás de la aprobación de nuevos corredores de parte del
gobierno federal25.
4. Colombia
El sector eléctrico en Colombia comprende los segmentos de generación, transmisión,
distribución y comercialización. Actualmente el sector de transmisión colombiano se divide en
dos grandes sistemas, el Sistema de Interconexión Nacional (SIN) y Zonas No Interconectadas
(ZNI). El SIN cubre cerca de un tercio del territorio colombiano y se divide a su vez, en tres26:
Sistema de Transmisión Nacional (STN): “Es el sistema interconectado de transmisión de
energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes
módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.”
Sistema de Transmisión Regional (STR): “Sistema interconectado de transmisión de
energía eléctrica compuesto por redes regionales o interregionales de transmisión;
conformado por el conjunto de líneas y subestaciones con sus equipos asociados, que
operan a tensiones menores de 220 kV y que no pertenecen a un Sistema de Distribución
Local.”
Sistema de Distribución Local (SDL): “Sistema de transmisión de energía eléctrica
compuesto por redes de distribución municipales o distritales; conformado por el
conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones
menores de 220 kV que no pertenecen al Sistema de Transmisión Regional por estar
dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local.”
Los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local son ambos considerados parte del
sistema de distribución.
Hoy en día, el STN es en un 74% de propiedad pública y el 26% restante es privado27, con la
existencia total de 11 empresas que pueden ser de carácter público, privado o mixto. Sin
24
California Code of Regulations, Title 20. Public Utilities and Energy, http://www.energy.ca.gov/2008publications/CEC-
140-2008-001/CEC-140-2008-001-REV1.PDF. 25
DOE transmission corridor designations & FERC backstop siting authority: has the energy policy act of 2005 succeeded
in stimulating the development of new transmission facilities? http://www.pattonboggs.com/files/News/2d275ac0-428b-
4003-987a-06c2aafb85a0/Presentation/NewsAttachment/580ecc1f-07df-41b2-bc37-
07ae97f4096e/EnergyLawJournal_DOETransmissionsCorridorDesignations_Swanstrom.Jolivert_12_09.pdf 26
Resolución 103 de 2000, publicada en el Diario Oficial No. 44.274 de 28 de diciembre de 2000.
27 Presentación CREG, enero del 2012,
http://www.google.cl/url?sa=t&rct=j&q=stn%2074%25%20public%2026%25%20privado&source=web&cd=4&ved=0CEIQFj
AD&url=http%3A%2F%2Fwww.ariae.org%2Fpdf%2FCursoRegulacionColombia%2Fponencias%2FCREG-
%2520Colombia%2FCamilo%2520%2520Quintero%2520Monta%25F1o%2FAspectos%2520legales%2520y%2520regulatorios
%2520%2520CQ%2520-
AETS Sudamérica
24
embargo, gran parte del STN (69%) pertenece a la empresa ISA. En el Anexo 4 puede verse un
diagrama que incluye a los distintos actores relacionados al mercado eléctrico colombiano.
4.1. Origen del sistema de transmisión
El suministro eléctrico en Colombia se inicia en el año 1928, cuando se declara que la
explotación de energía hidroeléctrica es de interés público. El sistema funciona de manera
descentralizada y sin una interconexión. Se establecieron regiones donde se generaban
monopolios con compañías estatales integradas verticalmente.
En el año 1967 se constituye por primera vez una empresa que generaría una interconexión
entre las distintas regiones, esta empresa, de carácter público, es Interconexión Eléctrica S.A.
(ISA).
Al igual que en el resto de los países de Latinoamérica, en la década de 1980, el sector
eléctrico de Colombia sufrió una crisis resultado de la influencia política en las compañías
estatales, las demoras y sobre costos de grandes proyectos de generación y las tarifas
subsidiadas. Por esta razón, a inicios de la década siguiente se propone modernizar este sector
por medio de la participación privada. De esta manera, se reestructura la ley eléctrica por
medio de la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios (Ley 142) y la Ley Eléctrica (Ley 143), ambas
del año 1994.
4.2. Operador del sistema de transmisión
El operador (planeación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los
recursos de generación y transmisión)28 del SIN colombiano es la empresa privada XM
Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P (filial de ISA), quien trabaja a través del Centro
Nacional de Despacho (CND). Además, es el Administrador del Mercado de Energía Mayorista y
las Transacciones Internacionales de Electricidad con Ecuador. Cumple con sus funciones
rigiéndose por el Reglamento de Operación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG) y a los acuerdos técnicos sobre la operación del Consejo Nacional de Operación
(CNO). El rol y las principales funciones del operador son las siguientes29:
Planear la operación de los recursos de generación, interconexión y transmisión del
sistema nacional, teniendo como objetivo una operación segura, confiable y
económica;
Ejercer la coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de los recursos de
generación, interconexión y transmisión incluyendo las interconexiones internacionales;
Determinar el valor de los intercambios resultantes de la operación de los recursos
energéticos del sistema interconectado nacional;
Coordinar la programación del mantenimiento de las centrales de generación y de las
líneas de interconexión y transmisión de la red eléctrica nacional;
XM planifica los recursos de generación de Colombia, es decir, las plantas hidroeléctricas,
térmicas y eólicas, (Capacidad instalada de 13.405,7 MW) y los recursos de transmisión (24.000
%2520ARIAE%25201.ppt&ei=3s8iT_OKLqTC0AH3iJm5CA&usg=AFQjCNFSH3hz4iB1vg9f46Ryqe40XKi8HQ&sig2=iGxWcy_nPOR
nj-P6Otqpog 28 En base a los artículos 33 y 34 de la Ley 143 de 1994. 29 Idem.
AETS Sudamérica
25
km de líneas) de acuerdo con la demanda de energía eléctrica de cerca de 42 millones de
habitantes. Esta planeación se realiza a corto, mediano y largo plazo30.
Adicionalmente existen los Operadores de Red de STR y/o SDL, que son organismos encargados
de la planeación de la expansión y de las inversiones, operación y mantenimiento de todo o
parte de un STR o SDL. Estos Operadores de Red deben ser empresas de Servicios Públicos.
4.3. Legislación
El sector eléctrico en Colombia está regido por:
Ley 142 (Ley de Servicios Públicos): Publicada en el Diario Oficial el 11 de julio de 1994. Se
establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios con el fin prestar los distintos
servicios públicos (entre ellos la energía eléctrica) de manera eficiente, garantizando la
calidad y continuidad de este, además de velar por la competencia y otros intereses.
Ley 143 (Ley de Electricidad): Publicada en el Diario Oficial el 12 de julio de 1994.
Establece el régimen para la generación, interconexión, trasmisión, distribución y
comercialización de electricidad en el territorio colombiano, se conceden unas
autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética.
4.4. Tarificación
Los ingresos de los transmisores provienen por el cobro de dos elementos: cargos por conexión
(bienes que se requieren para que un generador, Operador de Red, Usuario Final, o varios de los
anteriores, se conecten físicamente al Sistema de Transmisión Nacional) y cargos por uso de la
red, los cuales se calculan con el fin de cubrir los costos de inversión, operación, mantenimiento
y administración de las instalaciones.
Originalmente, los cargos por uso se dividían en partes iguales entre generadores y
comercializadores, donde los primeros pagaban por inyección, según su potencia, zona de
conexión y tipo de central; comercializadores pagaban por el retiro, según zona, época del
año y demanda.
Estos cargos se calculan en función del voltaje de las líneas de transmisión, de las restricciones
globales y locales del sistema y dependen de la ubicación del usuario y su influencia en la red
en períodos de demanda máxima.
Entre los años 2000 y 2002 hubo una evolución escalonada de esta asignación (inicialmente
50/50 luego 25/75 y finalmente 0/100) de cobros hasta que se decidió que los generadores
paguen sólo sus cargos de conexión, mientras que el cargo por uso se convirtió en
responsabilidad completamente de los comercializadores, pagando por período de demanda.
La Resolución No. 011de 2009 establece la metodología y formulas a ocupar para el cálculo de
la remuneración del STN por la actividad de transmisión de energía eléctrica. Según esta,
existen dos metodologías de cálculo para los Cargo por Uso de la red; una sin diferenciación
horaria y otra con diferenciación horaria. Para ver el detalle del cálculo de la tarificación, revisar
Anexo 5.
30http://www.xm.com.co/Pages/OperaciondelSINyAdministraciondelMercado.aspx
AETS Sudamérica
26
4.5. Plan de Expansión
Los planes de expansión referente al Sistema de Transmisión Nacional (STN) de Colombia (cuyos
criterios y forma de elaboración son establecidos en la Resolución 18-1313 de 2002) son
elaborados por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) de tal manera que cumplan
los siguientes criterios:
Debe ser flexible en el mediano y largo plazo, para que pueda ser adaptado a
variabilidades técnicas, económicas, financieras y ambientales.
Debe cumplir con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad vigentes a la
fecha de elaboración de dicho plan.
Debe ser viable a nivel técnico, económico y ambiental. Esta viabilidad será aprobada
por las autoridades competentes.
La demanda debe ser satisfecha bajo criterios de uso eficiente de los recursos
energéticos.
Buscar la minimización de costos; tanto costos operativos como aquellos asociados a las
perdidas del Sistema.
Se utilizan 3 horizontes de planeamiento:
Largo plazo: 15 años
Mediano plazo: 10 años
Corto plazo: 5 años
En el desarrollo del Plan de Expansión de Transmisión, se realiza un diagnostico de la red
existente en el momento, o línea base. Luego se establece la red objetivo con una visión de
largo plazo y en base a esta se orientan las de corto y mediano plazo con sus soluciones a las
deficiencias y necesidades identificadas.
Adicionalmente, se analizan los Sistemas de Transmisión Regionales (STR) con el objetivo de
entregar a los Operadores de Red señales y alternativas de la expansión. Este Plan de Expansión
del Sector Eléctrico debe ser elaborado como máximo cada 5 años.
Para la realización de la expansión de interconexión y transmisión, se requiere una concesión
otorgada por el Ministerio de Minas y Energía. Los oferentes deben proponer un ingreso anual
esperado para cada uno de los primeros 25 años de entrada en operación. Quien tenga el
menor valor presente del flujo de ingresos, será el adjudicatario del respectivo proyecto. Para la
entrada de un nuevo actor al mercado de la transmisión, este requiere solamente de esta
concesión.
En el caso de que la expansión de la Red Nacional de Interconexión deba ser realizada a través
de líneas de transmisión que presente características tanto de la Red Nacional de Interconexión
como de la Red Regional de Transmisión, será la Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG) quien decidirá en quien recae la responsabilidad de la ejecución de dicha expansión
(en general, es esta institución la que soluciona conflictos, entre agentes del sector,
relacionados con la interpretación de acuerdos operativos y comerciales).
Colombia no entrega señales claras acerca de poseer una planificación de la expansión
orientada al recurso o al proyecto, aunque por los importantes porcentajes que utiliza la energía
AETS Sudamérica
27
hidroeléctrica en su matriz energética, se podría decir que las líneas de transmisión tienden
planificarse a favor de este tipo de recurso.
4.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales
En Colombia, es la empresa quien decide el trazado de la línea y los terrenos a utilizar. En el
caso particular en el que la empresa que realizará la construcción de las líneas tenga una
participación estatal mínima del 90% del capital, está facultada para declarar la expropiación
de los bienes o derechos necesarios. El proceso comienza con una etapa de mutuo acuerdo
entre las partes (dueño de terrenos – empresa transmisora). En el caso en que este no se logre,
se procede a declarar el terreno como de utilidad pública e interés social al proyecto,
declaración generada por el poder ejecutivo, para luego expropiar los terrenos por medio de
un juicio. En el caso contrario, existe un proceso de solicitud de servidumbre para proyectos de
transmisión eléctrica similar al existente en Chile.
Respecto a los permisos sectoriales relevantes, y al igual que en todos los casos anteriores, el
estudio de impacto ambiental se convierte en el principal.
5. México
En México, es de exclusiva responsabilidad del Gobierno el generar, transmitir, distribuir y
comercializar la energía eléctrica31, así como también cumplir con las labores de planificación y
regulación. Debido a esto, es que fue creada la Comisión Federal de Electricidad (CFE),
empresa estatal encargada del suministro de la energía eléctrica a los clientes del servicio
público, empleando para ello el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). La transmisión en el SEN se
clasifica por tensiones, y se definen las siguientes categorías:
Red de transmisión troncal: Integrada por líneas de transmisión y subestaciones de
potencia a muy alta tensión (400 kV y 230kV).
Redes de subtransmisión: Son de cobertura regional y utilizan líneas en alta tensión (69
kV a 161 kV).
Redes de distribución en media y baja tensión: Suministran la energía manejada en el
rango de 2.4 kV a 34.5 kV dentro de zonas relativamente pequeña.
Si bien el mercado eléctrico mexicano se encuentra mayoritariamente controlado por el Estado
(debido a la definición del sector como estratégica), desde 1992 existe la posibilidad de que
privados participen de este mercado mediante el suministro de energía al sistema, bajo alguno
de los siguientes esquemas: autoabastecimiento, cogeneración, productor independiente,
pequeña producción y exportación e importación de energía eléctrica. Para conocer en
detalle el sector eléctrico de México, revisar el Anexo 6.
5.1. Origen del sistema de transmisión
A principios del siglo XX en México existían tres compañías que suministraban electricidad al
país; The Mexican Light and Power Company, The American and Foreign Power Company (con
tres sistemas interconectados) y la Compañía Eléctrica de Chapala. Este sistema tenía grandes
problemas de suministro, constantes cortes, tarifas elevadas y no existía intención de entregar
31Artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
AETS Sudamérica
28
energía en poblaciones rurales. A principios de 1930, existían tres Sistemas Interconectados (SI)
independientes:
SI Puebla-Veracruz: Puebla, Tlaxcala y Veracruz.
SI Guanajuato: Michoacán, Querétaro, San Luis Potosí, Jalisco y Guanajuato.
SI Torreón-Chihuahua: Coahuila, Durango y Chihuahua.
En esta época, no existía mayor regulación del área eléctrica en México; existían casi 30
tensiones de distribución diferentes y dos diferentes frecuencias. Por otra parte, menos del 40%
de los habitantes contaba con energía eléctrica.
En 1934 es promulgada la ley que crea la Comisión Federal de Electricidad (CFE) con el objetivo
de organizar un sistema eléctrico en México, basado en principios técnicos y económicos, sin
fines de lucro y al menor costo posible en beneficio de los intereses generales. La CFE está
encargada de controlar, generar, transmitir y comercializar energía eléctrica en el territorio
mexicano. A principios de 1960 se decide nacionalizar la industria eléctrica, por lo que el
Gobierno adquirió el 90% de las acciones de The Mexican Light and Power Company.
Debido a la necesidad de expropiaciones, la constitución es reformada en su artículo 27, para
establecer la exclusividad de la Nación para generar, transmitir, transformar, distribuir y
abastecer energía eléctrica, siempre que se tenga como objetivo la prestación de servicio
público. De esta forma la Nación puede aprovechar los bienes y recursos naturales necesarios
para estos fines, sin otorgar concesiones a particulares.
Para ese momento, existían 11 sistemas interconectados, pero aún con operaciones bajo
frecuencias diferentes. Razón por la cual se crea en 1972 el Comité de Unificación de
Frecuencias, quien culmina con su labor en 1976. En el corto tiempo de trabajo se consiguió un
logro de gran impacto, debido a la necesidad de unificar a casi dos millones y medio de
usuarios, 32 centrales con 87 unidades generadoras y 41 subestaciones, bajo la misma
frecuencia, 60 hertz32.
En 1990 se logra tener un sistema interconectado que cubre casi la totalidad del país, tras la
incorporación de los Sistemas de Baja California y Yucatán, que eran los únicos que desde la
década de los 70 permanecían aislados.
No es hasta el año 2009 que se consigue un sistema de transmisión y distribución monopólico,
luego de que en octubre, por decreto presidencial se extingue la empresa pública Luz y Fuerza
del Centro, siendo absorbidas sus operaciones por la CFE.
5.2. Operador del sistema de transmisión
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) tiene el monopolio en transmisión de electricidad.
Opera la red de a través de uno de sus departamentos, el Centro Nacional de Control de la
Energía CENACE. El rol de este organismo es el siguiente33:
Garantizar la seguridad, calidad y economía del suministro en el Sistema Eléctrico
Nacional.
Asegurar que se cubra la demanda de energía dentro de los parámetros de voltaje y
frecuencia establecidos.
32 Comisión Federal de Electricidad, http://www.cigre.org.mx/uploads/media/SIN_Mexico-CIGRE.pdf 33http://www.cfe.gob.mx/proveedores/controlydespachodeenergia/Paginas/Controlydespachodeenergia.aspx
AETS Sudamérica
29
Además de operar el sistema de transmisión, la CFE está encargada de generar, distribuir y
comercializar electricidad en gran parte del país, lo que hace que el sistema posea niveles muy
altos de integración vertical.
Existe la posibilidad de generación por Productores Independientes de Energía (PIE), pero estos
no tienen permiso para vender a usuarios finales, lo que entrega el monopolio total de la
comercialización de energía a la CFE.
Si bien la propiedad de las líneas de transmisión es del Gobierno Mexicano, los particulares
tienen la posibilidad de construir las líneas de conducción de energía eléctrica que requieran
para su propio uso, siempre que dichas líneas cumplan con las normas oficiales mexicanas.
5.3. Legislación
El sector eléctrico en México está regido por:
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica: Publicada en el Diario Oficial de la
Federación el 22 de diciembre de 1975, reformada por última vez en junio de 2011. Rige
todo ámbito relacionado con la prestación del servicio de energía eléctrica,
compréndase este por las actividades de generación, transmisión, transformación,
distribución y venta de la energía.
Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica: Publicado en el Diario
Oficial de la Federación el 31 de mayo de 1993, reformado por última vez en mayo de
2001. Reglamenta la Ley en lo que refiere a la prestación del servicio público de energía
eléctrica y a las actividades relacionadas que no constituyen dicho servicio.
5.4. Tarificación
La fijación de tarifas busca a cubrir las necesidades financieras y las de ampliación del servicio
público, reflejando el costo económico del sistema de transmisión. La ley menciona que se
podrá permitir que los costos mencionados se distribuyan entre los distintos usuarios, según se
considere conveniente, a través de cargos fijos, cargos por demanda y cargos por energía
consumida, entre otros.
La metodología para la determinación de los cargos por servicios de transmisión de energía
eléctrica fue aprobada por la Comisión Reguladora de Energía en 1998, mediante la Resolución
No. RES/083/98 y luego modificada por la Resolución No. RES/254/99.
Existe un cargo por servicio de transmisión para tensiones menores a 69 kV y otro para tensiones
mayores o iguales a los 69 V. El cargo para este último caso se calcula mediante la suma de los
siguientes costos:
Costo fijo por el uso de la Red
Costo variable por el uso de la Red
Costo fijo por administración del Convenio
El Costo Fijo por Uso de la Red cubre los costos asociados al uso de la infraestructura de
transmisión, el costo asociado a la infraestructura debido a Perdidas de Potencia y el costo de
capacidad de generación asociado a Perdidas de Potencia. Para más detalle revisar Anexo 7.
AETS Sudamérica
30
El Costo Variable por Uso de Red es el costo de la energía generada para cubrir las pérdidas
ocasionadas por el Servicio de Transmisión Solicitado. Para más detalle revisar Anexo 7.
Además se debe calcular el Costo Mínimo, el cual será utilizado en el caso que este sea mayor
a la suma de los Costos de Utilización de Red (Fijos más Variables). Y se calculará multiplicando
la energía transmitida medida en el o los Puntos de Carga por un cargo “m” por kWh de
energía transmitida, cuyo calculo será propuesto por el Suministrados y aprobado por la
Comisión Reguladora de Energía.
El Costo Fijo por Administración del Convenio toma en cuenta los costos relacionados al
proceso comercial necesario para proporcionar el servicio, sin embargo, este costo no es
directamente proporcional a las demandas o energías consumidas, por lo tanto, el
Suministrador debe solicitar la aprobación del monto por parte la Comisión Reguladora de
Energía.
5.5. Plan de Expansión
Debido a los niveles de integración vertical que genera la tarea estatal de entrega de
electricidad al país, es que los procesos de expansión del sector eléctrico se realizan para todos
los segmentos del mercado. El objetivo de los estudios para planificar la expansión del sistema
eléctrico, es determinar las adiciones de capacidad de generación y transmisión necesaria
para atender la demanda futura de electricidad, cumpliendo con las siguientes condiciones:
Mínimo costo: se busca minimizar la suma de los costos de inversión, operación y energía
no suministrada.
Confiabilidad: se establecen márgenes de reserva para asegurar el suministro a los
usuarios34.
La planificación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) considera dos procesos básicos: el
desarrollo del sistema de generación y la expansión de la infraestructura de transmisión para el
transporte de energía. Para lograr los niveles de confiabilidad deseados en el suministro de
energía, ambos sistemas deben desarrollarse de manera equilibrada. Para ver el detalle de los
procesos del plan de expansión, revisar Anexo 8.
La CFE debe elaborar y entregar a la Secretaría de Energía, Minas e Industria para su
aprobación, al menos una vez al año, un documento de prospectivas que, de acuerdo con la
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) debe incluir:
La capacidad de generación y transmisión existentes o línea base
La evolución futura de las distintas regiones y a nivel país donde se incluyan las
proyecciones de distintos tipos de consumo.
Una parte concerniente a la expansión, adición, rehabilitación, modernización,
sustitución o interconexión de la capacidad de generación y transmisión que se
consideren necesarias para satisfacer la demanda prevista para los próximos años
Comparación y comentarios sobre las opciones para emprender las acciones
estudiadas en el punto anterior.
34CFE, informa anual 2010,
http://www.cfe.gob.mx/QuienesSomos/publicaciones/Documents/2011/Informeanual2010_CFEver031111.pdf
AETS Sudamérica
31
Acciones y programas en materia de ahorro de energía.
Este informe debe ser planificado para un período que comprenderá hasta los 10 años
siguientes (incluyendo actualizaciones anuales) y será utilizado como información oficial para
todos los interesados acerca de las tendencias del sector, además de ser referencial para los
programas de obras a llevar a cabo por la CFE; sin embargo pueden ser redefinidos,
modificados o ajustados de acuerdo a las circunstancias.
La planificación de la expansión se realiza en base a los mismos proyectos que el Estado define,
y en donde no existe un foco claro hacia las distintas fuentes de generación o a recursos
específicos existentes en México, por lo que la planificación se realiza en base a los proyectos.
5.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales
En este caso, y al ser el eléctrico un sector dominado casi totalmente por el Estado, es la CFE
quien determina el trazado de la línea. En este país, se declara a la electricidad como una
prioridad en la política del país, por lo que los proyectos de transmisión y generación eléctrica
son de interés y utilidad pública para los mexicanos. El primer paso del proceso de expropiación
eléctrica es la declaración del inmueble como de utilidad pública. Para la adquisición o uso de
bienes inmuebles destinados al servicio público de energía eléctrica en general, se procede por
expropiación, ocupación temporal, total o parcial o la limitación de derechos de dominio. Los
estudios de impacto ambiental son llevados a cabo por los mismos organismos de Gobierno.
6. España
La Ley del Sector Eléctrico (Ley 54/1997), que regula el mercado eléctrico español, comprende
las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica.
A cargo del sistema de transmisión, se encuentra la empresa privada Red Eléctrica S.A., la cual
no sólo se encuentra a cargo de la operación de la red, sino que también a cargo de su
expansión. En la actualidad, las redes de transporte eléctrico en España se dividen en dos tipos:
Red de transporte primario: está constituida por las líneas, parques, transformadores y
otros elementos eléctricos con tensiones nominales iguales o superiores a 380 kV y
aquellas otras instalaciones de interconexión internacional y, en su caso, las
interconexiones con los sistemas eléctricos españoles insulares y extrapeninsulares.35
Red de transporte secundario: está constituida por las líneas, parques, transformadores y
otros elementos eléctricos con tensiones nominales iguales o superiores a 220 kV no
consideradas como parte de la red de transporte primario y por aquellas otras
instalaciones de tensiones nominales inferiores a 220 kV, que cumplan funciones de
transporte.36
Asimismo, se consideran elementos constitutivos de la red de transporte todos aquellos activos
de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y demás
elementos auxiliares, eléctricos o no, necesarios para el adecuado funcionamiento de las
instalaciones específicas de la red de transporte antes definida.
35 Definición extraída de la Ley del Sector Eléctrico, 5ª Edición, 2008, Título VI Transporte de Energía Eléctrica, Artículo 35. 36Idem.
AETS Sudamérica
32
6.1. Origen del sistema de transmisión
La historia del sistema eléctrico español se remonta a 1852. Este año se hicieron las primeras
pruebas de iluminación en Madrid usando una “pila galvánica” en la Plaza de la Armería y en el
Congreso de los Diputados. Con motivo de la suscripción de varios contratos de suministro se
constituyó la Sociedad Española de Electricidad. En los años posteriores se electrificaron
numerosos edificios públicos, lo que motivó que en 1885 se publicara el primer decreto que
ordenaba las instalaciones eléctricas.
El desarrollo de empresas fue dinámico las últimas 2 décadas del siglo XIX, sin embargo, la
producción era en corriente continua, por lo que las unidades generadoras debían ubicarse en
emplazamientos cercanos a los consumos. Con la aparición de la corriente alterna a principios
del siglo XX, se abre la posibilidad de transportar electricidad por grandes distancias,
desarrollándose también el sistema de transmisión.
En la década de 1940 se constituyeron empresas de carácter público, como Empresa Nacional
Hidroeléctrica del Ribagorzana, ENDESA, ENHER, entre otras; lo que fue a sumarse a los esfuerzos
realizados, hasta la fecha, exclusivamente por privados. Con el impulso dado por la
introducción del sector público, los participantes del mercado vieron la necesidad de impulsar
una explotación más eficiente, coordinada y racional de los medios de producción y las redes
de transporte, lo que motivó la creación de la empresa Unidad Eléctrica S.A. (UNESA), integrada
en sus inicios por las principales 17 empresas del sector. UNESA fue la encargada de promover la
interconexión de los sistemas regionales y de éstos a las centrales generadoras, con el fin de
completar una red primaria de transporte de electricidad y crear el “Dispatching Cental” que
tenía la misión de coordinar el despacho e intercambio de energía entre regiones, para
asegurar el suministro del país. En 1953 esta oficina dio paso al Repartidos Central de Cargas
(RECA).
En 1969 se lanza el Plan Eléctrico Nacional37, cuya vigencia se estableció entre los años 1972 y
1981, estableciendo las condiciones de desarrollo de los sistemas (centrales térmicas cercanas a
consumos, tamaño de centrales, prioridad de funcionamiento, entre otras). En la década del 70
se lanzan 2 planes más.
En 1996, el Consejo de la Unión Europea aprobó la Directiva sobre Normas Comunes para el
Mercado Interior de la Electricidad, que entrega objetivos mínimos de liberalización e
introducción de competencia en el sistema eléctrico. De esto se establece en España el
Protocolo Eléctrico de 1998, que a través de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, introdujo
cambios normativos, donde destacan los siguientes:
Separación contable y jurídica entre actividades reguladas38 y las actividades que se
realizan en régimen de competencia39.
El transporte y la distribución son consideradas actividades de carácter de monopolio
natural, manteniéndose reguladas. La liberalización se obtiene mediante el acceso de
terceros a la red conllevando el pago de tarifas de acceso en función de la potencia, la
energía y la tensión de suministro.
Dadas las características de la actividad, el único segmento que observa una
planificación vinculante es el de transporte40.
37 Plan Eléctrico Nacional, Boletín Oficial de Estado, 20 de agosto de 1969. 38 Transporte, distribución, gestión económica y gestión técnica del sistema. 39 Generación, comercialización e intercambios internacionales 40 Cabe destacar que para el transporte de gas y electricidad se observa una planificación vinculante.
AETS Sudamérica
33
Los consumidores deben hacerse cargo de los costos de diversificación y seguridad de
abastecimiento41.
Se crea la figura del Operador de Mercado, cuya misión es llevar a cabo la gestión
económica del mercado.
Se crea la figura de Operador del Sistema, responsable de la garantizar la continuidad,
calidad y seguridad del sistema, es decir, la gestión técnica del sistema.
No obstante lo anterior, a principios de la década del 2000, el sistema se caracterizaba por la
estrechez: un bajo margen de reserva, líneas de transporte saturadas a nivel local y global, falta
de autorizaciones administrativas para la construcción de nuevas líneas, demanda creciente sin
incentivos a mejorar la gestión. Esto motivó una planificación más acabada, que incluso incluyó
la planificación conjunta de redes de gas y de transporte eléctrico, además de la entrega de
una gran cantidad de información para que los actores del segmento de generación tomasen
sus decisiones.
6.2. Operador del sistema de transmisión
En la legislación española existe la figura del operador del sistema, que tiene como función
principal, el garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta
coordinación con los operadores y sujetos del Mercado Ibérico de la Energía Eléctrica, bajo los
principios de transparencia, objetividad e independencia. Además, declara la ley que el
operador del sistema será el gestor de la red de transmisión.
La empresa Red Eléctrica S.A. (con un 20% de participación del Ministerio de Economía y
Hacienda de España, bajo una Sociedad Estatal de Participación Industrial)42, fundada en 1985,
se consolidó durante 2010, como transportista único, lo que le confiere la categoría de
Transmission System Operator (TSO) del sistema eléctrico español. Según la Ley del Sector
Eléctrico, el rol o las competencias de la empresa son las siguientes:
Desarrollo y ampliación de la red de transporte en alta tensión, de manera que se
garantice el mantenimiento y mejora de una red configurada bajo criterios
homogéneos y coherentes.
Gestión del tránsito de electricidad entre sistemas exteriores que se realicen utilizando
las redes del sistema eléctrico español.
En virtud de lo anterior, Red Eléctrica S.A. es el operador y gestor de las redes de transporte de
electricidad. Cabe destacar que es la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico es la encargada
de solucionar las controversias que puedan surgir entre los actores, en temas como las tarifas, el
acceso a las redes, entre otros.
6.3. Leyes o normativas
La Ley del Sector Eléctrico (Ley 54/1997, de 27 de noviembre) es el cuerpo legal que establece
las bases para el funcionamiento del sistema eléctrico en España. En esta ley se establecen las
responsabilidades de los distintos actores.
41 Considera primas de producción en régimen especial (energías renovables), costos asociados a la moratoria nuclear,
financiamiento del segundo ciclo nuclear y del stock estratégico del combustible nuclear. 42Red Eléctrica S.A.,http://www.ree.es/quien_es/accionariado.asp
AETS Sudamérica
34
6.4. Planificación de la expansión
El Real Decreto 1955/200043 establece en su artículo 14.1 que se aprobará y publicará
anualmente en el “Boletín Oficial del Estado”, previo informe de la Comisión Nacional de
Energía, el programa anual de instalaciones de la red de transporte, para lo que utilizará la
actualización anual de las propuestas de desarrollo llevadas a cabo por el operador del sistema
y gestor de la red de transporte.
Asimismo, el artículo 14.2 del mencionado Real Decreto, establece que el plan “incluirá la
actualización de los aspectos más significativos referidos a variaciones puntuales, así como
aquellas actuaciones excepcionales a las que se refiere el artículo siguiente”. Además, el
artículo 15 del mismo, menciona que “excepcionalmente se podrán incluir en el programa
anual de instalaciones de la red de transporte, nuevas instalaciones cuando siendo aconsejable
su incorporación de acuerdo con los criterios de planificación establecidos, se haya presentado
como un hecho imprevisto”, sin embargo establece acerca de las situaciones de carácter
excepcional: “deberán ser propuestas por el operador del sistema y gestor de la red de
transporte explicando los motivos de su excepcionalidad, correspondiendo al Ministro de
Economía – hoy Ministro de Industria, Turismo y Comercio- su aprobación, previo informe de la
Comisión Nacional de Energía, quedando con ello incorporadas al programa anual de
instalaciones de la red de transporte vigente”.
En materia de competencias de desarrollo de una política energética, el artículo 15.1 del Real
Decreto 1182/200844 se las atribuye a la Secretaría de Estado de Energía, bajo la dirección del
Ministro de Industria, Turismo y Comercio. Esta Subsecretaría tiene entonces, entre sus funciones
la elaboración de las propuestas de planificación en materia energética de acuerdo con la
legislación vigente.
En virtud de lo anterior, la Ley del Sector Eléctrico declara en su Artículo 4. Planificación
eléctrica, que la planificación eléctrica tiene un carácter indicativo para todos los segmentos
del mercado, salvo para transporte, donde es vinculante. Esta planificación es desarrollada por
el Estado, con la participación de las Comunidades Autónomas, para luego ser sometida al
congreso de los Diputados.
La planificación de la transmisión se realiza, con planes de obras, para periodos de 8 años (con
un horizonte de planificación de 10 años), los que son revisados anualmente, estableciendo la
autoridad competente, las líneas que deben reforzarse o construirse. El último plan comprende
el periodo 2008 – 2016. Esta planificación s e basa, principalmente, en 4 variables45:
- Hidrología del año: Se definen las opciones de seca y húmeda.
- Precios para la generación térmica: se utiliza las opciones de altos precios del gas natural y
bajos precios del gas natural.
- Capacidad de generación eólica: se utiliza un escenario de generación alta (60% de la
capacidad) y uno de generación baja (10% de la capacidad)
- Intercambios internacionales: Pueden ser altos o bajos.
43 Real Decreto 1955/2000 por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. 44 Real Decreto 1182/2008 por el que se desarrolla la estructura orgánica básica del Ministerio de Industria, Turismo y
Comercio. 45 Secretaría General de Energía, “Planificación de los sectores de Electricidad y gas 2008-2016 Desarrollo de las redes de
transporte”
AETS Sudamérica
35
Entre otras materias, la planificación debe contemplar las previsiones relativas a las instalaciones
de transporte de energía eléctrica de acuerdo con la previsión de la demanda de energía.
Cabe destacar que en para esto deben tenerse en cuenta los planes y recomendaciones
aprobados en el seno de los Organismos internacionales, en virtud de Convenios y Tratados en
los que el Reino de España sea parte.
Uno de los organismos públicos que participa en el proceso de planificación es la Comisión
Nacional del Sistema Eléctrico, además, debe informar en los expedientes para autorización de
nuevas instalaciones de producción o transporte cuando sean competencia de la
Administración General del Estado.
La Ley del Sector Eléctrico establece que es el gestor de la red de transporte quién tiene la
responsabilidad del desarrollo y ampliación de la red de transporte en alta tensión de tal
manera que garantice el mantenimiento y mejora de una red configurada bajo criterios
homogéneos y coherentes.
El titular de la red de transporte de energía eléctrica, antes del 15 de octubre de cada año,
deberá someter sus planes de inversión anual y plurianual a la aprobación de la Secretaría
General de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) participa en la planificación de las redes de transporte.
De manera complementaria, la CNE propuso46 realizar una planificación energética a mayor
plazo, así como un análisis estructurado, de carácter previo y coordinado, que analice
conjuntamente todas las opciones de generación eléctrica o de suministro de gas y de
consumo de electricidad y gas, así como de todos los costos, incluidos los costos sociales, para
determinar, a partir de dicho análisis, las opciones eficientes desde el punto de vista
económico, energético y ambiental.
En el 2008, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio aprobó la planificación de los sectores
de electricidad y gas 2008-2016, cuya finalidad es garantizar la seguridad y la calidad del
suministro energético. Este plan fue revisado en noviembre del 2010, incluyendo nuevas
instalaciones y aplazando otras que previsiblemente se contemplarán en la nueva planificación
2012-2020.
Respecto del enfoque que existe en España para planificar la expansión, existen indicios
relevantes que las energías renovables, específicamente la eólica, forma parte importante del
proceso de planificación de la transmisión, siendo uno de los factores a tomar en cuenta al
momento de planificar la expansión. Se podría decir que la planificación se piensa, en parte, en
base a este tipo de recurso.
6.5. Tarificación
La Comisión Nacional del Sistema Eléctrico participa, mediante propuesta o informe, en el
proceso de elaboración de los proyectos sobre determinación de tarifas y retribución de las
actividades del sector
Respecto a los peajes que deben pagar en un 100% quienes realizan el retiro de la energía
(esquema 0/100), corresponde a un pago por el acceso a ellas. La Ley del Sector Eléctrico, en
su Artículo 17, menciona: “El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, previo Acuerdo de la
Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, dictará las disposiciones necesarias
para el establecimiento de los peajes de acceso a las redes, que se establecerán en base a los
46 Planes de actuación de la Comisión Nacional de Energía, Diciembre 2009, España.
AETS Sudamérica
36
costes de las actividades reguladas del sistema que correspondan, incluyendo entre ellos los
costes permanentes y los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.
Los peajes así calculados serán únicos en todo el territorio nacional y no incluirán ningún tipo de
impuestos. Los peajes tendrán en cuenta las especialidades por niveles de tensión y las
características de los consumos por horario y potencia. El Gobierno establecerá la metodología
de cálculo de los peajes. En caso de que las actividades eléctricas fueran gravadas con tributos
de carácter autonómico o local, cuya cuota se obtuviera mediante reglas no uniformes para el
conjunto del territorio nacional, al peaje de acceso se le podrá incluir un suplemento territorial,
que podrá ser diferente en cada Comunidad Autónoma o entidad local.”.
Asimismo, la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, establece, en su artículo 19.1, que “los
consumidores cualificados deberán abonar, además de los costes derivados de las actividades
necesarias para el suministro de energía eléctrica, los costes permanentes del sistema y los
costes de diversificación y seguridad de abastecimiento en la proporción que les corresponda”.
Las tarifas de acceso, según se da cuenta en el Real Decreto 1164/2001, en su Artículo 2. Costes
que incluirán las tarifas de acceso, incluyen lo siguiente: “
i. Los costes de transporte de energía eléctrica.
ii. Los costes de distribución de energía eléctrica.
iii. Los costes de gestión comercial reconocidos a los distribuidores por atender a suministros
de consumidores cualificados conectados a sus redes que adquieren su energía
ejerciendo su condición de cualificados.
iv. Los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento que se relacionan a
continuación:
a. Moratoria nuclear.
b. Stock básico del uranio.
c. Segunda Parte del ciclo del combustible nuclear.
d. Compensación a los distribuidores acogidos a la disposición transitoria undécima
de la Ley del Sector Eléctrico en concepto de interrumpilidad, régimen especial y
por tener clientes cualificados conectados a sus redes.
e. Sobrecoste del régimen especial.
v. Los costes permanentes que se relacionan a continuación:
a. Compensación de extrapeninsulares.
b. Operador del sistema.
c. Operador del mercado.
d. Comisión Nacional de Energía.
e. Costes de transición a la competencia.
En su caso, las tarifas de acceso incluirán además como costes otros ingresos o pagos
resultantes de los transportes intracomunitarios o de las conexiones internacionales, incluidos los
derivados del mecanismo de gestión de restricciones que estén establecidos en la normativa
vigente.”
Por su parte, en el Artículo 3 del mismo Real Decreto, se menciona que: “Las tarifas de acceso
se diferencian por niveles de tensión en tarifas de baja tensión y tarifas de alta tensión y se
componen de un término de facturación de potencia y un término de facturación de energía
y, en su caso, un término por la facturación de la energía reactiva.”
6.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales
En España, es la empresa privada decide el trazado y los terrenos a utilizar. La Ley permite la
expropiación forzosa de bienes y derechos necesarios para establecer la servidumbre para
proyectos de transmisión, para lo cual, éstas deben ser declaradas de utilidad pública para el
AETS Sudamérica
37
país. Una vez realizada la declaración, se debe informar públicamente acerca de la
servidumbre en espera de alegaciones. Acuerdos mutuos pueden alcanzarse durante todo el
proceso. El estudio de impacto ambiental vuelve a convertirse en el principal permiso para la
realización de los proyectos de transmisión.
7. Perú
La infraestructura del sector eléctrico del Perú está conformada, principalmente, por el Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), operando a 220 kV y 500 kV. También existen
pequeños sistemas aislados (SSAA) que funcionan en zonas rurales muy aisladas. El SEIN está
compuesto por 23 empresas de generación, 7 empresas de transmisión y 24 de distribución. En
el sector transmisión, el 100% de las empresas pertenecientes al SEIN son de carácter privado47.
El sector eléctrico se divide en 3 actividades: generación, transmisión y distribución, existiendo
restricciones respecto de integración vertical, ya que más de 1 actividad no puede ser
desarrollada por la misma empresa.
Respecto de la transmisión, los sistemas de transmisión del SEIN se dividen en 4 categorías48:
Sistema Garantizado de Transmisión (SGT): Instalaciones que se pongan en operación
después de julio del 2006. Está conformado por las instalaciones del Plan de Transmisión
cuya concesión y construcción sean el resultado de un proceso de licitación pública.
Sistema Complementario de Transmisión (SCT): Instalaciones que se pongan en
operación después de julio del 2006. Corresponden a las instalaciones que son parte del
Plan de Transmisión, pero cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno o
varios agentes (generadores, transmisores, distribuidores y usuarios libres), o instalaciones
aprobadas por OSINERGMIN, mediante el Plan de Inversiones que resulte de un estudio
de planeamiento.
Sistema Principal de Transmisión (SPT): Es la parte del sistema de transmisión, común al
conjunto de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de
electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica
Sistema Secundario de Transmisión (SST): Es la parte del sistema de transmisión destinado
a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final desde una Barra del
Sistema Principal. Son parte de este sistema, las instalaciones necesarias para entregar
electricidad desde una central de generación hasta una Barra del Sistema Principal de
Transmisión49.
Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) y del Sistema Complementario
de Transmisión (SCT) son aquellas cuya puesta en operación comercial se produce en fecha
posterior a la promulgación a la Ley N° 28832 de julio de 2006.
El SGT es formado por instalaciones del Plan de Transmisión cuya concesión y construcción sean
resultado de un proceso de licitación pública. El SCT está conformado por instalaciones que son
parte del Plan de Transmisión, pero cuya construcción es resultado de la iniciativa propia de uno
o varios agentes, o instalaciones aprobadas por OSINERGMIN, mediante el Plan de Inversiones.
47Ministerio de Energía y Minas, “Perú, Sector Eléctrico 2010, Documento Promotor” 48Artículo 20 de la Ley 28832 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica 49Ley de Concesiones Eléctricas,
http://intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dge/publicaciones/compendio/dl25844.pdf
AETS Sudamérica
38
Las instalaciones del SPT y del SST son las instalaciones cuya puesta en operación comercial se
produjo antes de la promulgación de la Ley N° 28832.
El SPT es la parte del sistema de transmisión, común al conjunto de generadores de un Sistema
Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre comercialización de la
energía eléctrica. El Sistema Secundario de Transmisión es la parte del sistema de transmisión
destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del
Sistema Principal.
Según la Ley de Concesiones Eléctricas, corresponde al Ministerio de Energía y Minas, a
propuesta de la Comisión de Tarifas de Energía, definir las instalaciones que forman parte del
Sistema Principal y los Sistemas Secundarios de Transmisión. Esto se realiza en base al Artículo
132° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, el cual dicta condiciones y criterios
que deben cumplirse para que la línea de transmisión califique al SPT50.
Según lo anterior, los sub sistemas de transmisión no se clasifican según el voltaje de transmisión,
sino que según las condiciones listadas e el Artículo 132°. Es importante mencionar que el mayor
voltaje de transmisión eléctrica corresponde a 500 kV, para luego dar paso a los 220 kV, a los
138 kV y finalmente a los 66 kV, existiendo líneas de transmisión de 220 kV y de 138 kV que
pertenecen al SPT o al SST.
7.1. Origen del sistema de transmisión
La historia del sistema eléctrico peruano, y en específico del sistema de transmisión, se remonta
al año 1886, cuando se instala el primer alumbrado público en Lima, creándose la “Peruvian
Electric Construction and Supply Company51”.El mercado eléctrico peruano, desde sus
comienzos, se desarrolló como un mercado para privados, con poca intervención pública.
El sector se fue desarrollado por privados de manera libre hasta el año 1955, en donde se dictó
la Ley N°12378, la cual reguló los mecanismos de participación privada. Mediante esta Ley, se
estableció un esquema de concesiones que incluía compromisos de incrementar la capacidad
del sector generación peruano en un 10% anual. Para poder regular y garantizar la rentabilidad
de las inversiones, en los sectores generación, transmisión y distribución, es que se crearon la
Comisión Nacional de Tarifas y otros instrumentos similares.
En el año 1972, se dicta la Ley N° 19521, la cual nacionaliza las instalaciones eléctricas, entre
ellas las de transmisión, y crea la Empresa de Electricidad del Perú (ELECTROPERÚ). Esta
empresa pasó a ser dueña de los activos existentes a nivel país, e integró verticalmente las
operaciones de generación, transmisión y distribución eléctrica, encargándose también de la
planificación de las inversiones en cada uno de los sectores. Durante este período, y hasta
comienzos de la década de los 80, se destacaron las inversiones en el país respecto de la
generación, específicamente en proyectos hidroeléctricos y térmicos, tecnologías que hasta el
día de hoy entregan más del 90% de la energía eléctrica utilizada en el Perú52.
Durante comienzos de los años 80, se trató de descentralizar la provisión de los servicios
eléctricos que concentraba ELECTROPERU, mediante la creación de la Ley N°23406, que incluía
en el sector eléctrico a empresas regionales de servicio público de electricidad. Esta Ley
50Condiciones pueden verse en Anexo 1. 51Organismo Supervisor de la inversión en energía (OSINERG),
http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/Estudios_Economicos/DT05-OEE-OSINERGa1.pdf 52Ministerio de Energía y Minas,“Perú, Sector Eléctrico 2010, Documento Promotor”
AETS Sudamérica
39
también dio forma a la estructura del sector eléctrico, la cual estaba conformada por la
Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas, ELECTROPERÚ, las empresas
regionales y locales y la Comisión de Tarifas Eléctricas. Un punto importante de esta Ley hacía
referencia a la elaboración de un Plan Maestro de planeamiento de obras, las cuales incluían al
sector transmisión. Esta tarea debía ser llevada a cabo por ELECTROPERU, quién debía presentar
el Plan Maestro anualmente al Congreso para luego ejecutarlo en conjunto con el Ministerio de
Energía y Minas.
A principios de los años 90, el panorama del sector eléctrico en el Perú no era muy alentador,
consecuencia a la escasa inversión desarrollada en los últimos años. Esta baja en la inversión se
dio debido a problemas fiscales, problemas de cálculo de las tarifas(las que no eran capaces
de cubrir los costos de producción) y los reiterados ataques terroristas a las instalaciones,
especialmente a las de transmisión.
Esta situación generó un profundo cambio en el sector eléctrico, el que se vio reflejado en un
nuevo marco regulatorio establecido mediante la Ley de Concesiones Eléctricas (Ley N° 25844)
dictada el año 1992. Esta Ley modificaba la organización de la industria (separando los sectores
generación, transmisión y distribución) y buscaba privatizar el sector eléctrico. En base a este
nuevo marco regulatorio, se crearon mecanismos específicos de regulación en cada segmento
(costos auditados en la generación y combinaciones de tasa de retorno con provisión de
incentivos endiferentes grados en la transmisión y distribución). En cuanto a las tareas de
planificación de la transmisión, estas quedaron a cargo del COES, organismo que debe
elaborar de un Plan de Transmisión.
7.2. Operador del sistema de transmisión
Actualmente, en Perú existen 7 empresas que se dedican a la transmisión de energía eléctrica.
Estas empresas poseen el derecho de participar del mercado de la transmisión mediante una
concesión definitiva de transmisión, la cual es otorgada por la Dirección de Concesiones
Eléctricas del Ministerio de Energía y Minas.
La institución que coordina a estas empresas, y a todo el sistema eléctrico peruano, el SEIN, es el
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES). Esta institución
es de carácter privado, sin fines de lucro y con personería de derecho público53. Las funciones
de este organismo han sido otorgadas por la Ley N° 22832, y se dividen en funciones de interés
público y funciones administrativas. El rol y las principales se listan a continuación:
Funciones de interés público:
o Elaborar la propuesta de Plan de Transmisión
o Elaborar los Procedimientos Técnicos
o Asegurar acceso oportuno y adecuado de los interesados a información sobre la
operación del SEIN, la planificación del sistema de transmisión y la administración
del Mercado de Corto Plazo.
o Procurar las mejoras tecnológicas que aseguren el eficiente cumplimiento de sus
funciones.
Funciones administrativas:
53COES, http://www.coes.org.pe/wcoes/coes/organizacion/qsomos.aspx
AETS Sudamérica
40
o Desarrollar programas de operación de corto, mediano y largo plazo
o Programar y coordinar el mantenimiento mayor de las instalaciones de
generación y transmisión
o Coordinar la operación en tiempo real del SEIN
o Determinar y valorizar las Transferencias de potencia y energía entre los Agentes
o Planificar y administrar la provisión de los Servicios Complementarios
7.3. Leyes o normativas
A continuación se resumen los principales cuerpos legales que regulas el sector eléctrico, y en
específico el sector transmisión en el Perú:
Ley N° 25844 de Concesiones Eléctricas (LCE) y su Reglamento: Esta Ley y su reglamento
rige el sector eléctrico desde 1992.
Ley N° 28832 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica: Esta Ley
entrega las bases para mejorar la sostenibilidad, eficiencia y seguridad energética del
país. Crea el Plan de Transmisión.
Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM-DM (Criterios y metodología para la elaboración
del plan de Transmisión): Entrega las bases, en cuanto a criterios y metodologías, para
desarrollar el Plan de Transmisión.
DS N° 027-2007- EM (Reglamento de Transmisión): Promueven inversión en el sector
transmisión. Define el Plan de transmisión y las compensaciones que reciben los distintos
sistemas eléctricos.
Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE): Establece losniveles
mínimos de calidad de los servicios eléctricos.
7.4. Planificación de la expansión
La Ley N° 28832 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica, dictada en el
año 2006, entrega las bases para la planificación de la expansión de la transmisión eléctrica
para el Perú. Este documento, junto con el Reglamento de Transmisión, entrega una forma clara
de planificar las obras necesarias para asegurar el transporte eléctrico:
Plan de Transmisión: A cargo del COES y aprobado por el MINEM, busca identificar las obras de
transmisión que permitan el abastecimiento económico y seguro de la energía eléctrica en
bloque, propiciar el desarrollo armónico de las instalaciones de transmisión económicamente
justificado y promover la integración de regiones eléctricamente aisladas y la ampliación de la
frontera eléctrica. Esta tarea está a cargo del COES, el cual luego debe ser aprobado por el
Ministerio de Energía y Minas. Es un plan que tiene un horizonte de estudio de 10 años, y que
requiere de la colaboración, en cuanto a información, de todos los actores del mercado
eléctrico. El Plan debe actualizarse y publicarse cada 2 años. La metodología del Plan de
Transmisión involucra 4 pasos clave:
AETS Sudamérica
41
-Formular adecuadamente el problema, en términos de opciones, incertidumbres y atributos.
Para más detalles del proceso de establecimiento de escenarios para disminuir la
incertidumbre, revisar el Anexo 954.
- Generar una base de datos (conjunto relacionado de incertidumbres-opciones-atributos) y
expandirla a efectos de obtener información representativa de un número importante de
escenarios.
- Efectuar el análisis de trade-off.
- En caso de no encontrar soluciones robustas, complementar el análisis Trade-off con el análisis
de minimizar el máximo arrepentimiento (MINIMAX)55.
A continuación se adjunta un resumen de la metodología utilizada en Perú para generar el Plan
de Transmisión.
Figura 1. Resumen de metodología para elaboración de Plan de Transmisión en Perú
Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM-DM
El Plan de Transmisión entrega un detalle de las necesidades del país en cuanto a obras de
transporte de electricidad. La determinación de quién realizará las obras necesarias, se lleva a
cabo mediante licitaciones públicas, con el fin de otorgar concesiones por un máximo de 30
años a quien se la adjudique (obras nuevas). En el caso de ser necesario reforzar instalaciones
ya existentes, el titular de la concesión de transmisión tiene la preferencia para ejecutarlas
directamente. Una vez vencido el plazo de otorgamiento de la concesión, los activos de
54Resolución Ministerial Nº 129-2009-MEM-DM
55COES, Criterios y Metodologías para Elaboración del Plan de Transmisión
http://www.coes.org.pe/dataweb3/2010/djr/baselegal/Criterios%20y%20Metodologia%20para%20la%20elaboracion%20
del%20plan%20de%20transmision.pdf
AETS Sudamérica
42
transmisión serán transferidos al Estado sin costo alguno, salvo el valor remanente de los
refuerzos que se hayan ejecutado durante el plazo de vigencia de la concesión.
Por otro lado, el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, considera otra forma de
planificar la expansión de la transmisión:
Plan de Inversiones: está constituido por el conjunto de instalaciones de transmisión requeridas
que entren en operación dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Debe
ser aprobado por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del
sistema de transmisión considerando un horizonte de 10 años, que deberá preparar
obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de transmisión remuneradas
exclusivamente por la demanda. Se establece cada cuatro años56. Este plan se encuentra más
enfocado al proceso de fijación de tarifas de los Sistemas Secundarios de Transmisión (SST) y de
los Sistemas Complementarios de Transmisión (SCT).
En el caso de Perú, la planificación se genera en base a los proyectos de generación que los
privados anuncian. Existen intentos por desarrollar polos de generación de energía definidos,
pero aún no hay señales claras de esto.
7.5. Tarificación
La Ley de Concesiones Eléctricas y su reglamento establece un régimen de libertad de precios
para aquellos suministros o actividades que pueden desarrollarse de forma competitiva y un
sistema de precios regulados para los suministros que por su naturaleza lo requieran, por lo que
las tarifas de la transmisión se encuentran reguladas. En diciembre de 2004, el Congreso aprobó
las modificaciones a la LCE, entre las que destacan la periodicidad y el horizonte temporal
utilizados en la fijación de las tarifas. En primer lugar, las tarifas serán fijadas una vez al año
(antes la fijación era semestral) y en segundo lugar, se utilizará un horizonte temporal de 2 años
para proyectar la oferta y la demanda de energía (en comparación con los 4 años que se
venían utilizando).
La tarificación del sistema principal de transmisión se realiza en base a una mensualidad
entregada por los generadores conectados al sistema, que se compone de la anualidad de la
inversión, la cual se calcula en base a un valor nuevo de reemplazo, la vida útil de las
instalaciones una tasa de actualización que se calcula de manera anual (fijada por Ley en 12%,
con la posibilidad de moverse sólo dentro del rango de 2 puntos), a esto se le agregan los
costos estándares de operación y mantenimiento57.
La compensación que se mencionó anteriormente se abona separadamente mediante los
conceptos de Ingreso Tarifario (IT) y Peaje por Conexión (Pj). El IT se obtiene como la suma del
ingreso tarifario nacional y del ingreso tarifario de los enlaces internacionales, mientras que el
peaje por conexión es la diferencia entre el costo total de transmisión y el ingreso tarifario58. En
resumen, la tarificación del sistema principal del Perú se calcula de la siguiente forma:
Costo de Transmisión Anual (CTA)= aVNR + CoyM = IT + Pj59
56OSINERG, http://www2.osinerg.gob.pe/MarcoLegal/pdf/REGLACE.pdf 57Artículo 59° de la Ley de Concesiones Eléctricas 58Artículo 60° de la Ley de Concesiones Eléctricas 59OSINERG, Reformas Estructurales del sector eléctrico peruano
AETS Sudamérica
43
Respecto del uso del sistema de transmisión, el sistema peruano considera dos pagos: un ingreso
marginal y un cargo complementario en proporción a la potencia firme del generador. El costo
del sistema común es cubierto 100% por los consumidores, en un esquema 0%/100%.
7.6. Servidumbre y principales permisos sectoriales
Respecto de la servidumbre, es atribución del Ministerio de Energía y Minas imponer con
carácter forzoso el establecimiento de las servidumbres para distintos tipos de proyectos, entre
ellos los de transmisión, así como modificar las establecidas60. Las servidumbres durarán lo mismo
que dure la concesión entregada a la empresa.El derecho de establecer una servidumbre al
amparo de la presente Ley obliga a indemnizar el perjuicio que ella cause y a pagar por el uso
del bien gravado. Esta indemnización será fijada por acuerdo de partes, en caso contrario la
fijará el Ministerio de Energía y Minas. El proceso, en caso de no haber acuerdo, es bastante
similar al que existe en Chile. Se notifica al dueño del terreno, en caso de no conocerse el
dueño del terreno, el interesado debe publicar en periódicos de circulación nacional y local la
utilización del terreno, solicitando servidumbre. El dueño del terreno puede oponerse, en base a
argumentos técnicos y de seguridad, a la servidumbre. En el caso de que no existan acuerdos,
el Ministerio calculará el monto de compensación por la servidumbre, y se podrá realizar el
pago judicialmente61.
El principal permiso que debe obtener una empresa que desee participar del sector eléctrico
(incluido transmisión) es una concesión para desarrollar actividades eléctricas, en base lo
listado en el Artículo 3 de la LCE. Esta puede ser definitiva o sólo una autorización temporal. La
concesión es entregada por el Ministerio de Energía y Minas.
Los principales permisos que deben obtener los proyectos eléctricos en el Perú tienen que ver
con las Normas para la Conservación del Medio Ambiente, velar por el uso racional de los
recursos naturales en el desarrollo de las actividades relacionadas con la generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica y de las actividades de hidrocarburos. En tal
sentido, el Ministerio de Energía y Minas ha aprobado el Reglamento de Protección Ambiental
en las Actividades Eléctricas (Decreto Supremo N°29-94-EM). Los proyectos nuevos o sus
ampliaciones deben presentar un Estudio de Impacto Ambiental (EIA) para ser aprobados.
8. Costos de inversión en transmisión por país
A continuación, se entrega un resumen de los costos de inversión en proyectos de transmisión
eléctrica en cada país estudiado. Este costo se ha elaborado en base a datos oficiales de los
Gobiernos de cada país, recogidos principalmente desde los servicios de evaluación ambiental,
informes de operadores del sistema eléctrico y otras fuentes secundarias de información, como
universidades y empresas de construcción de líneas. El costo se entrega en millones de dólares
por kilómetro de línea construida, para distintas tensiones de transmisión. Las fuentes utilizadas
pueden ser revisadas en el Anexo 10.
Tabla 3. Resumen de los costos unitarios de inversión en transmisión, por país
Inversión promedio obra nueva [MMUS$]
País 500 kv
[MMUS$/KM]
220-230 kv
[MMUS$/KM]
154-110 kv
[MMUS$/KM]
Chile 0,75 0,48 0,39
60 Artículo 111° LCE 61 Artículo 222° al 228° del Reglamento de la LCE
AETS Sudamérica
44
Reino Unido 1,02 0,84 -
California 0,94 0,69 0,59
Colombia 0,67 0,44 -
México 0,22 - 1,03
España 0,44 0,26 -
Perú 1,30 0,32 0,11
Elaboración propia
En los casos de España, Reino Unido y México, la tensión de 500 kV se reemplaza por 400 kV. En
las casillas marcadas con un guión, no se ha logrado encontrar información fidedigna acerca
de la inversión en transmisión.
9. Mejores prácticas en los países estudiados
A continuación, y en base al análisis realizado anteriormente, se resumen las mejores prácticas
detectadas en los países revisados.
Tabla 4. Resumen de las mejores prácticas respecto de la expansión de la transmisión
Reino Unido California Colombia México España Perú
Expansión enfocada en el
recurso
Expansión enfocada en el
recurso
Expansión tiene a buscar los
proyectos hidroeléctricos que
se planifican en el país
Planificación del sistema
eléctrico se realiza en
conjunto para la generación y
para la transmisión, debido a
que es el Estado quien
planifica ambas actividades.
Esto permite reducir la
incertidumbre respecto de la
entrada en funcionamiento
de los proyectos de
generación.
La planificación de la
expansión debe tener en
cuenta los planes y
recomendaciones
aprobados en el seno de
Organismos
Internacionales, en virtud
de Convenios y Tratados
en los que España sea
parte.
Plan de transmisión
entrega una metodología
clara de cómo estimar la
cantidad de escenarios a
analizar que permite
disminuir la incertidumbre
Generación de estudio de
expansión del sistema de
manera anual
Generación de estudio de
expansión del sistema de
manera anual
Traspaso de cargos
compartidos por uso de la red
de transmisión (50%
generación – 50% demanda)
hacia un modelo en donde se
carga el 100% del costo a la
demanda, pasando por un
período de transición de 25% -
75%
Simplicidad en la definición de
la red de transmisión troncal,
subtransmisión y distribución
Simplicidad en la
definición de la red de
transmisión primaria y
secundaria.
Titular de concesión
temporal tiene preferencia
para obtener concesión
definitiva una vez
terminado el período
temporal.
Existencia de modelo
“Wayleave” o contrato de
derecho de paso para
concesión eléctrica (aparte
del modelo de
expropiación), que permite
negociar por cierto tiempo
la posesión del terreno en
donde se construirán las
obras de transmisión
Capacidad del DoE de
designar un terreno como
“Corredor de Transmisión
Eléctrica de Interés Nacional”
lo que reduce los trámites al
momento de tramitar la
concesión y servidumbre
eléctrica, mediante la
expropiación de los terrenos.
Capacidad de declarar
terrenos privados y públicos
como “utilidad pública e
interés nacional”, lo que
ayuda en el proceso de
concesión y servidumbre
eléctrica mediante la
expropiación de estos.
Capacidad de que el mismo
organismo que planifica la
expansión de la transmisión
pueda determinar los terrenos
del trazado como de “utilidad
pública”, pudiendo más tarde
expropiar u ocupar
temporalmente.
Capacidad de expropiar
terrenos de terceros en
beneficio de los proyectos
de transmisión eléctrica.
Existencia de dos
horizontes de planificación
dentro del mismo estudio:
corto plazo y largo plazo.
Transmisión de energía
eléctrica en tensiones muy
superiores a las transmitidas en
Chile (hasta 1500 kV)
Existencia de 3 tipos de
horizontes de planificación:
corto, mediano y largo plazo
Elaboración propia
46
10. Resumen de las experiencias
A continuación, se adjunta un cuadro comparativo de los principales tema tratados en la
revisión internacional. Se incluye el caso de Chile, por lo que se puede realizar una
comparación directa de las distintas características de los países estudiados respecto del caso
nacional.
Categoría Chile Colombia España México Perú Reino Unido California
General
Definición de
transmisión
principal o
troncal
El troncal incluye las
instalaciones con
tensión nominal igual
o mayor a 220 kV y
características de
variabilidad en la
magnitud y dirección
de los flujos. Se
asegura acceso
abierto y no
discriminatorio en la
conexión de
centrales.
Conjunto de líneas, y
sus módulos de
conexión, que
operan a tensiones
iguales o superiores a
220 kV. Existen
instalaciones
menores que pueden
integrar el SIN,
siempre que ayuden
al correcto
desempeño del
sistema. Se asegura
libre acceso bajo los
procedimientos de
redes de operación
de la CREG.
Red de transporte
primario, con
capacidad mayor o
igual a 380 kV. Se
asegura libre
acceso sin
discriminación, si
existe la capacidad.
Considera los
niveles de
tensión de 400 kV
y 230 kV. La ley
reconoce un
acceso libre y sin
discriminación al
sistema de
transmisión.
Son las instalaciones de
alta (mayor o igual a 30
kV hasta 100 kV) o muy
alta tensión (superior a
100 kV) que permiten el
intercambio de energía
eléctrica. Deben tener
características de
variabilidad en la
magnitud y sentido de
los flujos, además de
beneficios económicos.
Se asegura libre acceso
siguiendo los
procedimientos de
conexión.
Líneas de 275kV y de 400
kV en Inglaterra y Gales.
Se adiciona la tensión de
132 kV para Escocia. Se
asegura acceso abierto
para todos los agentes
cumpliendo los
procedimientos del su
código de red.
Instalaciones para transportar
electricidad que tienen uno de
los siguientes niveles de tensión
Alto: entre 69 kV hasta los 230
kV, extra alto: entre 345 kV y los
765 kV y ultra Alto: entre 1.100
kV y 1.500 kV. Se asegura libre
acceso a agentes que
cumplan las condiciones
dictadas por la Comisión
Federal Regulatoria de Energía
Propiedad de
los activos de
transmisión
troncal
Son propiedad
privada. El derecho a
construir se obtiene a
través de una
licitación abierta,
emanada de un
estudio de expansión
de la transmisión.
Se llevó a cabo un
proceso de
privatización desde
la dictación de la Ley
143 de 1994.
Actualmente la
propiedad es
compartida entre
empresas del Estado
y privados
Propiedad privada.
Estatal.
Propiedad de los
activos de
transmisión, en su
mayoría, de la
Comisión Federal
de Electricidad.
Son adjudicadas a
privados a través de
procesos de licitación,
emanada de un estudio
de expansión de la
transmisión
Existen 3
empresasprivadas:
National Grid Electric
Transmission plc, Scottish
Power Transmission
Limited y Scottish Hydro
Electric Transmission
Limited. La primera se
ocupa de operar los
activos de todos los
propietarios
La propiedad de las líneas es
privada y pertenece a los
ParticipatingTransmissionOwners
(PTO’s)
Integración
vertical
No permitida en las
empresas de
transmisión, pero si se
permite para otras
empresas o clientes
libres, con restricción
de la participación
máxima del sistema.
Se permite para
empresas que
estuviesen integradas
antes de la dictación
de la Ley 143 de
1994. Actualmente,
un importante
porcentaje de las
empresas del
segmento transmisión
poseen actividades
en todos los demás
segmentos del
mercado.
Prohibida la
integración, a
menos que las
actividades sean
realizadas por
sociedades
diferentes.
Permitida porque
todos los
segmentos son
desarrollados por
el Gobierno. Alto
nivel de
integración
vertical.
La integración está
permitida siempre que
no implique una
disminución, daño o
restricción a la
competencia y a la libre
concurrencia en los
mercados de la
generación, transmisión
y distribución.
El ElectricityAct
1989apuntó a disminuir la
integración vertical, lo
que se logró sólo en
parte, ya que el sector
generación ha tendido a
integrarse, en parte, con
el comercializador.
Se conserva el concepto de
“Utility”, donde la misma
empresa realiza labores de
generación, transmisión,
subtransmisión y distribución.
AETS Sudamérica
Planificación del troncal
Horizonte de
planificación
Se realiza un estudio
de expansión cada 4
años considerando
un horizonte de
evaluación de 10
años (2006) y de 15
años (2010). Existen
revisiones anuales del
plan de expansión.
Estudios de
expansión realizados
para los próximos 5
años, con 3
horizontes de
planificación; Corto
Plazo (5 años),
Mediano Plazo (10
años) y Largo Plazo
(15 años)
Se realizan estudios
de expansión que
comprenden un
período de 8 años.
El horizonte de
planificación es de
10 años. Existen
revisiones anuales
de esta
planificación.
Estudios de
expansión
realizados
anualmente
para generación
y transmisión en
conjunto, con un
horizonte de
planificación de
10 años.
Se establece como
corto plazo 3 años, y 10
como largo plazo. El
análisis de CP permite
identificar restricciones
en líneas y
transformadores,
mientras que el análisis
de LP es para analizar la
suficiencia de la
generación. Se actualiza
cada 2 años.
El operador privado de
la red realiza
anualmente un
documento de
planificación de
expansión de la
transmisión llamada
Seven Years Statement
(SYS), el cual se realiza
con un horizonte de
planificación de 7 años.
Este documento se
realiza en base a
estimaciones entregadas
por los actores de los
distintos sectores del
área eléctrica
Los PTO entregan planes
anuales de expansión de sus
líneas a ISO, generalmente a
final de año. Estos planes
incluyen dos estimaciones a
largo plazo para las propias
instalaciones del PTO, además
de una estimación del sistema
para 5 años más y otra a 10
años. ISO reúne todos los planes
anuales de los PTO y mediante
la realización de un plan de
expansión en base a los
documentos recibidos,
concluye las obras a realizar.
Ente
Regulador /
Ente Operador
Regulador: Ministerio
de Energía a través
de la Comisión
Nacional de Energía
(CNE).
Operador: Centro de
Despacho
Económico de Carga
(CDEC) respectivo
Regulador: Comisión
Reguladora de
Energía y Gas (CREG)
bajo criterios de la
Unidad de
Planeamiento Minero
Energético (UPME)
Operador: XM S.A.
Regulador: Ministerio
de Industrias y
Energía, mediante
la CNE
Operador: Red
Eléctrica S.A.
Regulador:
Secretaría de
Energía y Minas,
a través de la
Comisión Federal
de Electricidad
(CFE)
Operador: CFE a
través del Centro
Nacional de
Control de la
Energía
(CENACE)
Regulador: Ministerio de
Energía y Minas
Operador: Comité de
Operación Económica
del Sistema Nacional
(COES)
Regulador:
Departamento de
Energía y Cambio
Climático a través de la
Oficina de los Mercados
del Gas y la Electricidad
(OFGEM)
Operador: National Grid
Companyplc
Regulador: Departamento de
Energía (DoE) a través de la
Comisión Federal Regulatoria
de Energía (FERC)
Operador: Operador
Independiente del Sistema
(ISO)
AETS Sudamérica
Proceso de
Expansión
La Comisión Nacional
de Energía
(regulador) realiza un
proceso centralizado
de planificación de la
expansión con
insumos de las
empresas
pertenecientes al
mercado. Se ha
establecido un
mecanismo de
licitaciones para la
realización de obras
nuevas de transmisión
UPME (regulador),
mediante un proceso
centralizado. UPME
elabora el plan de
expansión del STN,
respecto de criterios
de flexibilidad en el
tiempo, para su
adaptación a los
cambios del
mercado, viabilidad,
minimización de
costos y suplir
demanda del
mercado.
La planificación es
realizada por la
empresa Red
Eléctrica (operador),
en coordinación
con los distintos
agentes de
mercado, y la
Comisión Nacional
del Sistema
Eléctrico. La
decisión final es
tomada por el
Ministerio de
Industria y Energía.
Todos los
aspectos
técnicos son de
responsabilidad
de la CFE
(Regulador -
Operador),
mediante un
proceso
centralizado.
El COES (Operador)
elabora un Plan de
Transmisión según
criterios aprobados por
el Ministerio de Energía y
Minas. El Ministerio
aprueba el plan, con
consultas a OSINERG.
La planificación de la
expansión es realizada
por el operador,
NationalGridCompany(O
perador), que luego
somete dichos planes a
la aprobación del
Ministerio de Energía y
Cambio Climático para
realizar las inversiones.
La planificación es realizada
anualmente por el ISO
(Operador) coordinado con los
agentes de mercado. La
decisión es tomada por el ISO,
con consultas a FERC y la PUC.
Valorización y tarificación
Pago de la
inversión en
instalaciones
de transmisión
Es retribuido con una
tasa de descuento
de 10% a 30 años en
base al valor nuevo
de reemplazo (VNR)
La Comisión de
Regulación de
Energía y Gas
calcula cada tres
años las tarifas
necesarias para
cubrir el VNR, la
operación y
mantenimientos, en
la forma de cargos
por inyecciones y
retiros. La tasa de
descuento utilizada
es del 9% a 25 años.
La retribución de la
actividad de
transporte se
establecerá
reglamentariamente
atendiendo a los
costes de inversión y
operación y
mantenimiento de
las instalaciones
La fijación de
tarifas tenderá a
cubrir las
necesidades
financieras y las
de ampliación
del servicio
público,
reflejando el
costo
económico del
sistema de
transmisión. Los
costos se
distribuyen entre
los usuarios, a
través de cargos
fijos, cargos por
demanda y
energía
consumida, entre
otros. La tasa de
descuento
utilizada es de
10%.
La anualidad de la
inversión es calculada
considerando el Valor
Nuevo de Reemplazo, la
vida útil y la Tasa de
Actualización fijada en
un 12% para un período
de 30 años.
El cargo por uso del
sistema está orientado a
recuperar el costo de
instalación y
mantenimiento del
Sistema Nacional de
Transmisión Eléctrica.
Refleja el costo marginal
de inversión asociado al
transporte de
electricidad. El monto de
los cargos será
determinado por la
ubicación geográfica de
los usuarios. Las nuevas
líneas se remuneran a 30
años con una tasa de un
6% (método RPI de
valorización) o de un
7,5% (método MEA de
valorización)
Se recuperan los costos de
inversión, operación y
mantenimiento con un cargo
por acceso a la red. Dichos
cargos son aprobados por
FERC. La tasa utilizada es de un
7,625% para un horizonte de
vida útil de 40 años.
AETS Sudamérica
Pagos por uso
de las
instalaciones
de transmisión
Los usuarios del
sistema de transmisión
pagan el ingreso
tarifario, que busca
cubrir las pérdidas
óhmicas en el
sistema. La relación
de pagos
generadores/consumi
dores varía según el
tramo del sistema:
- Dentro del AIC:
80%/20%
- Fuera del AIC, si el
flujo va hacia ella,
100%/0%
- Fuera del AIC, si el
flujo sale de ella,
0%/100%
- La excepción son los
pequeños
consumidores que
pagan, basado en su
potencia conectada
(menos de 2 MW) o su
consumo de energía
consumida (entre 2 y
15 MW de potencia),
y los generadores
ERNC, que no
pagarán o pagarán
una parte del peaje
troncal.
Se realizan dos
pagos, uno nodal por
conexión (costo
asociado a conectar
al agente al sistema
nacional de
transmisión) y otro por
uso de la red según
la potencia y la
tipificación del
agente (zona, tipo
de central). Los
cargos se cobraban
50%/50%, pero
recientemente se
cambió a 0%/100%.
Los pagos del
sistema son
distribuidos en un
esquema 0%/100%
Información no
disponible
Considera dos pagos: un
ingreso marginal y un
cargo complementario
en proporción a la
potencia firme del
generador. El costo del
sistema común es
cubierto 100% por los
consumidores.
Se realizan 2 pagos, uno
asociado al uso del
sistema de transmisión y
el segundo asociado al
balanceo general del
sistema eléctrico que
debe realizar el
operador. La distribución
de los cobros se realiza
mediante el esquema
27% generadores y 73%
demanda
El sistema se basa en dos
cobros: uno por acceso
determinado por el dueño de
la transmisión (PTO) y otro por
uso, calculado por el ISO. El
esquema de pago es 0%/100%.
AETS Sudamérica
Servidumbres y concesiones
Funcionamien
to de
expropiación,
servidumbre y
concesión
Empresa privada
decide el trazado y
los terrenos a utilizar.
Fase de negociación
bilateral entre
privados. En caso de
no prosperar y para
bienes públicos, se
solicita formalmente
una concesión. Se
notifica y avisa
mediante periódicos
a los dueños acerca
de la servidumbre. En
caso de no llegar a
acuerdo, Comisión
avalúa tierras. De no
llegar a acuerdo se
llega a la justicia
civil.. No existe la
figura de la
expropiación
Empresa decide el
trazado y los terrenos
a utilizar. Comienza
con etapa de mutuo
acuerdo con dueño.
En el caso en que
este no se logre, se
procede a declarar
como utilidad
pública e interés
social al proyecto,
generada por el
poder ejecutivo,
para luego expropiar
por medio de un
juicio (para empresas
del Estado); en el
caso particular en el
que la empresa que
realizará la
construcción de las
líneas tenga una
participación estatal
mínima del 90% del
capital, está
facultada para
declarar la
expropiación de los
bienes o derechos
necesarios, de lo
contrario, existe un
proceso de solicitud
de servidumbre para
proyectos de
transmisión eléctrica.
Empresa privada
decide el trazado y
los terrenos a utilizar.
Ley permite
expropiación
forzosa de bienes y
derechos necesarios
para servidumbre,
para lo cual, estas
deben ser
declaradas de
utilidad pública.
Luego de esto, se
debe informar
públicamente
acerca de la
servidumbre en
espera de
alegaciones.
Acuerdos mutuos
pueden alcanzarse
durante todo el
proceso.
CFE determina el
trazado de la
línea. Primer
paso es la
declaración del
inmueble como
de utilidad
pública. Para la
adquisición o uso
de bienes
inmuebles
destinados al
servicio público
de energía
eléctrica en
general, se
procede por
expropiación,
ocupación
temporal, total o
parcial o la
limitación de
derechos de
dominio.
Empresa privada decide
el trazado y los terrenos
a utilizar. Fase de
negociación bilateral
entre privados. En caso
de no prosperar y para
bienes públicos, se
solicita formalmente. Se
notifica y avisa mediante
periódicos a los dueños
acerca de la
servidumbre. En caso de
no llegar a acuerdo,
Comisión avalúa tierras.
Procedimiento arbitral
dirime diferencias
Empresas de transmisión,
junto a NationalGrid
determinan trazado.
Existen 2 formas de
obtener servidumbre:
Una mediante un
contrato de derecho de
paso, el cual posee un
término y se paga un
monto anual al
propietario. El segundo
es mediante el derecho
legal de solicitud de
servidumbre. Aquí se
paga sólo 1 vez por el
valor de la servidumbre.
Se paga 20 veces el
valor anual del contrato
de derecho de paso
Empresa privada decide el
trazado y los terrenos a utilizar.
Las compañías que desarrollen
proyectos de transmisión
deben negociar las
servidumbres para derecho de
paso con cada dueño de
terreno a afectar. Pueden
adquirirlas bajo dominio
eminente (un tribunal
determina el precio de la
compensación). En caso de no
llegar a cuerdo, existe la
posibilidad de expropiación.
AETS Sudamérica
Característica
s
Se crea a favor del
concesionario de la
servidumbre y
afectan, entre otros,
las postaciones y
líneas eléctricas, en
aquellas partes que
usen bienes
nacionales de uso
público o heredades
haciendo uso de
servidumbres
Otorga el derecho
para quién imponga
la servidumbre, de
practicar estudios,
levantar planos y
proyectos.
Para la imposición
de servidumbre, las
instalaciones deben
ser declaradas
como de utilidad
pública. Se
considera la
expropiación.
No se entregan a
privados.
Quien solicita una
concesión temporal,
tiene preferencia para
obtener concesión
definitiva.. Comprenden
el derecho del
concesionario de tender
líneas por medio de
postes, torres o por
ductos subterráneos en
propiedades del Estado,
municipales o de
terceros. Debe
demostrarse el carácter
de utilidad pública.
Derecho legal a
perpetuidad para que la
NationalGrid pueda
instalar, usar y mantener
sus equipos. Valores de
la servidumbre definidos
y conocidos. Existencia
de 2 tipos de arreglos
para obtener
servidumbre.
El Departamento de Energía
define una franja o corredor de
transmisión, el cual se designa
como "corredor detransmisión
eléctrica de interés nacional",
el cual le entrega la facultad a
FERC de expropiar todos los
terrenos por donde pasará la
línea de transmisión.
Organismos
involucrados
El interesado,
propietarios, Ministerio
de Energía, SEC,
Comisión de Hombres
Buenos
Los interesados, el
juez que
inspeccionará los
predios y
eventualmente
designará peritos
para fijar la
indemnización.
Interesado,
propietarios,
Dirección General
de Política
Energética y Minas.
De no haber
acuerdo un Jurado
provincial de
Expropiación
establecerá el justo
precio.
El ejecutivo
Federal debe
entregar una
declaración
para obtener
derechos de
dominio para los
fines del Estado o
en interés de la
colectividad.
El Ministerio de Energía y
Minas, OSINERG,
interesado y propietarios
NationalGrid,
propietarios
La FERC autoriza la realización
del proyecto e impone la
normativa que rige el proceso.
Duración
teórica del
proceso
120 días desde que la
solicitud de
servidumbre es
declarada admisible
por SEC
12 días hábiles para
poder imponer
servidumbre y 13 días
hábiles para realizar
la expropiación de
los terrenos.
Una vez presentada
la petición a la
Dirección General
de Políticas y Minas,
este organismo
posee un plazo de
180 días para dictar
una resolución
acerca de la
solicitud.
Información no
disponible
Dependiendo de la
cantidad de rechazos,
puede demorarse entre
90 y 150 días hábiles
para resolución de
servidumbres con
privados con los que no
se llegue a acuerdo
Información no
disponible Información no disponible
53
ETAPA 2: INCONVENIENTES DE LOS PROCESOS DE PLANIFICACIÓN, EXPANSIÓN,
CONEXIÓN Y DESARROLLO DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN
Esta Etapa entrega información acerca del proceso existente en Chile para planificar y
expandir los sistemas de transmisión. Se dan a conocer los procesos y plazos que están
involucrados en la expansión de estos sistemas, así como también las principales dificultades
que debe enfrentar las empresas que desarrollan este tipo de proyectos.
Como parte del análisis, se incluye una comparación de los tiempos “teóricos” que debieran
cumplir los proyectos, con los tiempos “reales” que enfrentan para su implementación y puesta
en marcha, y se identifican las principales razones por las cuales existe una diferencia entre
estos tiempos.
1. Proceso de planificación y expansión del sistema de transmisión troncal
El proceso de planificación y expansión del sistema de transmisión troncal puede dividirse en 2
procesos: planificación de las necesidades de transmisión eléctrica y desarrollo de las obras de
transmisión. A continuación se detalla cada proceso, junto a los actores involucrados y los
tiempos requeridos para cada proceso.
1.1. Planificación de necesidades en transmisión troncal
El sistema de transmisión troncal se planifica mediante un Estudio de Transmisión Troncal (ETT).
Éste consiste en la determinación de los sistemas troncales iniciales, el área de influencia común
correspondiente, la calificación de líneas existentes como nuevas troncales, y sus
correspondientes Valores Anuales de la Transmisión por Tramo, así como la elaboración de
planes de expansión para distintos escenarios de desarrollo de la generación y de
interconexiones con otros sistemas eléctricos, en los sistemas de transmisión troncal del Sistema
Interconectado Central (SIC) y del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), la
determinación de las correspondientes fórmulas de indexación, y el V.I. referencial de las
instalaciones62.
Este estudio es licitado, nacional e internacionalmente, por la CNE, y busca generar una hoja de
ruta para los próximos 4 años respecto de la necesidad de infraestructura en transmisión
troncal63, con un horizonte de planificación de 10 años (proceso 2006) y de 15 años (proceso
2010). Para elaborar este estudio, la CNE genera las bases técnicas de la licitación del ETT,
detallando los parámetros a utilizar para su realización.
Una vez licitado el ETT, éste debe ser desarrollado por quien se adjudique la licitación en un
período de 8 meses64, definiendo claramente:
El sistema existente, y
62 Bases de Precalificación para optar al Registro de Empresas Precalificadas para la realización del Estudio de
Transmisión Troncal,
http://www.cne.cl/cnewww/export/sites/default/07_Tarificacion/01_Electricidad/otros_procesos/procesos/segundo_pro
ceso/descargas/Resolucion_Exenta_CNE_N_940_Bases_de_Precalificacion_Empresas_Consultoras_2009_09_15.pdf 63En base a reunión sostenida con Iván Saavedra, CNE. 64 Bases Técnicas y Administrativas Definitivas para la Realización del Estudio de Transmisión Troncal,
http://www.cne.cl/cnewww/export/sites/default/07_Tarificacion/01_Electricidad/otros_procesos/procesos/segundo_pro
ceso/descargas/RES_EXTA_1045_13_10_2009_Aprueba_Bases_Definitivas_ETT_2010.pdf
AETS Sudamérica
54
Plan de expansión del o los sistemas de transmisión troncal para cada escenario
estudiado.
Recibido y aprobado (según las bases técnicas) el ETT, la CNE debe realizar las siguientes
actividades:
Hacer público el ETT en un plazo de 6 días.
Convocar a audiencia pública a participantes, usuarios e instituciones interesadas
(en adelante “los interesados”) para exposición de los resultados del estudio, en un
plazo de 20 días desde la recepción conforme del estudio.
Recibir las observaciones por parte de los interesados, en un plazo de 15 días desde
la realización de la audiencia.
Elaborar un informe técnico, existiendo o no observaciones por parte de los
interesados en un plazo de 45 días. Este informe técnico es basado en los resultados
del estudio. El informe técnico debe contener lo siguiente:
(a) Instalaciones existentes del troncal, área de influencia común y valor anual
de transmisión por tramo, A.V.I. del tramo, COMA de instalaciones y fórmulas
de indexación para cada uno de los siguientes 4 años.
(b) Identificación de obras de ampliación, respectivos A.V.I. y COMA de acuerdo
a las fechas de entrada.
(c) Identificación de proyectos de nuevas líneas y subestaciones troncales, con
sus respectivos A.V.I. y COMA referenciales y fechas de inicio de operación y
de construcción.
(d) Criterios y rangos bajo los cuales se mantienen válidos los supuestos del
estudio65. Los principales parámetros evaluados son el AVI y el VI, los COMA y
las expansiones necesarias.
(e) Respuesta de las observaciones por parte de la CNE.
Terminado el plazo anterior, y dentro del plazo de 3 días se debe comunicar el
informe técnico a la Dirección de Peajes del CDEC, empresas de transmisión troncal,
participantes, usuarios e instituciones interesadas, además de hacerlo público. En el
primer año de realización del ETT, el CDEC tiene hasta 30 días para generar una
revisión de las obras a construir (revisión anual del CDEC). Para los siguientes años,
esta revisión debe entregarse antes del 31 de octubre de cada año.
Los actores mencionados anteriormente tienen 10 días desde la recepción del
informe técnico para presentar sus discrepancias a la CNE sobre el contenido de la
letra (a) mencionada anteriormente. Estas discrepancias serán resueltas por el Panel
de Expertos en un plazo de 30 días
A partir del fin del plazo anterior (existieran o no discrepancias) la CNE debe remitir al
Ministerio de Energía el informe técnico y sus antecedentes (en el caso de existir,
resolución del panel de expertos). Para esto tiene un plazo de 15 días. El Ministerio
debe generar un Decreto que fije las instalaciones del sistema troncal. Para esto
65 Los rangos y supuestos para el período 2006 y 2010 pueden revisarse en el Anexo 11.
AETS Sudamérica
55
tiene un plazo de 15 días de recibido el Informe Técnico. El Decreto deberá
publicarse en el Diario Oficial antes del 15 de diciembre del año en que vence el
decreto vigente66.
A continuación se presenta un diagrama que resume los procesos anteriormente descritos, y
que contiene los tiempos “teóricos” de realización de los procesos.
Figura 2. Tiempos en días67 asociados al ETT y su promulgación
Elaboración propia
El proceso anterior, desde que se licita el ETT hasta que se genera el Decreto de realización de
las obras, toma un período entre 300 días hábiles (cerca de 439 días corridos) y 360 días hábiles
(cerca de 523 días corridos)68
Anualmente, la Dirección de Peajes del CDEC debe revisar el plan de expansión, comparando
los avances reales con los avances proyectados en el ETT, y generar una propuesta que
entregará a la CNE, con las obras necesarias para posibilitar el abastecimiento de la demanda
dentro de los siguientes 12 meses. Esta propuesta anual del CDEC debe ser entregada antes del
día 31 de octubre de cada año. Entregada esta revisión a la CNE, los siguientes pasos que
deben realizarse:
66 Artículos 71-17 a 71-20, LGSE. 67Al hablar de días, se refiere a días hábiles, excluyendo sábado, domingo y festivos. 68plazo menor en caso de no existir discrepancias, plazo mayor en caso de existir discrepancias
0
Licitación ETT
Entrega ETT
240
Audiencia pública
interesados
266
Presentación observaciones
ETT
281 326
Realización de Informe Técnico por
CNE
Publicación de Informe Técnico y
envío a DP e interesados
329
Presentación de
Discrepancias del Informe
Técnico a CNE
339
Resolución de discrepancias por Panel de
Expertos
369
Envío de Informe
Técnico a Ministerio de Energía
384 399
Elaboración de Decreto
por parte de Ministerio de Energía
Envío de Informe
Técnico a Ministerio de Energía
354 369
Elaboración de Decreto
por parte de Ministerio de Energía
Existencia de discrepancias
Sin discrepancias
Plazo de CDEC para revisión
anual (30 días el
primer año, hasta el 31 de octubre los otros años)
369
AETS Sudamérica
56
En base a la propuesta entregada por la Dirección de Peajes del CDEC, la CNE debe
presentar un plan de expansión para los próximos 12 meses, dentro de un plazo de 30
días desde que recibe la propuesta.
Los interesados tendrán un plazo de 10 días para presentar discrepancias ante el Panel
de Expertos, los que tienen 30 días para emitir una respuesta.
En el caso de no haber discrepancias, o una vez resueltas éstas, en un plazo de 15 días
desde que se recibieron los informes (Panel de Expertos o CNE) el Ministerio de Energía
debe emitir un Decreto que fijará las expansiones del sistema de transmisión troncal para
los 12 meses siguientes, contados una vez que hayan transcurrido 15 días desde su
publicación en el Diario Oficial.
A continuación se presenta un diagrama que resume los procesos anteriormente descritos, y
que contiene los tiempos “teóricos” de realización de los procesos.
Figura 3. Tiempos [días] asociados a las revisiones anuales del ETT
Elaboración propia
1.2. Expansión de los sistemas de subtransmisión y adicionales
A diferencia del sistema de transmisión troncal, la expansión de los sistemas de subtransmisión y
adicionales están menos regulados y no realiza un Plan de Expansión formal.
Para el sistema de subtransmisión, la expansión está bastante ligada a la tarificación y
valorización del sistema. Se debe determinar el valor anual de las instalaciones para poder
hacer el cálculo de los peajes correspondientes a este sistema, para lo cual, la Comisión
Nacional de Energía debe poner en conocimiento de las empresas de subtransmisión, los
0(31 de octubre)
Entrega a CNE de
Revisión anual del
CDEC
Entrega del plan de
expansión anual por parte de
CNE
30
Entrega de discrepancias por parte de interesados
40
Emisión de respuesta del Panel
de Expertos
70
Emisión de Decreto que fija
expansión del sistema
de transmisión
85
Comienzo de plazo
para llevar
a cabo las obras de
expansión
100
Existencia de discrepancias
Emisión de Decreto que fija
expansión del sistema
de transmisión
Comienzo de plazo
para llevar a cabo las obras de
expansión
45 60
Sin discrepancias
AETS Sudamérica
57
participantes, usuarios e instituciones interesadas las bases técnicas de los estudios para la
determinación de dicho valor. Estas bases deben presentarse como máximo trece meses antes
del término del período de vigencia de los peajes.
Uno de los requisitos para la valorización anual de las instalaciones de subtransmisión es basarse
en instalaciones que se adapten económicamente a la demanda proyectada para un período
de cuatro a diez años. La forma de trabajo para este estudio es definido por medio de las bases
presentadas por la CNE, las cuales pueden variar cada vez que se deba realizar el cálculo de el
valor anual de inversión. Aparte de esto, no existe una planificación formal de la expansión de
este sistema.
Algo similar pasa con los Sistemas Adicionales, ya que éstos son realizados por los mismos
interesados, de forma privada y a medida que surja la necesidad. Debido a esto, no es posible
formalizar un plan de expansión a nivel nacional.
1.3. Desarrollo de las obras de transmisión troncal
El Decreto que confirma las obras que deben realizarse en el sistema de transmisión troncal
entrega información respecto de las obras que deben desarrollarse para asegurar el
abastecimiento de la demanda eléctrica. Estas obras pueden ser de 2 tipos: Obras de
ampliación de infraestructura existente u obras nuevas de la infraestructura de transmisión
Las obras de ampliación deberán ser desarrolladas por las empresas dueñas de las
instalaciones69 en el tiempo (plazo constructivo) que el Decreto emitido dicte. Este tiempo
comienza a regir desde la adjudicación de las licitaciones que realicen las empresas
transmisoras para la construcción de la ampliación. Por otro lado, las obras nuevas de
infraestructura de transmisión (nuevas líneas y subestaciones), serán licitados respecto de su
ejecución y de su explotación70.Los plazos de estas obras suelen situarse entre los 14 a 18 meses.
Figura 4. Ampliaciones a licitar consideradas en el plan de expansión anual realizado el 2011
DS 115-11
Respecto de las obras nuevas de transmisión, corresponderá a la Dirección de Peajes del CDEC
respectivo realizar una licitación (con bases creadas por CNE) para la construcción de este tipo
de obras, definidas en el Decreto emitido por el Ministerio. Los procesos y plazos de la
realización de la licitación se listan a continuación71:
El CDEC cuenta con un plazo de 60 días desde que recibe las propuestas de las
empresas de transmisión para determinar la empresa que se adjudicará la
realización y la explotación de las obras nuevas de transmisión. Dentro de este plazo
también debe comunicar a la CNE y a la SEC acerca de la adjudicación.
69 Artículo 71-22 LGSE. 70 Artículo 71-23 LGSE 71 Artículos 71-24 al 71-26 de la LGSE.
AETS Sudamérica
58
Una vez informada la CNE acerca del resultado del proceso de licitación, la CNE
tiene un plazo de 5 días para enviar al Ministro de Energía un informe técnico para
que este elabore el decreto de realización de obra nueva.
El Ministerio de Energía debe emitir un Decreto de realización de obra nueva. En la
Ley no se especifica un plazo, pero se supone que éste debiera ser de 15 días, como
en los casos anteriores.
Los plazos de construcción comienzan a regir desde el momento en que la empresa se
adjudica la licitación. Estos plazos, para el ETT del año 2006, se fijaban en un máximo de 36
meses, pero para el ETT del año 2010 estos plazos se han ampliado, especialmente para la
construcción de nuevas líneas de transmisión, extendiéndose a 60 meses, e incluso 66 meses. En
cuanto a las obras en sub estaciones, éstas pueden tener tiempos de 30 meses (obras mayores)
o de 18 meses (obras menores)72.
Figura 5. Obras nuevas a licitar consideradas en el plan de expansión anual realizado el 2011
DS 115-11
A continuación se presenta un diagrama que resume los procesos anteriormente descritos, y
que contiene los tiempos “teóricos” de realización de los procesos.
Figura 6. Tiempo en días asociados al proceso de licitación y adjudicación de las obras de
expansión
Elaboración propia
Una vez que se han licitado las obras de ampliación y las nuevas, existen distintos procesos que
deben enfrentar cada tipo de expansión. Las obras de ampliación deben ser coordinadas entre
la empresa de transmisión y la constructora que se adjudicó la licitación, por lo que en este
72Presentación CIGRE Juan Carlos Araneda, Transelec, 2011
0
Recepción de
propuestas
de licitación
Adjudicación y
comunicación
a CNE/SEC. Comienzo de
plazo constructivo
60
Vencimiento de plazo
promedio de construcción
para obras de
ampliación
65
Envío de CNE a Ministro
Informe Técnico para
generar Decreto
80
Emisión de Decreto que fija
expansión del sistema
de transmisión
540 1860
Vencimiento de plazo
promedio de construcción
para obras nuevas
AETS Sudamérica
59
proceso sólo existen contratos bilaterales, que deben ser manejados entre ellos y que
generalmente no presentan mayores problemas.
Respecto de las obras nuevas, las empresas que se adjudican la licitación de construcción y
explotación, deben comenzar con distintos procesos para poder iniciar las obras del proyecto.
Junto con el desarrollo de un Estudio de Impacto Ambiental73 el interesado en el desarrollo de
un proyecto debe obtener ciertos Permisos Ambientales Sectoriales74 (PAS), los cuales deben ser
tramitados a través del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA). Los PAS requeridos
para la construcción de una línea de transmisión o una subestación son mostrados en la línea
siguiente:
Tabla 5. PAS que pueden ser requeridos para una línea de transmisión
PAS Nombre del permiso Organismo
que lo otorga
Permiso previo
requerido
Grado de
exigencia de
los requisitos
Tiempo en
días estimado
de tramitación
Tramitación obligatoria
94 Calificación de los establecimientos
industriales o de bodegaje
SEREMI de
Salud
Recepción
definitiva de
obras (DOM
Municipios) e
Informe Sanitario
(SEREMI de Salud)
Estudios
básicos + perfil
del proyecto
60
93
Construcción, modificación y ampliación
de cualquier planta de tratamiento de
basuras y desperdicios de cualquier clase;
o para la instalación de todo lugar
destinado a la acumulación, selección,
industrialización, comercio o disposición
final de basuras y desperdicios de
cualquier clase
SEREMI de
Salud Ninguno
Estudios
básicos + perfil
del proyecto
No
especificado
Tramitación determinada por el lugar de emplazamiento
96 Cambio de uso de suelo Ministerio de
Agricultura Ninguno
Estudios
básicos 45
95
Pesca de investigación para seguimiento
de poblaciones de especies
hidrobiológicas
Subsecretaría
de Pesca Ninguno
Estudios
básicos
No
especificado
98 Recolección de huevos y crías con fines
científicos o de reproducción
Servicio
Agrícola y
Ganadero
Ninguno Estudios
básicos 30
99 Caza o captura de animales de las
especies protegidas
Servicio
Agrícola y
Ganadero
Ninguno Estudios
básicos 30
102
Corta de bosque nativo o plantaciones
(sin especies en categoría de
conservación)
Corporación
Nacional
Forestal
Ninguno Estudios
básicos
No
especificado
103 Corta o explotación de alerce Corporación
Nacional Ninguno
Estudios
básicos + perfil
No
especificado
73 El Artículo 2°, letra i, de la Ley 19.300, Ley sobre bases generales del medio ambiente, declara: “Estudio
de Impacto Ambiental: el documento que describe pormenorizadamente las características de un
proyecto o actividad que se pretenda llevar a cabo o su modificación. Debe proporcionar antecedentes
fundados para la predicción, identificación e interpretación de su impacto ambiental y describir la o las
acciones que ejecutará para impedir o minimizar sus efectos significativamente adversos”. 74 Según da cuenta el Servicio de Evaluación Ambiental en su página web
(http://www.sea.gob.cl/contenido/permisos-ambientales-sectoriales-0): “Los permisos ambientales
sectoriales son los permisos o pronunciamientos cuya emisión corresponde a un órgano de la
Administración del Estado, que por su contenido ambiental se encuentran listados en el Reglamento del
Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, y que respecto de los proyectos o actividades sometidos al
SEIA, deben ser otorgados a través de este procedimiento”.
AETS Sudamérica
60
PAS Nombre del permiso Organismo
que lo otorga
Permiso previo
requerido
Grado de
exigencia de
los requisitos
Tiempo en
días estimado
de tramitación
Forestal del proyecto
104 Corta o explotación de araucaria
Corporación
Nacional
Forestal
Ninguno
Estudios
básicos + perfil
del proyecto
No
especificado
105 Corta o explotación queule, bailon, pitao,
belloto del sur, ruil y belloto del norte
Corporación
Nacional
Forestal
Ninguno
Estudios
básicos + perfil
del proyecto
No
especificado
91
Construcción o modificación de cualquier
obra pública o particular destinada al
tratamiento o disposición final de
desagües y aguas servidas de cualquier
naturaleza
SEREMI de
Salud Ninguno
Estudios
básicos + perfil
del proyecto
No
especificado
106 Obras de regularización y defensa de
cauces naturales
Dirección
General de
Aguas
Ninguno
Estudios
básicos + perfil
del proyecto
No
especificado
89 Extracción de ripio y arena en los cauces
de los ríos y esteros Municipio
Obras de
regularización y
defensa de
cauces naturales
Estudios
básicos + perfil
del proyecto
No
especificado
75
Trabajos de conservación, reparación o
restauración de monumentos históricos;
para remover objetos que formen parte o
pertenezcan a un monumento histórico;
para destruir, transformar o reparar un
monumento histórico, o hacer
construcciones en sus alrededores; o para
excavar o edificar si el monumento
histórico fuera un lugar o sitio eriazo
Consejo de
Monumentos
Nacionales
Ninguno Estudios
básicos 45
76
Excavaciones de carácter o tipo
arqueológico, antropológico,
paleontológico o antropoarqueológico
Consejo de
Monumentos
Nacionales
Ninguno Antecedentes
generales 15
77
Construcciones nuevas en una zona
declarada típica o pintoresca, o para
ejecutar obras de reconstrucción o mera
conservación sobre monumentos
nacionales
Consejo de
Monumentos
Nacionales
Ninguno Estudios
básicos 60
78
Iniciar trabajos de construcción o
excavación, o para desarrollar
actividades como pesca, caza,
explotación rural o cualquiera otra
actividad que pudiera alterar el estado
natural de un santuario de la naturaleza
Consejo de
Monumentos
Nacionales
Ninguno Estudios
básicos 180
Ministerio de Energía http://infopermisoselectricos.minenergia.cl/
En el Anexo 15 es posible apreciar todos los permisos requeridos para la construcción de una
línea de transmisión o una subestación, no solo los PAS.
Considerando que para la realización de las actividades conducentes a obtener un PAS puede
requerirse el acceso al predio, los concesionarios tienen la posibilidad de solicitar una concesión
provisional, tal como lo establece el Artículo 4° de la LGSE. Esta modalidad de concesión “tiene
por objeto permitir el estudio de los proyectos de las obras de aprovechamiento de la
concesión definitiva”. Luego, es posible establecer que el realizador del proyecto contará con
las instancias para realizar las actividades conducentes a cumplir con los requisitos que la
normativa le impone.
A continuación se detallan, de manera general, los procesos que deben llevar adelante las
empresas que se adjudican obras nuevas de transmisión y sus tiempos estimados.
AETS Sudamérica
61
Tabla 6. Etapas a realizar por empresa en proyecto de transmisión
1° Sem 2° Sem 1° Sem 2° Sem 1° Sem 2° Sem 1° Sem 2° Sem 1° Sem 2° Sem
Solicitud de concesión prov isional (* )
Ingeniería básica
Ingeniería de detalle
Concesión definitiv a y Serv idumbre (**)
Ev aluación de Impacto Ambiental
Solicitud y plan de manejo
Suministros
Construcción
Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5
Elaboración propia en base a datos de Transelec, Ley 19.940, 19.300 y 20.283.
(*) La solicitud de concesión provisional no es obligatoria, y no es condición para la solicitud de la
concesión definitiva, no obstante lo anterior, debe considerarse en el caso que los dueños de los predios
sirvientes entorpezcan la entrada para la realización de estudios.
(**) Se considera la servidumbre definitiva y la de ocupación temporal75
De los procesos mostrados anteriormente, existen procesos propios de las empresas transmisoras,
como lo son las ingenierías, la solicitud de suministros y la construcción misma de la
infraestructura. Estos procesos requieren de interacción y coordinación con otras empresas
privadas, por lo que es responsabilidad de la empresa transmisora hacer cumplir los plazos que
tiene estimados para la concreción de estos procesos. Respecto de los tiempos de las etapas
mostrados en la tabla anterior, son referenciales y pueden ser reducidos por la empresa,
añadiendo horas hombre al proyecto, por lo que pueden variar. Estos procesos no son parte del
foco del presente estudio.
El orden y duración mostrados en la Figura 3 es el orden lógico que debiera tener el desarrollo
de un proyecto, realizando la ingeniería básica y de detalle en un principio, con esto se obtiene
el trazado final que tendría la línea de transmisión, para luego poder avanzar hacia la etapa de
concesión y servidumbre. Generalmente, los titulares de los proyectos esperan a tener le
trazado final de la línea para comenzar con los procesos de concesión y servidumbre. Sólo los
inversionistas más cercanos al riesgo tenderán a iniciar un proceso de concesión y servidumbre
sin contar con el trazado final de la línea, lo que convierte a estos procesos, en la mayoría de los
tiempos, en etapas secuenciales.
Una vez obtenida la concesión y servidumbre, es posible tener acceso a los terrenos para poder
realizar una evaluación de impacto ambiental. Para esta evaluación, existen diferentes criterios,
ya que el comienzo de la etapa de evaluación ambiental no requiere el contar con la
concesión eléctrica, por lo que podría realizarse de manera paralela a este proceso. El
problema se da en los casos en donde el estudio de evaluación ambiental requiere de la
entrada a predios o terrenos sobre los cuales la empresa de transmisión aún no posee dominio.
En estos casos, no se pueden realizar los estudios necesarios del terreno, a menos que se cuente
con una autorización del dueño del predio. Generalmente, se puede decir que los inversionistas
adversos al riesgo tenderán a esperar a contar con la concesión y servidumbre de todos los
terrenos por los cuales pasaría la línea de transmisión para comenzar con el proceso de
evaluación ambiental, mientras que los más cercanos al riesgo tenderán a realizar un proceso
75 El Artículo 59° de la LGSE menciona: “El Ministro de Energía podrá imponer en favor de los concesionarios
la servidumbre de ocupación temporal de los terrenos municipales o particulares para el establecimiento
de caminos provisorios, talleres, almacenes, depósito de materiales y cualesquiera otros servicios que sean
necesarios para asegurar la expedita construcción de las obras”.
AETS Sudamérica
62
paralelo con el proceso de concesión y servidumbre, arriesgándose a tener que realizar algún
cambio a la evaluación ambiental debido a algún cambio de trazado de la línea que surgiera
del proceso de concesión y servidumbre.
Al obtener los permisos ambientales, el proyecto posee la certeza de que se llevará a cabo, y es
posible comenzar con la etapa de solicitud de suministros y equipos, para luego comenzar con
la construcción. Es importante mencionar que la etapa de Solicitud y Plan de Manejo es sólo
necesaria en los casos en donde el proyecto afecte a Bosque Nativo, por lo que no siempre es
obligatoria esta etapa dentro de los proyectos. Este esquema disminuye la incertidumbre y los
riesgos de la empresa transmisora.
Respecto de los tiempos, son los estimados por la Ley para las etapas de concesión y
servidumbre (120 días totales), la Solicitud de intervención del Bosque Nativo y luego tramitar el
Plan de Manejo (150 días) y para la evaluación ambiental (120 días totales con una opción de
aumentar el plazo por 60 días más). Estas etapas suponen la interacción del Estado con la
empresa transmisora, por lo que serán el foco del análisis a realizar durante el presente estudio.
Este escenario se tomará como el caso “teórico”.
Como se dijo, las etapas de ingenierías, suministros y construcción están relacionados
directamente a la empresa y sus capacidades o proveedores, mientras que las etapas de
concesión y servidumbre, Solicitud y Plan de Manejo y Evaluación Ambiental, suponen la
participación del Estado en el proyecto, mediante la emisión de permisos para utilizar terrenos y
para desarrollar proyectos que cumplan la normativa ambiental. A continuación se describen
los procesos de concesión y de evaluación ambiental.
1.3.1. Concesiones y servidumbres
Una vez desarrolladas las ingenierías, el desarrollador del proyecto tendrá claridad del trazado y
la ubicación de las obras de transmisión que debe construir. Estas instalaciones pueden
instalarse, físicamente, en distintos terrenos, con distintos propietarios. Las opciones que enfrenta
el desarrollador del proyecto, respecto de la propiedad de los terrenos que utilizará, son 3:
terrenos que son propiedad de la empresa transmisora, terrenos que son propiedad del Estado y
terrenos que son de propiedad de un privado. Estas opciones generalmente se mezclan, debido
a la naturaleza de los proyectos de líneas de transmisión, los cuales tienden a abarcar muchos
predios en su recorrido. Para que la empresa de transmisión pueda realizar sus trabajos en
terrenos que no son de su propiedad, debe solicitar una Concesión Eléctrica, la que otorga el
derecho a imponer las servidumbres definidas en el Artículo 4° de la LGSE.
En el primer caso, la empresa no debe llevar a cabo la etapa de concesión y servidumbre, ya
que ya posee la propiedad del terreno. Aquí podría darse algún tipo de problema con la Ley
del Bosque Nativo, respecto de la presentación de la Solicitud y del Plan de Manejo, lo que se
analizará más adelante. En el caso de que el terreno pertenezca al Estado (Bienes Nacionales),
el desarrollador del proyecto debe solicitar la concesión eléctrica, mediante una Solicitud de
Concesión al Ministerio de Energía, con copia a la SEC. En caso de que no exista otro interesado
por la servidumbre solicitada, esta se otorga a quien la ha solicitado. Para el tercer caso,
terrenos de propiedad de privados, existen dos caminos a seguir. El primero es negociar
directamente con el dueño del terreno (negociación bilateral) y llegar a un acuerdo de pago
por la servidumbre del terreno. En el caso que no se llegue a un acuerdo con el dueño, se debe
presentar una Solicitud de Concesión Eléctrica ante el Ministerio de Energía, con copia a la SEC.
Como se dijo, para el caso de propiedad estatal o de privados con los que no se pueda llegar
a un acuerdo o que no se puedan ubicar para realizar la negociación, el proceso para obtener
una concesión definitiva se inicia con el interesado o desarrollador del proyecto de transmisión
AETS Sudamérica
63
entregando una solicitud al Ministerio de Energía (con copia a SEC) en la cual, de tratarse de
una concesión eléctrica, se debe incluir la información relevante del proyecto, tal como la
ubicación de la línea de transmisión, con todos los predios que se atravesarán y su tipo de
propiedad, plazos, presupuesto, adjuntando copias de la documentación que manifieste las
servidumbres prediales voluntarias (negociaciones bilaterales).
Una vez en manos del Ministerio de Energía y de SEC, este último tiene un plazo de 15 días
hábiles debe emitir un informe referente a la solicitud y su admisibilidad. De ser admisible, en
cuanto a formato y contenido, se debe realizar una publicación en el Diario Oficial, los días 1 o
15 de cada mes, y la SEC deberá notificar a los afectados, quienes pueden formular
observaciones o bien oponerse dentro de un plazo de 30 días corridos (42 días hábiles). También
debe publicarse un extracto de la solicitud dos veces consecutivas en un diario de publicación
nacional.
En el caso en que el afectado formule observaciones u oposiciones sobre la solicitud de
concesión, amparado en el derecho otorgado en el Artículo 27° de la LGSE76, el interesado
tiene la obligación de hacerse cargo de los errores legales relacionados a dichas observaciones
u oposiciones en un plazo de 30 días más, el cual sebe ser presentado al afectado bajo los
mismos plazos anteriores.
En el caso de necesitarse la utilización de bienes de uso público, la SEC notificará al Ministerio
de Bienes Nacionales.
De forma paralela a estos procesos, el Ministerio de Energía tiene 120 días para resolver la
solicitud de Concesión Definitiva, a contar desde que esta se clasifica como admisible. Por su
parte, la SEC tiene que pronunciarse respecto a las observaciones y oposiciones al menos 20
días antes de finalizado el plazo del Ministerio. Luego de lo cual debe decretarse el
pronunciamiento, el que debe ser publicado en el Diario Oficial por un período de 30 días
corridos (42 días hábiles). El afectado será indemnizado según el avalúo del terreno.
El Ministerio de Energía designará una Comisión de tres Hombres Buenos, quienes avaluarán
nuevamente las indemnizaciones que deben pagarse al propietario del predio sirviente en el
caso de que no se lograra un acuerdo con el interesado por la servidumbre. El afectado puede
reclamar este avalúo en un plazo máximo de 30 días. Es importante destacar, además, que la
remuneración de la Comisión de Hombres Buenos corre por cuenta del interesado y
corresponde a un monto fijado por el Ministro Energía.
De esta forma, si el terreno es privado, se ejecutará el establecimiento de servidumbres de
manera forzosa, previa notificación a propietarios, quienes serán indemnizados con el valor
fijado por el avalúo de la Comisión de Hombres Buenos, más un 20%77. En el caso de que el
dueño del predio no estuviese satisfecho con el avalúo de la Comisión de Hombres Buenos,
existe un plazo de 30 días a contar de la fecha en que se le notifica la decisión, para que
reclame. Dado este escenario, el caso pasa a tribunales.
Una vez determinado el valor a pagar, el desarrollador del proyecto pagará la suma
determinada y obtendrá la concesión de servidumbre del terreno, lo que conlleva el derecho a
ingresar al terreno para desarrollar etapas de evaluación ambiental y posteriormente la
construcción de la obra de transmisión.
76 “(…) Los afectados tendrán 30 días de plazo a contar de la fecha de la notificación, para que formulen
las observaciones y oposiciones que fuere el caso. (…)” 77Según el artículo 70 del DLF No4 que fija el texto refundido del Decreto con Fuera de Ley No1, de minería, de 1982,
LGSE: “Los terrenos ocupados se pagarán, a tasación de peritos, con veinte por ciento de aumento”
AETS Sudamérica
64
El plazo “teórico” total que posee el proceso de obtención de concesión eléctrica es de 120
días hábiles (168 días corridos)78.
1.3.2. Solicitud de intervención de bosque nativo y plan de manejo de preservación
En el caso en que el trazado del proyecto de transmisión pase por un terreno en donde exista
bosque nativo79, del cual se encuentra prohibida su corta, eliminación, destrucción o
descepado deindividuos de las especies vegetales nativas80, es necesario generar una Solicitud
ante la Corporación Nacional Forestal (CONAF) para la intervención de estas especies nativas.
Es posible generar esta solicitud debido a que en el inciso 4° del artículo 7° de la LBN, se permite
a las concesiones o servidumbres de servicios eléctricos intervenir estas especies nativas. La
solicitud debe ser tramitada por CONAF en un plazo de 60 días hábiles.
Luego de obtenida la autorización para intervenir bosque nativo, es necesario realizar un Plan
de Manejo de Preservación sobre las especies a intervenir. La autorización mencionada en el
párrafo anterior, incluirá el período de tiempo máximo que posee el peticionario para presentar
el Plan de Manejo. CONAF tiene un plazo de 90 días para aprobar o rechazar el Plan de Manejo
presentado. Sólo quienes tengan carácter de concesionario o servidumbre eléctrica pueden
solicitar y presentar estos documentos ante CONAF, por lo que se debe terminar la etapa de
concesión y servidumbre para poder realizar estos trámites81.
1.3.3. Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental
Este proceso puede comenzar en distintos momentos, y todo dependerá de las características
particulares del proyecto: en caso de anticipar desafíos importantes en la relación con la
comunidad, podría convenir adelantar el Estudio del Impacto Ambiental, mientras que si se
vislumbra que los dueños de los predios solicitados para imponer servidumbre representarán el
mayor desafío en el desarrollo del proyecto, se verán inclinados a solicitar las servidumbres en
primer lugar.
En general, para efectos de este estudio, se elige un potencial camino que es la solicitud de la
concesión en primer lugar. Para efectos de este análisis, y como se puede ver en la Tabla 6 6, el
inicio de la evaluación ambiental se ha situado en la mitad del desarrollo del proceso de
concesión y servidumbre, para tomar en cuenta los distintos puntos de vista respecto de
cuando iniciar este proceso. Independiente de cuando se desee iniciar el proceso de
evaluación ambiental, este es el principal permiso necesario para desarrollar este y cualquier
tipo de proyecto.
78 Por cada 7 días corridos hay 5 días hábiles, proporción utilizada para la conversión es de 7/5 o 1,4 días corridos por
cada día hábil. 79Según Ley 20.283, bosque se define como “sitio poblado con formaciones vegetales en las que predominan árboles y
que ocupa una superficie de por lo menos 5.000 metros cuadrados, con un ancho mínimo de 40 metros, con cobertura
de copa arbórea que supere el 10% de dicha superficie total en condiciones áridas y semiáridas y el 25% en
circunstancias más favorables” y bosque nativo se define como “bosque formado por especies autóctonas,
provenientes de generación natural, regeneración natural, o plantación bajo dosel con las mismas especies existentes
en el área de distribución original, que pueden tener presencia accidental de especies exóticas distribuidas al azar” 80Artículo 19° Ley de Bosque Nativo (LBN) Ley 20.2083 81CONAF, Manual para la Tramitación de Resoluciones Fundadas en Virtud del Artículo 19 de la Ley Nº 20.283 sobre
Recuperación del Bosque Nativo y Fomento Forestal.
AETS Sudamérica
65
La evaluación ambiental se realiza mediante un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), o en
algunos casos mediante una Declaración de Impacto Ambiental (DIA), el cual debe ser
ingresado al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA).
El SEIA es uno de los principales instrumentos existentes en Chile para prevenir el deterioro
ambiental, minimizando el impacto de distintos proyectos por medio de la evaluación de éstos.
Para esto, se crea el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) cuya función es principalmente
establecer y gestionar bases técnicas para el SEIA, junto con la administración de este mismo.
Los proyectos ingresados al SEIA deben ser evaluados por una Comisión Evaluadora Regional
(en el caso que el proyecto abarque sólo 1 región), la que debe aprobar, aprobar con
condiciones o rechazar un proyecto (Resolución de Calificación Ambiental), decisión que debe
tomar basada, conforme a la ley, en el informe Consolidado de la Evaluación, generado por los
organismos públicos competentes. Estos organismos públicos corresponden a los siguientes
actores:
Tabla 7. Integrantes de la Comisión Evaluadora Regional
Comisión de Evaluación (Actores)
Intendente, preside
SEREMI de Salud
SEREMI de Economía, Fomento y Reconstrucción
SEREMI de Obras Públicas
SEREMI de Agricultura
SEREMI de Vivienda y Urbanismo
SEREMI de Transporte y Telecomunicaciones
SEREMI de Minería
SEREMI de Planificación
SEREMI de Medio Ambiente
SEREMI de Energía
Director Regional de SEA, secretario
Elaboración propia
Cada uno de los SEREMIS listados anteriormente realiza un análisis del proyecto presentado
relacionado a su ámbito de acción, presentando luego una aprobación, rechazo o aprobación
con observaciones del proyecto. Cada uno de los SEREMIS consulta a los distintos servicios que
existen bajo su cargo (por ejemplo, Seremi de Agricultura consulta a servicios como
Corporación Nacional Forestal – CONAF, Servicio Agrícola Ganadero – SAG, entre otros),
quienes deben remitir sus opiniones técnicas respecto del proyecto en evaluación.
En el caso de los proyectos interregionales la calificación final y coordinación del proceso de
evaluación la hace la dirección ejecutiva del SEA, y en particular quien califica es su Director
Ejecutivo. Aún cuando el Director Ejecutivo solicite a los SEA y servicios de cada una de las
regiones involucradas que evalúen, la decisión final recae sólo en él. Luego de la decisión del
Director Ejecutivo existe una instancia de apelación, en tal caso debe resolver la calificación el
Comité de Ministros.
AETS Sudamérica
66
De acuerdo a lo estipulado en la ley, “Los proyectos o actividades susceptibles de causar
impacto ambiental, en cualesquiera de sus fases, que deberán someterse al sistema de
evaluación de impacto ambiental, son los siguientes:
- […] Líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones.”82
El ingreso del proyecto al sistema, puede realizarse por medio de una Declaración de Impacto
Ambiental (DIA) o un Estudio de Impacto Ambiental (EIA), los cuales tienen diferentes
modalidades de presentación; la presentación con un EIA implica que el proyecto tiene una
carga ambiental importante, por lo que el documento debe incluir antecedentes fundados
relativos a la magnitud de los impactos ambientales, junto con las acciones que serán
implementadas para abordar éstos. En cambio, el DIA, constituye una declaración jurada de
que el proyecto no produce carga ambiental por sobre las normas aplicables. Esta última
implica una menor cantidad de recursos para su realización.
Dentro de estas dos modalidades se pueden distinguir variaciones en los DIAs y EIAs, los cuales
generan diferencias en los tiempos legales para la evaluación de dicho documento (proceso
que culmina con una Resolución de Calificación Ambiental):
DÍA sin Participación Ambiental Ciudadana (PAC)83: Corresponde al documento
explicado recientemente, sin alteraciones. El proceso de evaluación dura 60 días, los
cuales son ampliables en 30 días adicionales.
DÍA con PAC: Las Direcciones Regionales o el Director Ejecutivo del Servicio de
Evaluación Ambiental, según corresponda, podrán decretar la realización de un
proceso de PAC por un plazo de 20 días
DÍA con Certificación de Conformidad: Los titulares de la DIA podrán incluir el
compromiso de someterse a un proceso de evaluación y certificado de conformidad,
respecto del cumplimiento de la normativa ambiental aplicable y de las condiciones
sobre las cuales se califique favorablemente el proyecto. Dado este caso, la evaluación
de la DIA debe ser realizada en un plazo máximo de 30 días.
DÍA para Empresas de Menor Tamaño: Si el titular del proyecto es una empresa de menor
tamaño y debe presentar una DIA, podrá someterse a un proceso de evaluación y
certificación de conformidad. En tal caso se someterán a un procedimiento especial
donde, en un periodo de 10 días se verifica la no pertinencia de un EIA. Si el proyecto se
encuentra en un área regulada, se procede a hacer el registro de la declaración, de
otra forma, se hace un llamado a PAC (plazo de 10 días) antes de hacer el registro.
Dicho registro actúa como Resolución de Calificación Ambiental. Incluido esto, el plazo
máximo sería de 20 días.
EIA convencional: Este tipo de documento corresponde al explicado inicialmente sin
modificaciones, y su evaluación tiene un plazo de duración de hasta 120 días, con la
posibilidad de ampliación en 60 días adicionales. Por el mayor impacto ambiental
presente en este tipo de proyectos, siempre se considera un plazo para Participación
Ciudadana, el cual se extiende por 60 días.
EIA para Proyectos Urgentes: Entiéndase por urgente un proyecto que deba ser
implementado lo antes posible para atender necesidades impostergables derivadas de
82
Ley 19.300, articulo 10 83Direcciones Regionales o el Director Ejecutivo del Servicio deciden la participación ciudadana.
AETS Sudamérica
67
calamidades públicas, así como a servicios que no pueden paralizarse sin serio perjuicio
para el país. Dado este caso, el plazo de la evaluación del EIA deberá reducirse a la
mitad, y de manera proporcional, sus trámites.
Es importante mencionar que al momento de existir dudas o solicitud de aclaraciones, vengan
estos o no del proceso de PAC, el tiempo de evaluación, a petición del titular del proyecto,
puede ser congelado o suspendido, mientras el titular conteste las aclaraciones solicitadas. Esto
se realizará si las 2 partes involucradas están de acuerdo. Una vez entregadas estas, el tiempo
de evaluación comienza a correr nuevamente84.
Existen distintos factores que gatillan la necesidad de realizar un EIA sobre un DIA, a
continuación se listan las características de los proyectos que requieren de un EIA:
Riesgo para la salud de la población, debido a la cantidad y calidad de efluentes,
emisiones o residuos
Efectos adversos significativos sobre la cantidad y calidad de los recursos naturales
renovables, incluidos el suelo, agua y aire.
Reasentamiento de comunidades humanas, o alteración significativa de los sistemas de
vida y costumbre de grupos humanos.
Localización en o próxima a poblaciones, recursos y áreas protegidas, sitios prioritarios
para la conservación, humedales protegidos y glaciares, susceptibles de ser afectados,
así como el valor ambiental del territorio en que se pretende emplazar.
Alteración significativa, en términos de magnitud o duración, del valor paisajístico o
turístico de una zona.
Alteración de monumentos, sitios con valor antropológico, arqueológico, histórico y, en
general, los pertenecientes al patrimonio cultural.
En el caso en que un proyecto presente un DIA, siendo que para el caso, lo correcto era
presentar un EIA, existe una etapa temprana en la evaluación del DIA que estudia la
pertinencia del documento presentado, lo que evita que el proceso se lleve adelante habiendo
presentado un análisis ambiental no pertinente.
En base a datos obtenidos desde el SEA, se puede decir que los proyectos relativos a la
construcción de nuevas líneas de transmisión, independiente de su voltaje, son presentados en
su mayoría a través de una DIA. A continuación se presenta un resumen de los datos obtenidos
desde el SEA, los cuales pueden verse en detalle en el Anexo 12:
84Artículo 25 del D.S. 95, Reglamento del Sistema de Evaluación Ambiental
AETS Sudamérica
68
Tabla 8. Documento presentado al SEA para construcción de líneas de transmisión, por voltaje
Voltaje Tipo documento Cantidad
500 kV EIA 3
DIA 4
220 kV EIA 21
DIA 33
154 kV EIA 0
DIA 3
110 kV EIA 4
DIA 52
66 kV EIA 1
DIA 24
Elaboración propia en base a datos del SEA
1.4. Tiempos totales teóricos de los procesos
Con el proceso de evaluación ambiental aprobado, el desarrollador del proyecto tiene todos
los permisos necesarios para poder comenzar con la construcción del proyecto de transmisión.
Desde este punto en adelante, los tiempos del proyecto dependen totalmente del la empresa
de transmisión y de la empresa constructora asociada. Lo que sigue a la construcción, y en
muchos casos se desarrolla de forma paralela, es el proceso de conexión (proceso de
negociaciones bilaterales entre privados, con regulación del Estado), el cual se analizará más
adelante. En los puntos anteriores, se han descrito los procesos necesarios para obtener los
permisos necesarios para el comienzo de la construcción de las obras de transmisión, procesos
que se resumirá a continuación.
Tabla 9. Tiempos “teóricos” de los procesos mencionados
Planificación de transmisión
Días de
duración de
cada proceso
Días de
duración extra
en caso de
desacuerdo
Acumulado
sin
discrepancias
Acumulado
con
discrepancias
Realización de ETT (240 días corridos) 171 171 171
Publicación ETT 6 177 177
Audiencia pública de ETT 20 197 197
Recepción de observaciones 15 212 212
Elaboración informe Técnico (IT) 45 257 257
Envío de IF a DP 3 260 260
Revisión CDEC 30 260 290
Generación de discrepancias 10 270 300
Panel de Expertos 30 270 330
Envío de IT a Ministerio Energía 15 285 345
Decreto de obras en Sistema troncal 15 300 360
TOTAL PROCESO PLANIFICACIÓN 300 360
AETS Sudamérica
69
Licitación de obras
Realización y publicación de bases de
licitación 60 360 420
Adjudicación de la licitación 190 550 610
TOTAL PROCESO LICITACIÓN 250 250
Ingenierías
Días de
duración de
cada proceso
Días de
duración extra
en caso de
desacuerdo
Acumulado
sin
discrepancias
Acumulado
con
discrepancias
Ingeniería básica 129 679 739
Ingeniería de detalle 261 940 1000
TOTAL PROCESO INGENIERÍA 389 389
Concesión y servidumbre
Días de
duración de
cada proceso
Días de
duración extra
en caso de
desacuerdo
Acumulado
sin
discrepancias
Acumulado
con
discrepancias
Informe de admisibilidad emitido por SEC 15 955 1015
Oposición a concesión por parte de
afectados, desde la notificación 30 30 985 1045
Modificaciones proyecto en caso de
oposición (implica nuevo inicio del proyecto) 30 985 1075
Informe de admisibilidad emitido por SEC 15 985 1090
Publicación de Decreto de Concesión en
Diario Oficial por parte del interesado 30 1015 1120
Reclamo de avalúo de valor de servidumbre
a Comisión de Hombres Buenos (no se
considera dentro de plazos debido a que ya
está decretada la concesión)
30 1015 1120
TOTAL PROCESO CONCESIÓN 75 120
Plan de manejo
Días de
duración de
cada proceso
Días de
duración extra
en caso de
desacuerdo
Acumulado
sin
discrepancias
Acumulado
con
discrepancias
Solicitud intervención de Bosque Nativo 60 - 1075 1180
Aprobación de plan de manejo 90 - 1165 1270
TOTAL PORCESO PLAN DE MANEJO 150 150
Evaluación ambiental [Sól aplica 1 tipo de
evaluación]
Días de
duración de
cada proceso
Días de
duración extra
en caso
expansión de
plazo
Acumulado
sin expansión
Acumulado
con
expansión
DIA sin PAC 60
1045 1165 30
DIA con PAC 60
1045 1165 30
DIA con Certificación de Conformidad 30 1015 1105
DIA empresas menor tamaño 20 1005 1095
EIA 120
1105 1255 60
Elaboración propia, en base a LGSE, SEA y Ministerio de Energía
AETS Sudamérica
70
Como se puede ver de la tabla anterior, el proceso completo puede tomar entre 1.165 días
hábiles (equivalentes a 1.631 días corridos, 54 meses ó 4,5 años) y los 1.270 días hábiles
(equivalentes a 1.778 días corridos, 59 meses o 4,9 años). Esto considerando el proceso de ETT y
de licitación de las obras, procesos que son previos al foco de estudio. Los tiempos
contemplados entre las etapas de ingeniería y de evaluación ambiental, oscilan entre los
597días hábiles (equivalentes a 836 días corridos, 28 meses ó 2,3 años) y los 779 días hábiles
(1.091 días corridos, 36 meses ó 3 años).Superados procesos, la empresa transmisora o a cargo
de la construcción, puede comenzar con las órdenes de suministros y con la construcción del
proyecto, proceso que puede tomar entre 18 a 24 meses.
Más en detalle, los procesos en donde tienen directa participación organismos del Estado
(concesión eléctrica, plan de manejo y evaluación ambiental), oscilan entre los 208 días hábiles
(equivalentes a 291 días corridos, 10 meses o casi un año) y 390días hábiles (equivalentes a 546
días corridos, 18 meses o 1,5 años). A continuación se presenta un cuadro resumen de los
tiempos “teóricos” mencionados anteriormente.
Tabla 10. Resumen de tiempos teóricos estimados del proceso de planificación y desarrollo del
sistema de transmisión.
Proceso Total Ingeniería - Ev. Ambiental Concesión - Ev. Ambiental
Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo
Días Hábiles 1165 1270 597 779 208 390
Días corridos 1631 1778 836 1091 291 546
Meses 54 59 28 36 10 18
Años 4,5 4,9 2,3 3,0 0,8 1,5
Elaboración propia
Los tiempos mostrados anteriormente serán los que se definirán como “teóricos” para los análisis
a realizar más adelante. Se considera en todos los casos la necesidad de presentar un plan de
manejo. En el caso en que esto no fuera necesario, los plazos deberían disminuir en 150 días
hábiles (210 días corridos o 7 meses).
AETS Sudamérica
71
2. Problemas detectados del proceso de planificación y expansión del
sistema de transmisión troncal
Los tiempos mostrados anteriormente han sido denominados como “teóricos” debido a que son
corresponden a los plazos que entrega la Ley para que los organismos de Estado actúen
respecto de las solicitudes realizadas por las empresas de transmisión y sus empresas
constructoras asociadas para desarrollar proyectos de transmisión eléctrica, en base a los
Decretos Ministeriales respecto de las obras de expansión del sistema de transmisión troncal.
A continuación, en base al conocimiento del equipo consultor y a entrevistas realizadas a
actores relevantes relacionados al sector transmisión, se describen los principales problemas
detectados en el proceso explicado anteriormente, los cuales generan retrasos en el tiempo de
desarrollo. Los problemas detectados están asociados a tiempos de realización real, los cuales
se denominan tiempos “reales” de ahora en adelante. También se listan y analizan problemas
que no generan retrasos en los procesos, pero que son tan importantes como los problemas que
generan retrasos.
2.1. Problemas en el proceso de planificación y licitación de las necesidades
de transmisión
El proceso de planificación de las necesidades de transmisión busca generar información
acerca de las obras que son requeridas en un período de tiempo acotado, para que la
demanda pueda obtener la energía que la oferta genera o generará en el futuro. Los
problemas detectados en este proceso son los siguientes:
Horizontes de planificación que se utilizan para la evaluación de la evolución del sistema
eléctrico.
Cantidad de escenarios para modelar la incertidumbre que se utilizan en los ETT.
Problemas respecto de su proceso de adjudicación.
Si bien los dos primeros temas no implican retrasos respecto de los tiempos del proceso
existente, son dos temas que frecuentemente citaron los entrevistados y que causan
preocupación respecto de cómo se decide acerca de las obras necesarias de transmisión
troncal. Estos temas se analizan a continuación.
2.1.1. Horizontes de planificación
El horizonte de planificación utilizado en el ETT del año 2006 fue de 10 años, mientras que el
utilizado en el ETT del año 2010 fue de 15 años. Esto demuestra una necesidad ampliar los
horizontes de planificación, que fue suplida por este aumento de 5 años desde un proceso al
otro. Un aumento de los horizontes de planificación permitiría una evaluación más completa de
las diferentes opciones tecnológicas de ampliación para los sistemas de transmisión. En
particular, la conveniencia de optar por opciones con mayores economías de escala solo
resulta una alternativa conveniente en la medida que el horizonte de planificación sea lo
suficientemente amplio. La ley establece un mínimo de 10 años y en las dos fijaciones de tarifas
de transmisión se han usado 10 y 15 años, plazos que se consideran breves cuando se considera
un sistema en donde existen grandes economías de escalas. La posibilidad de que sea óptimo
anticipar capacidad para el sistema, construyendo líneas de mayor voltaje, solo se puede
determinar cuando los horizontes de planificación guardan alguna relación con los periodos
AETS Sudamérica
72
que duran las inversiones. En el sector sanitario se determinan las inversiones de los próximos 10
años y se planifica a 35 años.
Otro aspecto importante es que la tasa de descuento para fines de planificación debiera ser
cercana a la tasa social de descuento. No obstante, como las inversiones son realizadas por
privados, que deben licitar las obras y establecer implícitamente la tasa de costo de capital, se
podría considerar la tasa consistente con el Beta para el sector de transmisión eléctrica. El usar
una tasa de descuento alta impide aprovechar economías de escala en transmisión y
distorsiona el desarrollo del sector. Por otro lado el tener tasas de descuento fijadas por ley a la
hora de evaluar las distintas definiciones de obras, no reconoce el hecho económico que ésta
suele variar en el tiempo, pudiéndose garantizar tasas demasiado altas o bajas dependiendo
de la política monetaria del país en un momento determinado cuando se financia el proyecto.
Es importante mencionar que este aumento del horizonte de planificación agregaría
incertidumbres a los resultados del estudio, ya que la planificación de proyectos de generación
no se realiza a tan largo plazo. Es por esto que el aumento del horizonte de planificación debe ir
de la mano con la cantidad de escenarios de modelación que se realicen en el estudio. Este
problema no genera retrasos en los tiempos de desarrollo de la planificación.
2.1.2. Modelación de la incertidumbre: cantidad de escenarios de modelación
La cantidad de escenarios de modelación también han variado desde el proceso 2006 al 2010
(desde 1 escenario a 3 escenarios). Durante el proceso 2006, y en base a la información
recopilada en las entrevistas, se propusieron al consultor cerca de 10 escenarios, siendo utilizado
sólo 1 para la realización del ETT. Se podría decir que el óptimo podría estar entre el rango de los
3 y los 10 escenarios, siendo complejo determinar un número específico, ya que implica un
análisis más detallado del proceso de desarrollo del ETT.
La cantidad de escenarios a utilizar es crucial dentro del desarrollo del estudio, ya que permite
ponerse en diferentes casos respecto de la oferta y de la demanda. Mientras más escenarios,
una mayor cantidad de casos y de opciones podrían ser cubiertas, reduciendo la incertidumbre
respecto a si el sistema podrá adaptarse a la oferta y demanda reales, sobre todo en los casos
en que se busque ampliar el horizonte de planificación. Un importante punto a tener en cuenta
es la inclusión de polos de generación definidos, estimados en base al potencial de los recursos
existentes en diferentes zonas y lo competitivo de las tecnologías que podrían desarrollarse en
dichos polos. Esto permitiría generar inversiones de líneas de transmisión a lugares en donde no
existe generación, pero que en un futuro cercano podría ser un polo importante de generación,
debido al potencial existente de un recurso específico. Este problema no genera retrasos en el
desarrollo del ETT.
Respecto de la cantidad específica de casos a analizar, esto dependerá del nivel de
incertidumbre existente respecto de la demanda y de la oferta. Es por esto que no es posible
determinar el número exacto de casos. En base a la información recabada en las entrevistas,
existe consenso respecto de que mientras más casos se analicen, menor será la incertidumbre y
más exactos eran los resultados del ETT. Para obtener un número interesante de escenarios a
estudiar, se puede utilizar una de las buenas prácticas detectadas en el caso de Perú, que dice
relación con parte de la metodología de su Plan de Transmisión (ver Figura 1).
La metodología utilizada en Perú está definida en el documento “Criterios y Metodología para
la Elaboración del Plan de Transmisión” Resolución ministerial nº 129-2009-mem-dm. Parte de
esta metodología, relacionada con la determinación de los escenarios a futuro, se puede
revisar en el Anexo 13.
AETS Sudamérica
73
2.1.3. Proceso de adjudicación de obras
Una vez determinadas las obras necesarias para la transmisión troncal, éstas se dividen en
ampliaciones u obras nuevas. Respecto de las obras nuevas, el principal problema que se
observa es el aumento del riesgo del negocio, y como este aumento no está siendo reflejado
en la tasa de retorno del mismo. Este riesgo se ha visto exacerbado por problemas crecientes
con la obtención efectiva de las concesiones eléctricas. Esto puede redundar en la no
presentación a licitación de empresas importantes del área de transmisión, debido a que no se
sientan atraídas por las actuales condiciones de desarrollo. Esta situación ha dado espacio para
que nuevas empresas, con menor experiencia a nivel nacional, tengan espacio para
adjudicarse licitaciones de obras nuevas, lo que en general se puede interpretar como algo
positivo (el espíritu de la Ley buscaba introducir competencia y más agentes de mercado). Por
otro lado, el adjudicar obras a empresas con menor experiencia conlleva un aumento en las
posibilidades de retrasos debido a que ellas no están familiarizadas con las dificultades del
proceso completo entre la adjudicación de la licitación y la puesta en marcha del proyecto.
Los tiempos de retraso que sufren estas empresas son los acumulados que se detallan en el
resumen realizado al final de esta etapa (oscilan entre los 24 a 27 meses).
Respecto de las obras de ampliación, el proceso demuestra un riesgo de retraso debido a que
si los Valores de Inversión (V.I.) calculados para las licitaciones se encontrarán subvaluados
(incluso incluido el aumento del 15% permitido), no se generarían los incentivos a las empresas a
postularse a la licitación, forzándola a declararse desierta. Al declararse desiertas las
licitaciones, existe la necesidad de generar un nuevo un proceso de licitación, donde se vuelve
a calcular el V.I. para poder licitar nuevamente. Este proceso genera retrasos en los proyectos,
ya que debe pasar por el Panel de Expertos y cumplir con los tiempos que supone un nuevo
proceso de licitación. Sólo esta demora ya implica que las ampliaciones no entren en
funcionamiento en el período de tiempo que estaba estimado. La demora en estos casos es
cercana a los 6 meses.
Adicionalmente, el proceso para obras nuevas y ampliaciones cuenta con muy poca holgura
para su realización, no permitiendo su intervención por parte del mandante si es que los hitos
planteados por el contrato no se cumplen. De aquí que el mandante pueda preferir no
penalizar a la empresa por retrasos (no cobrando boletas de garantía) para evitar la falla del
proceso completo, con el convencimiento que esto salvaguarda los intereses mayores del
sistema como un todo.
2.2. Problemas respecto de proceso de concesión y servidumbre
El proceso de concesión y servidumbre eléctrica es el más nombrado al momento de solicitar
información acerca de problemas que generen retrasos en el proceso de desarrollo de las
obras de transmisión troncal. Este proceso se tilda de engorroso y complejo, sobre todo a
medida que van aumentando la longitud de las líneas de transmisión, lo que conlleva una
mayor cantidad de terreno a cubrir y a gestionar. Respecto de este proceso, se han detectado
3 puntos que generan problemas a los solicitantes de una concesión definitiva para proyectos
eléctricos:
Notificaciones a actores privados dueños de terrenos y que no se han podido identificar
Negociación con actores privados que no desean llegar a un acuerdo
Acceso a los predios una vez obtenida la concesión
A continuación se entrega información acerca de los problemas detectados:
AETS Sudamérica
74
2.2.1. Notificaciones a actores privados
Un problema detectado en este proceso, mediante la experiencia del consultor y en base a las
entrevistas realizadas, son las notificaciones para dar aviso a los propietarios de los terrenos
sobre los cuales se realizará la concesión. Esto para los casos en los cuales la empresa
transmisora no ha llegado a un acuerdo previo respecto del paso de la línea por su terreno. Los
métodos de notificación expuestos en la Ley (Intendencia, Gobernación, Municipalidad y
Juzgado de Letras) no siempre son rápidos y efectivos. Por otro lado, deben ser secuenciales,
por lo que no se le puede notificar a las personas a través de distintos medios, agilizando así el
proceso. La Ley estima que el afectado puede realizar observaciones y oponerse a la
concesión dentro de un plazo de 30 días desde la notificación, pero es esta condición la que
genera retrasos, debido a que las personas en algunos casos son difíciles de ubicar para realizar
dicha notificación pudiendo, dependiendo del caso, alargar los plazos. No se ha logrado
obtener una estimación específica del tiempo extra que este proceso adiciona a las demoras,
ya que depende de cada caso en particular, pero se estima que los tiempos informados a
continuación, en el punto Negociación con Actores Privados, podrían incluir los tiempos extras
que se generan en este proceso.
2.2.2. Negociación con actores privados
Este punto ha sido de los más mencionados por los actores entrevistados, y definido como el
más problemático dentro de todo el proceso de desarrollo de la expansión. La negociación
con los propietarios de terrenos por donde pasará la línea de transmisión, y con los cuales no se
pudo llegar a un acuerdo en un principio, es compleja, y esto se agudiza cuando el propietario
no desea llegar a un acuerdo con la empresa de transmisión o la constructora asociada. Si bien
el proceso de concesión y servidumbre implica finalmente una “servidumbre forzosa” a favor de
la empresa de transmisión, esto no asegura que sea dentro del período que la Ley estima para
la otorgación de la misma. Los propietarios pueden no aceptar la valorización realizada por la
Comisión de Hombres Buenos, lo que genera otro sub-problema dentro del proceso, ya que
éstos avalúan el terreno y ordenan a la empresa pagar un 20% más sobre el valor determinado
por ellos. En el caso de no estar de acuerdo el afectado, los valores que determinan las
comisiones de Hombres Buenos, pueden ser reclamados en los juzgados de letras competentes,
lo cual puede alargar los procesos varios años
En base a la información recolectada, este proceso aporta un gran porcentaje de las demoras
de esta etapa y del proceso completo de obtención de permisos, generando retrasos
promedio de 12 a 15 meses (se estima que incluyen los tiempos destinados a la notificación a
actores privados). Es importante considerar que mientras más grande el proyecto, mayor
cantidad de terrenos debe cruzar la línea, por lo que la probabilidad de encontrar propietarios
en contra de la utilización de su terreno para la construcción e la línea crece. En base a datos
recolectados, se puede decir que en la mayoría de los casos (cerca del 90%), se llega a
acuerdos bilaterales entre los propietarios y la empresa de transmisión, mientras que en el
porcentaje restante, existen problemas con los propietarios.
2.2.3. Acceso a los predios una vez obtenida la concesión
El proceso de concesión y servidumbre finaliza con un decreto de concesión publicado en el
Diario Oficial y reducido a escritura pública, a favor de la empresa de transmisión. Este decreto
le entrega la facultad a la empresa para ingresar al terreno para realizar las obras
correspondientes al proyecto de transmisión. Esta entrada al terreno no se da de inmediato en
algunos casos, ya que los propietarios tienden a cercar y a defender su terreno, incluso con
armas de fuego, evitando que la empresa encargada de la construcción pueda ingresar al
terreno. En base a la información recopilada, el proceso de entrada al terreno puede
AETS Sudamérica
75
demorarse cerca 12 meses, debido a que es la justicia ordinaria quien debe gestionar la salida
del terreno del propietario.
En resumen, se estima que los retrasos que se pueden generar solamente en esta etapa oscilan
entre los 20 a 23 meses, utilizándose finalmente cerca de 24 a 27 meses totales para tramitar la
servidumbre y lograr la entrada a los terrenos.
2.3. Problemas respecto de presentación de plan de manejo
La presentación de un Plan de Manejo Preservativo es necesaria sólo en casos en donde el
proyecto afecte áreas en donde exista Bosque Nativo. En estos casos no sólo es obligatoria la
presentación de dicho Plan de Manejo, sino que como pre requisito, es necesario solicitar
autorización de CONAF para intervenir especies nativas. Si bien este proceso tiende a realizarse
dentro de los plazos establecidos (dentro de 150 días ambos requerimientos), según el
conocimiento del equipo consultor, es un proceso que no está alineado con los procesos
anteriores y legislaciones de otros procesos (como la LGSE y la Ley 19.300 del Medio Ambiente) y
que debiera estar coordinado dentro del proceso de evaluación ambiental y con los procesos
de generación y transmisión eléctrica. Dado esto, es importante comentar los principales
problemas de este proceso.
Los entrevistados comentan que es un proceso que agrega burocracia al sistema, debido a
que no puede realizarse de manera paralela a otros trámites, sino que debe realizarse de
manera secuencial. Además, piensan que este punto debiera ser parte del proceso de
Evaluación Ambiental. Por otro lado, si bien el proceso alarga el proceso total, generalmente se
realiza dentro de los plazos establecidos. En base a esto, se podría decir que en los casos en
donde es necesario presentar un Plan de Manejo, el proceso se extiende 150 días hábiles (210
días corridos o 7 meses).
2.4. Problemas detectados en proceso de evaluación ambiental
En el año 2010 se realizaron modificaciones a la Ley 19.30085, creando el Servicio de Evaluación
Ambiental, tendiente a cumplir con el espíritu original de la institucionalidad, al establecer una
ventanilla única para la tramitación de los permisos relacionados con la dimensión ambiental
de los proyectos. Esta modificación en la institucionalidad ha sido bien valorada por los
entrevistados, quienes mencionan que en la mayoría de los casos, se respetan los tiempos
establecidos en la Ley, dependiendo de cuál sea el instrumento que se elige para ingresar al
sistema de evaluación.
El principal problema detectado durante las entrevistas dentro de este proceso es la etapa de
participación ciudadana (para las EIA y para los DIA que posean esta etapa). La participación
ciudadana, a través de preguntas y movimientos sociales, puede generar cambios importantes
en los trazados de los proyectos, lo que puede alargar los plazos de ingenierías y, más
problemático aún, variaciones en el trazado pueden generar un nuevo proceso de obtención
de concesión eléctrica para terrenos que no estaban contemplados en el trazado inicial. Por
último, si se generan importantes cambios en el proyecto, es necesario ingresar un nuevo
proyecto para su evaluación ambiental. En el último tiempo, la participación ciudadana ha
tenido gran peso en el desarrollo de los proyectos eléctricos, no sólo de transmisión, sino que
también de generación, por lo que esta oportunidad para que las personas opinen y generen
sus preguntas o dudas al proyecto ha pasado de ser tarea de los grupos sociales afectados a
85 Artículo 80 al 88 de la Ley 19.300, donde se establece la creación y se determinan las
competencias del Servicio de Evaluación Ambiental (ver Anexo 16).
AETS Sudamérica
76
grupos organizados de personas, afectados y no afectados por el proyecto, lo que genera una
mayor cantidad de preguntas y observaciones.
Es importante mencionar también que los tiempos de evaluación ambiental se congelan
durante los períodos en que la empresa postulante debe realizar modificaciones al proyecto
presentado, por lo que los períodos propuestos por la Ley para cada tipo de evaluación
pueden ser engañosos, debido a que no se consideran los períodos de intervención del
proponente.
En resumen, se puede decir que los retrasos en este proceso son difíciles de medir, debido a que
dependen de los tiempos que se tome la empresa transmisora para responder a las dudas u
observaciones que posea su proyecto en particular.
2.5. Otros problemas detectados
Aparte de los problemas explicados anteriormente, existen problemas que han sido
mencionados durante algunas entrevistas y que el consultor ha detectado anteriormente, que
no están directamente relacionados con los procesos mencionados antes, pero que se
encuentran presentes en el desarrollo de todos los proyectos de transmisión, e incluso afectan a
otros segmentos del mercado eléctrico.
2.5.1. Concesión y servidumbre eléctrica versus concesión y servidumbre minera
En base a lo que se ha mencionado en las entrevistas y al conocimiento previo del equipo
consultor, podrían darse problemas por un cruce o tope entre las concesiones eléctricas y
mineras. Este problema podría generarse en el caso que las empresas que desarrollen proyectos
de transmisión soliciten y obtengan la concesión eléctrica, pero no tramiten la concesión
minera. En este caso, y cuando otra empresa o privado solicite la concesión minera bajo algún
tramo de la línea, se generarían problemas respecto de cual concesión prevalece. Este
problema podría generar importantes retrasos en el trazado de la línea y en las etapas
posteriores, debido a que si la concesión minera prevalece sobre la eléctrica, la línea tendría
que cambiar su trazado, lo que implica hacer nuevamente una etapa de ingeniería, concesión
en caso de necesitarse, presentación de plan de manejo de ser necesario, para luego realizar
la etapa de evaluación ambiental.
2.5.2. Definición de transmisión troncal
La definición del sistema de transmisión troncal parece inadecuada para las necesidades del
sistema actual. Conceptos incluidos en la ley, como la bidireccionalidad, dificultan la definición
de un sistema central de transmisión. Un ejemplo de esto es el desarrollo del Sistema
Interconectado del Norte Grande, donde una pobre definición de troncal ha llevado a un
desarrollo desordenado, que no aprovecha las economías de escala. En el caso de otros
países, también se observa la condición de bidireccionalidad, como es el caso de Perú, pero en
la mayoría de los países, la definición del sistema principal o troncal de transmisión es basada en
criterios como la tensión de las instalaciones.
En base a las entrevistas realizadas, se han detectado similares opiniones respecto de la
condiciones interpretables sobre la definición de troncal, y respecto de la confusión que genera
en la definición de las instalaciones, y en la incertidumbre que genera respecto de proyectos
de generación, los cuales no tienen claridad respecto de si la líneas de transmisión a la cual se
conectarán, contará o no con la condición de troncal. Durante las entrevistas se detectaron
proyectos de generación que se han materializado con el supuesto de que un tramo del
sistema de transmisión, debido a sus características, debiera ser declarado como troncal, lo que
implicaría una expansión planificada, para luego darse cuenta que el tramo no se ha
AETS Sudamérica
77
declarado como tal, por lo que no se ampliaría y por ende generaría restricciones en la
cantidad de energía a generar, debido a la restricción que impone el transporte. Estas señales
de un sistema con incertidumbres aumentan el riesgo para las inversiones extranjeras, lo que
podría generar una disminución de inversiones.
En resumen los puntos que causan confusión para la definición de troncal son:
Bidireccionalidad de flujos,
Potencial arbitrariedad de definir tramos troncales en artículos transitorios.
Los puntos que aportan a la definición de un troncal destinado a ser el pilar del mercado de la
energía serían:
Instalaciones por sobre un nivel de tensión (y por ende capacidad). Por ejemplo, 220 kV.
Instalaciones que sirvan a una amplia base de usuarios, sean estos retiros o inyectores, o
ambos.
Instalaciones que se enmallan a instalaciones troncales.
2.5.3. Tarificación ineficiente del troncal
Chile es el único país que posee un sistema de tarificación troncal en que las empresas de
generación pagan la mayor parte del costo de expansión. Esto significa que los generadores de
energías térmicas, cerca de los centros de consumo, son privilegiados. Esta situación atípica
genera costos en términos de insuficiente competencia, riesgos de bloqueo de entrada e
imposibilidad de aprovechar recursos renovables. Esto es más serio aún cuando ya no es posible
basar el desarrollo de la oferta de generación en proyectos de gas natural de ciclo combinado
(contexto en el cual se desarrollo la versión actual de la tarificación troncal). La mayor
proporción que pagan los generadores inyectores, en relación a la práctica de otros países,
privilegia el objetivo de reducir los costos de transporte entregando fuertes señales de
localización induciendo a los generadores a instalarse lo más cerca de los centros de consumo.
No obstante, genera barreras para la entrada de nuevos operadores, especialmente de
energías renovables lejos de los centros de consumo, y potencialmente, inhibe la competencia.
El aumento de la competencia favorece a los consumidores, siguiendo el enfoque de que se
pague por la transmisión en relación a los beneficios (Arellano y Serra 2004), una mayor
proporción de la inversión en transmisión debería ser cancelada por los retiros. De esta forma, el
efecto de generar expansiones para aprovechar economías de escala y facilitar la entrada
sería más fácilmente financiado en forma cooperativa por todos los consumidores y haría
menos contencioso el proceso de concordar entre los generadores la expansión de transmisión.
La existencia de importantes fallas de mercado en el caso de la transmisión eléctrica, tales
como economías de escala , costos de transacción y coordinación, conflictos y burocracia
excesiva en el establecimiento de servidumbre, dificultades para establecer compromisos
simultáneos en el caso de grandes proyectos de transmisión y esquemas de regulación troncal
que limitan el aprovechamiento de economías de escala y establecen barreras de entrada a
generadores obligan a cuestionarse el sistema de regulación de transmisión que se ha
establecido en Chile.
AETS Sudamérica
78
2.6. Resumen de los tiempos extra generados por los problemas detectados
Algunos de los problemas detectados mediante las entrevistas realizadas y en base al
conocimiento del equipo consultor generan retrasos importantes en los tiempos de desarrollo de
las obras de transmisión eléctrica. Los procesos de licitación de obras y concesión y servidumbre
son los que más afectados se ven en su desarrollo, debido a los problemas detectados. A
continuación se muestran los tiempos reales del proceso completo de desarrollo de expansión
del sistema de transmisión troncal, obtenidos en base al levantamiento de información
mediante entrevistas a atores clave y en base a los conocimientos del equipo consultor.
Tabla 11. Tiempos reales de los procesos estudiados
Planificación de transmisión
Días hábiles
de duración
de cada
proceso
Días hábiles
de duración
extra en
caso de
desacuerdo
Días hábiles
acumulado
sin
discrepancias
Días hábiles
acumulado
con
discrepancias
Realización de ETT (240 días corridos) 171 171 171
Publicación ETT 6 177 177
Audiencia pública de ETT 20 197 197
Recepción de observaciones 15 212 212
Elaboración informe Técnico (IT) 45 257 257
Envío de IF a DP 3 260 260
Revisión CDEC 30 260 290
Generación de discrepancias 10 270 300
Panel de Expertos 30 270 330
Envío de IT a Ministerio Energía 15 285 345
Decreto de obras en Sistema troncal 15 300 360
TOTAL PROCESO PLANIFICACIÓN 300 360
Licitación de obras
Días hábiles
de duración
de cada
proceso
Días hábiles
de duración
extra en
caso de
desacuerdo
Días hábiles
acumulado
sin
discrepancias
Días hábiles
acumulado
con
discrepancias
Realización y publicación de bases de licitación 60 360 420
Adjudicación de la licitación 190 550 610
Tiempo extra no presentación de postulantes en obras
de ampliación 129 550 739
TOTAL PROCESO LICITACIÓN 250 379
Ingenierías
Días hábiles
de duración
de cada
proceso
Días hábiles
de duración
extra en
caso de
desacuerdo
Días hábiles
acumulado
sin
discrepancias
Días hábiles
acumulado
con
discrepancias
Ingeniería básica 129 679 868
Ingeniería de detalle 261 940 1129
TOTAL PROCESO INGENIERÍA 389 389
AETS Sudamérica
79
Concesión y servidumbre
Días hábiles
de duración
de cada
proceso
Días hábiles
de duración
extra en
caso de
desacuerdo
Días hábiles
acumulado
sin
discrepancias
Días hábiles
acumulado
con
discrepancias
Informe de admisibilidad emitido por SEC 15 955 1144
Oposición a concesión por parte de afectados, desde
la notificación 30 985 1174
Modificaciones proyecto en caso de oposición (implica
nuevo inicio del proyecto) 30 985 1204
Informe de admisibilidad emitido por SEC 15 985 1219
Publicación de Decreto de Concesión en Diario Oficial
por parte del interesado 30 1015 1249
Reclamo de avalúo de valor de servidumbre a Comisión
de Hombres Buenos (no se considera dentro de plazos
debido a que ya está decretada la concesión) 30 1015 1279
Tiempo extra por demora en trámites de notificaciones y
negociación 321 1015 1600
Tiempo extra por demora en entrada al predio para
construcción 257 1015 1857
TOTAL PROCESO CONCESIÓN 75 699
Plan de manejo
Días hábiles
de duración
de cada
proceso
Días hábiles
de duración
extra en
caso de
desacuerdo
Días hábiles
acumulado
sin
discrepancias
Días hábiles
acumulado
con
discrepancias
Solicitud intervención de Bosque Nativo 60 - 1075 1917
Aprobación de plan de manejo 90 - 1165 2007
TOTAL PROCESO PLAN DE MANEJO 150 150
Evaluación ambiental [Sólo aplica 1 tipo de evaluación]
Días hábiles
de duración
de cada
proceso
Días hábiles
de duración
extra en
caso
expansión
de plazo
Días hábiles
acumulado
sin expansión
Días hábiles
acumulado
con
expansión
DIA sin PAC, sin observaciones 60 1225 2097
DIA sin PAC, con observaciones 30
DIA con PAC, sin observaciones 60 1225 2097
DIA con PAC, con observaciones 30
DIA con Certificación de Conformidad 30 1195 2037
DIA empresas menor tamaño 20 1185 2027
EIA sin observaciones 120 1285 2187
EIA con observaciones 60
Elaboración propia
De la tabla anterior puede verse que los problemas se concentran en dos ámbitos. El primero
tiene que ver con las demoras generadas en el proceso de licitación de las obras. Es importante
mencionar que esta demora es mayormente para el caso de las obras de ampliación, las
cuales posteriormente a ser licitadas no necesitan llevar a cabo los procesos de concesión, plan
de manejo ni evaluación ambiental, es por eso que este tiempo no se considera para el cálculo
final de los tiempos de desarrollo de proyecto que sí incluyen a estos procesos.
AETS Sudamérica
80
El segundo ámbito en donde se concentran los problemas está relacionado con el proceso de
entrega de la concesión eléctrica, específicamente en las etapas de notificaciones y
negociación con dueños de predios que no están seguros de querer llegar a un acuerdo y el
posterior acceso a los predios, una vez tramitada la concesión eléctrica. A continuación se
entrega un resumen de los rangos de tiempo en los que podría desarrollarse en proyecto,
considerando las demoras mencionadas anteriormente.
En base a lo planteado en la Tabla 10, se muestra una comparación de los tiempos “teóricos”
frente a los tiempos “reales” totales del desarrollo de la expansión del sistema de transmisión en
Chile.
Tabla 12. Comparación de tiempos teóricos y tiempos reales
Proceso Total con EIA
Principales fuentes de retraso
Licitación de obras Concesión y servidumbre
Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo
Tiempos
Teóricos
Días Hábiles 1285 1480 250 250 75 121
Días corridos 1799 2072 350 350 105 169,4
Meses 60 69 12 12 4 6
Años 4,9 5,7 1,0 1,0 0,3 0,5
Mínimo Máximo Mínimo Máximo Mínimo Máximo
Tiempos
Reales
Días Hábiles 1285 2187 250 379 75 699
Días corridos 1799 3061,8 350 530,6 105 978,6
Meses 60 102 12 18 4 33
Años 4,9 8,4 1,0 1,5 0,3 2,7
Diferencias 0,0 2,7 0,0 0,5 0,0 2,2
Elaboración propia
Como se puede ver de la tabla anterior, existe un retraso cercano a los 2,7 años en el proceso
de desarrollo de la expansión del sistema de transmisión cuando se necesita presentar un EIA,
retraso que es aportado por el proceso de licitación y concesión y servidumbre.
Los números presentados anteriormente incluyen la realización de un plan de manejo en caso
de afectar bosque nativo. Este trámite, en la mayoría de los casos mostrados anteriormente, se
extiende más allá del período de obtención de servidumbre (debido a la necesidad de contar
con la concesión y servidumbre para realizar este trámite) y del proceso de evaluación
ambiental. En el caso de que no se necesite realizar este proceso de Plan de Manejo, los
tiempos bajan considerablemente en 150 días hábiles (210 días corridos o 7 meses).
3. Problemas de la conexión al sistema de transmisión
Los sistemas de transmisión eléctrica buscan movilizar la energía generada en un punto de
generación hasta un punto de consumo, o hasta un punto de conexión con algún otro sistema
menor de transmisión eléctrica. Para esto, los generadores deben conectarse a las redes de
transmisión. En Chile, existe el concepto de “open access” o acceso abierto a las redes de
AETS Sudamérica
81
transmisión. Esto significa que cualquier actor puede solicitar conectarse a cualquier tipo de red
de transmisión eléctrica del país86. Cuando un generador desea conectarse a la red, es
necesaria la interacción con 2 actores relevantes: El CDEC correspondiente y la empresa de
transmisión. Esta interacción o procedimientos necesarios de realizar se detallan a continuación.
3.1. Interacción con el CDEC
El primero de los procedimientos, es llevado a cabo con el CDEC, que en gran parte se realiza
en paralelo a la construcción del proyecto correspondiente. Es iniciado con una comunicación
de la intención de interconexión, la cual debe ser dirigida por escrito a la Dirección de
Operación (en adelante DO) y otros organismos interesados, según lo estipule la
reglamentación de la DO correspondiente a cada CDEC, con una anticipación mínima de 6
meses.
La empresa que solicite la incorporación de sus instalaciones a alguno de los sistemas
interconectados deberá desarrollar estudios que cuantifiquen el impacto efectuado por la
conexión en la operación de dicho sistema, estos estudios debes ser entregados a la DO
correspondiente e incluir (entre otras especificaciones del procedimiento de cada DO):
Estudios relativos al comportamiento del sistema que, en distintos niveles y áreas, debe
exponer claramente el efecto de la interconexión de la instalación sobre la seguridad y
calidad de servicio del sistema, bajo distintos escenarios (detallados en la guía de
procedimiento de las distintas DO).
Estudio de ajustes de protecciones, que muestre la coordinación de las nuevas
instalaciones y aquellas que puedan verse afectadas por la incorporación de estas.
Estudios de falla tipo cortocircuito para verificar la suficiente capacidad de ruptura de
los interruptores, el cual debe ser realizado de acuerdo con el procedimientos DO
aplicable.
Los estudios anteriormente explicados deben ser enviados a la DO con una anticipación mínima
de 60 días corridos respecto a la fecha en la cual se espera inyectar energía por primera vez87.
Junto con estos procedimientos, que son los principales dentro del proceso, existe un importante
nivel de detalle respecto de otras tareas que deben coordinarse con el CDEC. A continuación
se adjunta una carta Gantt de todos los procedimientos a realizar con el CDEC para que este
acepte la conexión al sistema de transmisión.
86 El acceso abierto es claro para transmisión troncal y subtransmisión, pero no lo es tanto para los sistemas adicionales. 87 Procedimiento DO, Abril del 2011, “Interconexión, modificación y retiro de instalaciones en el SING”
AETS Sudamérica
82
Tabla 13. Carta Gantt de procedimientos a realizar con el CDEC
Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 Mes 5 Mes 6 Mes 7 Mes 8
Nombre Etapa/Hito del Proyecto 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
1 Carta de solicitud de
interconexión a CDEC
2 Designación por parte de CDEC
del Coordinador DO
3
Entrega a DO y DP de información
provisional requerida para
interconexión
4 Inicio construcción proyecto de
generación
5
Entrega de los estudios de
Comportamiento Sistémico y
Coordinación de Protecciones
6
Entrega de información para
verificación de cumplimiento de
exigencias mínimas
7
Entrega de Cronograma de
actividades en terreno e
instalaciones existentes
involucradas
8 Aviso de actividades en terreno a
empresas involucradas
9
Entrega a la DO de Cronograma y
Descripción detallada de los
trabajos a realizar
10 Entrega de la Pauta de Maniobras
11 Aviso a la Superintendencia de
Puesta en Servicio
12 Habilitación del Sistema de
Información en Tiempo Real SITR
13 Entrega de Guía de Maniobras
Operacionales
14 Implementación del Mecanismo
de Comunicación por Voz
15
Entrega a DO de Copia de aviso a
Superintendencia acerca de
Puesta en Servicio
16
Comienzo de inyección de
energía eléctrica a Sistema
eléctrico
17 Información de Inicio de
Operación
18
Entrega a DO y DP de información
provisional ACTUALIZADA,
entregada en Etapa 3
Elaboración propia en base a Procedimiento DO CDEC-SING
Este proceso, si bien es largo y complejo, no presenta mayores problemas, debido a la claridad
que existe en los reglamentos de los CDEC. Un punto a tomar en cuenta es la diferencia que
existe entre los Procedimientos DO entre el SIC y el SING, ya que si bien el documento del SING
es bastante completo respecto a fechas y orden de los procedimientos, el del SIC no posee el
mismo nivel de detalle, lo que puede generar confusión y descoordinación al momento de
comenzar las iteraciones con el CDEC-SIC.
AETS Sudamérica
83
3.2. Interacción con la empresa de transmisión
De manera paralela que se realiza la interacción con el CDEC, la empresa que desee
conectarse al sistema de transmisión debe someterse a un proceso de interacción con la
empresa dueña de las instalaciones de transmisión, que por ley debe permitir el libre acceso a
sus instalaciones. Dicho proceso se refiere principalmente a acuerdos comerciales y técnicos,
bilaterales, que por su naturaleza no están regulados por la ley, lo que genera que cada
empresa de transmisión posea distintos procedimientos de conexión a sus redes, y distintos
cargos por esta conexión.
Existen empresas que poseen información clara respecto de la información y los procesos que
debe seguir el generador para conectarse al sistema, y que entregan un listado con los
antecedentes y los estudios de impacto requeridos por el transmisor.
Por otro lado, existen empresas en donde el desarrollo del proceso es más informal, lo que
puede tomarse como una desventaja, ya que al generador le cuesta mucho más organizar su
proceso de conexión, quedando a la voluntad y tiempos de la empresa de transmisión.
Esta diferencia de criterios respecto del proceso de conexión radica en la naturaleza de las
empresas: las empresas en las cuales el rubro principal es la transmisión, tienden a ser más
ordenadas y a seguir un proceso más detallado y con bastante información disponible. Las
empresas en las cuales el rubro de transmisión no es parte de su negocio principal, tienden a
tener procesos de conexión más libres, en donde la información no es tan abundante, lo que
genera que el proceso sea complejo y con un nivel bajo de organización y planificación. Esto
podría traducirse en un aumento del riesgo del proyecto, retrasos y sobrecostos.
Por otro lado, los cobros que realizan las empresas de transmisión respecto de las conexiones a
sus red son bastante altos y con poca regulación, lo que implica que las transmisoras puedan
cobrar altas tarifas para conectarse a su red, lo que generalmente se convierte en una barrera
de entrada importante para los pequeños y medianos proyectos de generación, en muchas
ocasiones relacionados a las ERNC. Al igual que los procedimientos de conexión, los costos no
están regulados y dependen de cada empresa. El costo de conexión para una empresa
dedicada al rubro de la transmisión es cercano a las 2.000 UF.
Debido a que en muchos casos los proyectos de generación no pueden cambiar su ubicación
geográfica, deben acatar los cobros de las transmisoras, o invertir en líneas de transmisión
(adicionales) de mayor longitud en caso que deseen conectarse a otra sub estación o empresa
transmisora, debiendo decidir entre los costos y problemas asociados a la construcción de la
línea o los cobros de la transmisora, en donde los costos de la línea en la gran mayoría de los
casos superan los costos de la conexión, generando una obligatoriedad de conexión al punto
más cercano (sub estación o tap off).
AETS Sudamérica
84
ETAPA 3: IDENTIFICACIÓN DE LOS INCONVENIENTES MÁS RELEVANTES
Esta etapa busca generar un ranking de los problemas detectados durante la etapa anterior. Se
priorizan los problemas detectados en base a dos factores: los retrasos que generan en el
proceso y la complejidad de generar modificaciones que puedan atacar estos problemas.
También se realizará un paralelo de cómo se tratan los principales problemas detectados a nivel
nacional en algunos de los países estudiados durante la Etapa 1.
1. Evaluación de los problemas detectados
Como se trató en extenso en la Etapa 2, se da cuenta que existen situaciones que provocan el
retraso en el proceso de adjudicación y construcción de las obras nuevas o de ampliación de
las redes de transmisión troncal (como el horizonte de planificación subestimado, incertidumbre
no incorporada, falta de interés en el proceso, conflictos entre concesión minera y eléctrica, y
ambigüedad en la definición de transmisión troncal). Cabe destacar que el aumento en las
observaciones entregadas por la ciudadanía no implican un retraso, dado que los plazos para
la entrega de consultas y la formulación de las respuestas están bien delimitados en la Ley88. Sin
embargo, existen otras situaciones que, si bien presentan un problema para el desarrollo de los
proyectos, no generan un cambio en la planificación temporal del proyecto, si no que,
imponen otro tipo de problemas, como puede ser el adicionar más personal para el desarrollo
de las tareas.
En la tabla siguiente se resumen los problemas detectados, posibles soluciones y el retraso
asociado a los mismos.
Tabla 14. Tabla resumen de problemas y soluciones asociadas a la transmisión eléctrica en Chile
Problema Posible Solución Retraso
[meses]
Problemas proceso de planificación y licitación
Horizonte de planificación subestimado Definir horizonte mayor en Bases técnicas de licitación -
Incertidumbre no incorporada Definir horizonte mayor en Bases técnicas de licitación -
Dificultad en el proceso de
adjudicación de obras nuevas
Generación de incentivos, como cambios regulatorios, que den
mayores holguras, entre otros. -
Falta de interés en el proceso de
licitación de obras de ampliación
Revisión y utilización de valores reales y actualizados de los Valores
de Inversión (VI) 6
Problemas proceso de concesión y servidumbre
Dificultad para efectuar la notificación
a actores privados Modificar sistema de notificaciones existente en la LGSE 15
88 La Ley Sobre Bases Generales del Medio Ambiente Nº 19.300, establece en el marco de la participación
ciudadana para los Estudios de Impacto Ambiental, que el titular del proyecto o actividad debe publicar
en el Diario Oficial y en un diario de circulación nacional o regional, un extracto del Estudio de Impacto
Ambiental (EIA). Una vez publicado el extracto en el diario, la ciudadanía (personas jurídicas o personas
naturales) dispone de 60 días hábiles para presentar sus observaciones. Las observaciones deben ser
consideradas por el SEA (regional), o Dirección Ejecutiva (en el caso de un proyecto interregional), en los
fundamentos de la Resolución de Calificación Ambiental (RCA), la que será notificada a quienes hubieren
formulado observaciones, y además estarán disponibles también, 5 días antes de la calificación del
proyecto en la web del Servicio. Además, existe una instancia de reclamación, donde las personas que
hayan realizado una observación y que crea que ésta no fue bien considerada, pueden presentar un
Recurso de Reclamación dentro del plazo de 15 días para los proyectos ingresados antes del 26 de enero
del 2010, y de 30 días para los proyectos ingresados en forma posterior a la fecha indicada. Los plazos se
cuentan desde que se notificó con la RCA al observante.
AETS Sudamérica
85
Problema Posible Solución Retraso
[meses]
Dificultad en el proceso de
negociación con actores privados
durante proceso de concesión y
servidumbre
Determinación de franjas de servidumbre y expropiación.
Declaración de proyecto de interés público.
Imposibilidad de acceder a predios una
vez obtenida la concesión
Determinación de franjas de servidumbre y expropiación.
Declaración de proyecto de interés público. 12
Problema generado por Plan de Manejo
Imposibilidad de realizar plan de
manejo de manera paralela a otros
procesos
Integrar proceso a evaluación ambiental o posibilidad de realizar
plan de manejo sin necesidad de posesión de concesión 7
Problema generado por evaluación ambiental
Aumento de consultas y observaciones
de la etapa de participación
ciudadana
-
Otros problemas
Conflictos entre la concesiones
eléctrica y minera
Modificación legal que privilegie la servidumbre eléctrica, en base
a que el servicio eléctrico se puede considerar como un “bien de
utilidad pública” y de “bienestar social”
-
Ambigüedad en la definición de
transmisión troncal
Precisar, bajo criterios objetivos, que instalaciones pueden ser
consideradas como pertenecientes al sistema de transmisión
troncal.
-
Tarificación ineficiente del troncal Modificar esquema 80/20 de la LGSE, entregando más
responsabilidad en el pago del sistema a la demanda. -
Elaboración propia
Además de determinar el retraso en meses, se le asigna un valor al parámetro Fretraso, para
poder, posteriormente, priorizar la complejidad de los problemas, según los valores de la Tabla
15.
Tabla 15. Obtención del factor de retraso
Retraso respecto al tiempo contemplado Fretraso
< 10% 1
Entre 10% y 29% 2
Entre 30% y 49% 4
Entre 50% y 99% 8
Más del 100% 10
Elaboración propia
Considerando los factores de retraso definidos, se procede a analizar los problemas que se
determinaron con una demora cuantificable, y se procede a justificar la asignación del
parámetro.
Proceso de adjudicación de obras de ampliación:
El proceso de adjudicación de obras de ampliación, en algunas ocasiones genera retrasos
debido a que no existen postulantes interesados en participar del proceso, debido a que
los VI no se acercan a los que ellos manejan. Si bien es posible que las empresas reclamen
este valor, existen casos en donde la licitación debe declararse desierta, lo que genera
atrasos en el proceso de ampliación. Estos retrasos se estiman cercanos a los 6 meses.
El proceso de adjudicación debiese tener una duración bastante cercana a los 11,7 meses,
por lo tanto, el retraso se estima en un 51% del tiempo contemplado, por lo que en base a
la Tabla 15 15, se le asigna un factor de 8.
AETS Sudamérica
86
Notificaciones a actores privados y Negociación con actores privados:
La notificación y negociación con los actores privados, han sido nombrados por los
entrevistados como la mayor fuente de retrasos en el proceso. Si bien no se han logrado
desligar ambas instancias, los entrevistados y el conocimiento del consultor indican que
ambos generan más de un año de retraso dentro de la etapa de obtención de la
concesión y servidumbre, en los casos donde los propietarios de terrenos sean muchos y
existan algunos que no estén de acuerdo con la construcción o trazado de la línea.
El retraso estimado para estas etapas es de 15 meses, cuando el plazo para concretar la
etapa es de 120 días hábiles equivalentes a 5,6 meses. Es por esto que se genera un retraso
mucho mayor al 100%, a lo que corresponde un factor de 10.
Acceso a predios una vez obtenida la concesión:
Si bien las empresas de transmisión, una vez otorgados los derechos de concesión y
servidumbre tienen el derecho por Ley de ingresar al terreno para comenzar con la
construcción, en algunas situaciones, esto no sucede en la práctica. En algunos casos los
dueños de los terrenos continúan negando la entrada al predio a la empresa encargada
de la construcción, la cual tiende a exigir a la empresa de transmisión que garantice las
mínimas condiciones de seguridad para que poder desarrollar los trabajos.
Este problema puede generar retrasos de hasta 12 meses en el desarrollo del proyecto, ya
que es la justicia ordinaria quien debe intervenir para garantizar la entrada a los terrenos.
Este problema no puede ser cuantificado en cuanto a retraso respecto del mismo proceso,
ya que la entrada al predio no tiene un espacio de tiempo definido. Para poder asignarle
un factor de retraso, se ha comparado el tiempo total que toma el proceso de concesión y
servidumbre, plan de manejo y evaluación ambiental, considerando su plazo máximo
estimado de realización. En base a lo anterior, a este problema se le ha asignado un factor
de 2.
Imposibilidad de realizar plan de manejo de manera paralela a otros procesos:
Debido a que esta etapa no presenta retrasos en su tramitación, pero el hecho no poder
realizar el plan de manejo de manera simultánea con otras etapas del proceso, puede
considerarse como un retraso.
Luego, considerando que en la práctica esta etapa no presenta retrasos, pero que podrían
tomarse acciones para agilizar el proceso en su conjunto, se otorga a este hecho un factor
de 2.
En la tabla siguiente se muestran los plazos y retrasos asociados a los problemas antes descritos.
AETS Sudamérica
87
Tabla 16. Evaluación de los retrasos para los problemas definidos
Tema
Plazo
original [días
hábiles]
Plazo
original [días
corridos]
Duración
[meses]
Retraso
[meses]
Retraso
[días
hábiles]
Retraso
[días
corridos]
% de
retraso Fretraso
Proceso de adjudicación
de obras de ampliación 250 350 11,7 6 129 180 51% 8
Problemas proceso de concesión y servidumbre
Notificaciones a actores
privados
120 168 5,6 15 321 450 268% 10 Negociación con actores
privados durante proceso
de concesión y
servidumbre
Acceso a predios una
vez obtenida la
concesión
951 1.332 44,4 12 257 360 27% 2
Problema generado por Plan de Manejo
Imposibilidad de realizar
plan de manejo de
manera paralela a otros
procesos
801 1.122 37,4 7 150 210 19% 2
Elaboración propia
Por otro lado, para evaluar la complejidad que significa la aparición de cada uno de los
problemas identificados, se consideran los factores siguientes, relacionados con las acciones
correctivas necesarias.
Tabla 17. Obtención del factor de complejidad
Complejidad Fcomplejidad Actividades necesarias
Escasa complejidad 1 Cambios en bases de licitaciones
Complejidad media 4 Cambios en procesos
Complejidad alta 7 Modificaciones menores de leyes existentes
Complejidad muy alta 10 Generación de una nueva ley o modificación en el espíritu
de una ley
Elaboración propia
Considerando los problemas detectados, que se muestran en la Tabla 14, se procede a la
determinación de la complejidad de las soluciones, para esto se usan los valores mostrados en
la Tabla 17 17. .A continuación se resumen los factores entregados, en base al análisis anterior, a
cada problema detectado.
Tabla 18. Clasificación de la complejidad de los problemas detectados
Problema Posible Solución Fcomplejidad
Problemas proceso de planificación y licitación
Horizonte de planificación subestimado Definir horizonte mayor en Bases técnicas de licitación 1
Incertidumbre no incorporada Definir horizonte mayor en Bases técnicas de licitación 1
Dificultad en el proceso de adjudicación de obras
nuevas
Generación de incentivos, como ayuda en el proceso
de concesión 4
Falta de interés en el proceso de licitación de
obras de ampliación
Revisión y utilización de valores reales y actualizados
de los Valores de Inversión (VI) 4
Problemas proceso de concesión y servidumbre
Dificultad para efectuar la notificación a actores
privados
Modificar sistema de notificaciones existente en la
LGSE 10
Dificultad en el proceso de negociación con Determinación de franjas de servidumbre y 10
AETS Sudamérica
88
Problema Posible Solución Fcomplejidad
actores privados durante proceso de concesión y
servidumbre
expropiación. Declaración de proyecto de interés
público.
Imposibilidad de acceder a predios una vez
obtenida la concesión
Determinación de franjas de servidumbre y
expropiación. Declaración de proyecto de interés
público.
10
Problema generado por Plan de Manejo
Imposibilidad de realizar plan de manejo de
manera paralela a otros procesos
Integrar proceso a evaluación ambiental o posibilidad
de realizar plan de manejo sin necesidad de posesión
de concesión
7
Problema generado por evaluación ambiental
Aumento de consultas y observaciones de la
etapa de participación ciudadana 4
Otros problemas
Conflictos entre la concesiones eléctrica y la
minera 10
Ambigüedad en la definición de transmisión
troncal Simplificar la definición de transmisión troncal en LGSE 7
Tarificación ineficiente del troncal Modificar esquema 80/20 de la LGSE, entregando más
responsabilidad en el pago del sistema a la demanda. 10
Elaboración propia
2. Detalle de las soluciones a los problemas detectados
Los análisis mostrados en los párrafos siguientes son realizados desde el punto de vista legal,
relacionados con las propuestas de cambios en los puntos anteriores, a nivel de temática.
2.1. Procesos de adjudicación
En relación con las obras nuevas los incentivos debiesen enfocarse hacia la facilitación de los
procesos administrativos y judiciales, ambos tendientes a la obtención de la concesión y a la
entrega de terrenos de las servidumbres, contemplando una eventual expropiación como un
mecanismo para obtener la posesión de los terrenos necesarios.
Respecto de las obras de ampliación, se debería realizar un esfuerzo para cuantificar los riesgos
reales de la construcción de las obras, sobre la base de la historia y aumentar el porcentaje
previsto para estos efectos.
Otro factor importante, es considerar la modificación de los plazos preestablecidos, entregando
una holgura mayor, que se condiga con los tiempos observados en la actualidad, y que
permita a las empresas realizar una planificación más realista para la materialización de los
proyectos.
2.2. Modificaciones al sistema de Concesión
Para efectos de facilitar el proceso de concesión, se propone la modificación de la Ley y el
Reglamento, con el objetivo de crear un procedimiento administrativo claro, preciso, que
permita una tramitación fluida de la solicitud de concesión.
Desde un punto de vista de la creación del procedimiento, se debieran definir los siguientes
aspectos:
Órgano Público a quien se presenta y tramita la solicitud: Establecer de manera clara las
responsabilidades de los organismos públicos involucrados, en pro de la transparencia
para los interesados, y con el fin de evitar la duplicidad de esfuerzos o la existencia de
vacíos por parte de los organismos públicos. Es deseable que el proceso esté a cargo de
un único órgano, que actúe como contraparte del solicitante, y dejar sólo la resolución y
AETS Sudamérica
89
el decreto al Ministerio, con el fin de agilizar y uniformar el procedimiento administrativo.
Es importante destacar que esta entidad debe procurar el cumplimiento de cada uno
de los hitos, además de informar la evolución del proyecto a la Autoridad. Se sugiere
que debiese mantenerse la estructura institucional actual.
Requisitos de la solicitud: Bien definidos y justificados, con el fin de hacer más claro y
expedito el proceso de desarrollo de la solicitud.
Examen de admisibilidad de la solicitud: Procedimiento bien detallado, con el fin de
evitar vicios en el sistema. Debe ser evacuado con prontitud, dado su carácter
meramente formal.
Reparos de forma y plazo para subsanarlos: Con el fin de agilizar el proceso, es
necesario que los procedimientos administrativos de preparación de la propuesta deben
quedar bien establecidos y delimitados en el tiempo.
Publicación de la solicitud y sus efectos: Se debe limitar a solo una, a cargo del
peticionario en el Diario Oficial los días 1 o 15 del mes, en un extracto autorizado.
Notificaciones: sería de utilidad estudiar el mecanismo que utiliza el MOP en el sistema
de expropiaciones89, el cual es un sistema probado por muchos años y en forma masiva,
y tomar aquellas normas que resulten aplicables atendida la especificidad de la
materia.
Observaciones y oposiciones: Se debe señalar expresamente quien tiene legitimidad
activa para presentarlas plazo y causal legal.
Causales legales de observaciones y oposiciones: Deben estar bien delimitadas, con el
fin de asegurar la pertinencia de los comentarios.
Admisibilidad de la oposición y observación: Debe comprender estas tres cuestiones
fundamentalmente, además de una exposición clara de los hechos en que se funda, so
pena de declararse inadmisible de plano.
Tramitación de las mismas: Debe ser oportuna, con plazos bien delimitados, para
asegurar la prontitud y celeridad del proceso, evitando demoras.
Informe de las observaciones y oposiciones:
Resolución de la autoridad: Deben clarificarse los procedimientos administrativos, con
plazos predeterminados, que permitan asegurar la agilidad del proceso. Se debe
contemplar la intervención de la Contraloría General de la República, cuyos
procedimientos de acción, en pro de la transparencia, deben ser previamente
conocidos por todos los interesados.
El decreto de concesión: Deben definirse los plazos de realización de este decreto, las
competencias de la institución que lo redacte, además de especificar de manera clara
el alcance de la concesión (trazado, plazos, notificación, entre otros).
Tramitación electrónica: Con el fin de agilizar y hacer más accesible la presentación de
antecedentes, observaciones, entre otros. Se debe establecer la tramitación electrónica
en todo el procedimiento, con las excepciones relativas a planos u otros que además
deban acompañarse en formato papel, pero todas las notificaciones deben realizarse
por esta vía.
89 Procedimiento descrito y regulado por el Decreto Ley Nº2.186 de 1978 del Ministerio de Justicia.
AETS Sudamérica
90
2.3. Modificaciones relativas a Servidumbres
En materia de servidumbres, dada la importancia que el tema tiene para efectos de viabilidad
y costos de los proyectos, se debería establecer un procedimiento, administrativo y judicial, en
la propia ley, que defina normas especiales para esta institución, que primen sobre otras normas
legales generales.
En términos generales, se sugiere estudiar la viabilidad de adoptar instituciones establecidas en
el DL 2.187 del 9 de junio de 1978 del Ministerio de Justicia, Ley Orgánica del Procedimiento de
Expropiaciones. Este Decreto Ley ha sido utilizado por el Ministerio de Obras Públicas durante
años, para la ejecución de obras públicas.
El proceso de transformación del actual sistema podría tomar cerca de 1 año, y posee una
complejidad media. Las materias más importantes a tratar en estas modificaciones son:
Indemnizaciones: De modo de asegurar el pago de un justo precio, evitando la
especulación.
Comisión de Hombres Buenos: Es necesario plantearse si es conveniente mantener la
Comisión de Hombres Buenos, o bien se puede utilizar el sistema de peritaje y tasación
que utiliza el Ministerio de Obras Publicas.
En el procedimiento llevado a cabo por el MOP, se designa una sola persona,
eventualmente con competencia territorial regional, quien debiera, en su informe,
señalar todos los elementos que tuvo a la vista para fijar el monto de indemnización. Los
aspectos que el perito debe considerar para su tasación deben determinarse por ley,
con el fin de evitar que se incorporen elementos que eleven las indemnizaciones que a
su vez se carguen a tarifas.
Notificaciones: El proceso actual de notificaciones es muy engorroso. Deben
establecerse mecanismos que agilicen el proceso de poner en conocimiento de los
dueños de predios, la imposición de servidumbre sobre sus terrenos. Deben acotarse los
plazos para estos efectos.
Reclamación de Montos: Deben establecerse claramente las causales de reclamación,
y la documentación que debe adjuntarse para estos efectos, además de los
procedimientos de revisión de los montos. Es importante entregar un protocolo
consistente, que evite la especulación y la utilización de esta etapa para dilatar la
entrega de los terrenos sirvientes. Los derechos del propietario respecto del valor se
resguardan con la facultad para reclamar de dicho monto ante los Tribunales Ordinarios
de Justicia, en procedimiento breve y sumario. El reclamo respecto del monto, en ningún
caso debiera suspender la entrega de terrenos.
Tramitación de reclamos en Tribunales: Los plazos deben estar bien acotados,
considerando tiempos razonables para asegurar que al momento de tomar la decisión
hayan sido considerados todos los aspectos relevantes.
Toma de posesión material de terrenos: Deben asegurarse los procedimientos y
resguardos necesarios para la toma de posesión de los terrenos y la ocupación segura
de los mismos.
Es importante destacar que para facilitar la labor del Juez, la entrada al terreno debe estar
normada a nivel legal, donde se sugiere considerar el procedimiento de expropiaciones
efectuado por el MOP. Además, tanto el procedimiento para reclamos y principalmente para la
entrada a terrenos debe ser sumarísimo.
AETS Sudamérica
91
2.4. La alternativa de la expropiación
Durante el discurso del 21 de Mayo del 2011, el Presidente hizo referencia a lo que se ha
denominado carretera eléctrica, cuyo concepto básico es crear una faja única de sur a norte,
en la cual debe ser transportada la electricidad que sea generada a nivel nacional, y desde
puntos lejanos a los consumos, de modo tal que las empresas de transporte de electricidad
puedan ubicar en esta faja sus torres y tendido de cables, para con ello producir el menor
impacto posible en la economía local y disminuir la contaminación visual que estas torres y
cables producirán en el paisaje de nuestro territorio.
Ahora bien, es claro que es el Estado quien debe suministrar a las empresas de transporte de
electricidad el terreno para el emplazamiento de esta carretera. Para ello requiere configurar
una faja de terreno que atraviese de sur a norte el territorio nacional, pasando por terrenos
particulares, fiscales, municipales y bienes nacionales de uso público. Tratándose de los bienes
fiscales y nacionales de uso público, no habría mayor problema, dado que el Estado a través
de sus distintos organismos, como el Ministerio de Bienes Nacionales, o el que tenga a su cargo
la administración del inmueble, puede entregar o autorizar el uso de terrenos que están bajo su
tuición para el uso en esta carretera eléctrica. Sin embargo, tratándose de terrenos particulares
o municipales, el Estado debe adquirirlos de modo tal que pasen a formar del patrimonio fiscal.
Una alternativa de solución para el problema que plantea el establecimiento de la carretera
eléctrica, es el sistema de expropiaciones regido por el DL 2.186 de 1978 del Ministerio de
Justicia, y puede ser utilizado en virtud de una reforma legal para determinados proyectos que
sean de interés público o como una alternativa para el caso de imposibilidad de obtener las
servidumbres necesarias. Las ventajas de la utilización de este sistema radican en que la
empresa se hace dueña del terreno y no se superponen dos derechos como en el caso de las
servidumbres donde debe convivir el derecho real de servidumbre con el derecho real de
propiedad.
Para poder realizar la expropiación se requiere de una ley de quórum simple que declare de
interés público los terrenos necesarios para las instalaciones. Es importante considerar, dadas las
características de los terrenos necesarios para las líneas de transmisión eléctrica, lo oneroso que
puede resultar el sistema, dado que, eventualmente, pueden dividirse predios, lo que motivaría
a los propietarios afectados por esta situación intentar demandas de demasía. Se sugiere que
esta alternativa debe ser aplicada en casos muy excepcionales y el estudio para la aprobación
de la concesión debe ser muy riguroso.
Este proceso podría durar cerca de 1 año, y su complejidad es alta. Tanto el plazo como el
grado de dificultad señalado están asociados no a factores de técnica legislativa sino políticos
y de presión social dada la hipersensibilidad del tema. Es evidente que el sistema de
expropiaciones representa un incentivo para las empresas, puesto que facilita la disposición de
los terrenos necesarios. Se debería facultar por ley a un organismo público para realizar las
expropiaciones. Como sugerencia se menciona al propio Ministerio de Obras Públicas que tiene
la mayor expertis del país en este tema.
Dado que la expropiación es una limitación al derecho de propiedad, es menester que se
cumplan las siguientes condiciones para que un organismo del Estado pudiera recurrir a ella:
1. La expropiación sólo puede ser llevada a cabo por un organismo de la administración
centralizada o descentralizada del Estado debidamente autorizado por ley.
Considerando, que la expropiación es una limitación al derecho de propiedad, y que es
una herramienta jurídica que permite al Estado la adquisición de bienes para el
cumplimiento de sus fines en forma forzada, es decir, sin que exista por parte del
AETS Sudamérica
92
expropiado la voluntad de ceder sus bienes, sino que sólo el derecho a discutir el monto de
la indemnización definitiva, es que sólo pueden estar facultados para llevarla a cabo
organismos de la administración centralizada o descentralizada del Estado(Artículo 3º letra
a) del DFL MOP Nº 850, de 199790), el Ministerio de Vivienda y Urbanismo a través de los
SERVIU (artículo 51 ley Nº 16.391 Orgánica del Ministerio de Vivienda y Urbanismo91), el
Ministerio de Bienes Nacionales (artículo 41 del D.L. Nº 193992), y las Municipalidades (artículo
33 ley Nº 18.695 Orgánica de Municipalidades93).
En vista de lo anterior, lo primero que debe hacerse es dictar una ley que envista a uno de
estos Ministerios (Energía u Obras Públicas94) de la facultad expropiatoria, y en tal sentido,
podría comprender una ley que complemente el texto de la ley orgánica del Ministerio en
que se decida radicar la competencia, en el articulado correspondiente a sus facultades.
También puede otorgarse tal competencia sólo para los efectos de constituir la faja de
terreno en la cual se transportará la electricidad, y en tal caso, bastará con hacerlo en la
misma ley que autorice la expropiación para estos efectos. La ley respectiva es de quórum
90 “Artículo 3º.- Además de las funciones previstas en los artículos precedentes, el Ministerio de Obras
Públicas tendrá a su cargo las siguientes materias: a) Expropiación de bienes para las obras que se
ejecuten de acuerdo con la presente ley y el decreto ley Nº 2.186, de 1978 (…)” 91 “Artículo 50º.- El Ministerio de la Vivienda y Urbanismo y servicios dependientes y las instituciones que se
relacionen administrativamente con el Gobierno a través de él, podrán utilizar en las expropiaciones las
disposiciones de los textos primitivos de la ley Nº 3.313, o de la ley Nº 5.604. (65).
El avalúo practicado por la Comisión de Hombres Buenos a que se refiere el inciso tercero del artículo
único de la citada ley Nº 3.313, será entregado al Ministerio de Vivienda y Urbanismo, servicios
dependientes e instituciones administrativamente relacionadas con el Gobierno a través de él, según se
trate de expropiaciones acordadas por uno u otros. La facultad para cualquiera de estos ministerios debe
ser expresa y especifica para el fin señalado debido al principio de legalidad que rige a dichas
instituciones.
Para los efectos de las expropiaciones que efectúe directamente el Ministerio de Vivienda y Urbanismo, el
monto de la indemnización que se convenga con los interesados no tendrá limitación de carácter legal.” 92 “Artículo 41.- Decláranse de utilidad pública y autorízase al Presidente de la República para expropiar, a
través del Ministerio, los inmuebles situados dentro del radio urbano de las ciudades o pueblos que, por su
ubicación, cabida y deslindes, sean indispensables para la instalación y funcionamiento de organismos
estatales, y de la administración civil.
La facultad que confiere el inciso anterior sólo podrá ejercerse en casos de imprescindible necesidad, y
mediante decreto supremo fundado, el que expresará con exactitud las razones que justifiquen la
expropiación. Esta se someterá a las disposiciones constitucionales y legales pertinentes.” 93 “Artículo 33.- La adquisición del dominio de los bienes raíces se sujetará a las normas del derecho
común.
Sin embargo, para los efectos de dar cumplimiento a las normas del plan regulador comunal, las
municipalidades estarán facultadas para adquirir bienes raíces por expropiación, los que se declaran de
utilidad pública.” 94 En el Artículo 2° del DFL 850 Fija el Texto Refundido, Coordinado y Sistematizado de la Ley Nº 15.840, de
1964 y del DFL. Nº 206, de 1960 menciona que “(…) Los Ministerios que por ley tengan facultad para
construir obras, las instituciones o empresas del Estado, las sociedades mineras mixtas u otras sociedades
en que el Estado o dichas instituciones o empresas, tengan interés o participación o sean accionistas y las
Municipalidades, podrán encomendar al Ministerio de Obras Públicas el estudio, proyección, construcción,
ampliación y reparación de obras, conviniendo con él sus condiciones, modalidades y financiamiento”. El
Ministerio de Energía no tiene entre sus facultades la construcción de obras, por lo que, independiente de
que el MOP ya tenga la facultad de realizar las expropiaciones, se requiere de una ley que permita que el
Ministerio de Energía pueda gestionar o pedir la gestión de expropiaciones.
AETS Sudamérica
93
simple. En relación al plazo y grado de dificultad valga el comentario realizado
precedentemente. Este proceso podría durar cerca de 1 año, y su complejidad es alta.
2. Debiera existir una ley general o especial que autorice la expropiación por causa de
utilidad pública o interés nacional, calificada por el legislador (artículo 19 Nº 24 inciso 3º de
la Constitución Política95). La declaración de utilidad pública es requerida por la
Constitución Política de la República y es un requisito si ne qua non para la expropiación. La
utilidad pública la califica en forma soberana el legislador a través de una ley de quórum
simple. El proceso podría durar 1 año y la complejidad es alta, apreciaciones, estas últimas
que ya ha sido explicadas.
Debe dictarse una ley especial, en que se autorice la expropiación de los bienes y terrenos
necesarios para la constitución de la faja de terreno que será ocupada para el transporte
de toda la energía eléctrica que se produzca en las generadoras ubicadas en las regiones
del sur del país.
Debe necesariamente declararse expresamente en el texto de la ley especial, que se
declaran de utilidad pública para estos efectos los terrenos y bienes necesarios para la
configuración de esta carretera eléctrica.
La ley debe declarar expresamente de utilidad pública los terrenos necesarios para la
franja. El Fisco de Chile pasa a ser dueño de los terrenos expropiados de pleno derecho y
por lo tanto los bienes se rigen por la normativa aplicable a todos los bienes fiscales, para
efectos de su enajenación y celebración de contratos respecto de ellos, salvo, que en la
misma ley se señale un forma diferente y especial para los bienes expropiados que permita
por ejemplo una arriendo al dueño del predio.
3. En tercer lugar debe considerarse, que es la parte más complicada de la norma, la
redacción de la casuística, y que no es otra, que describir en forma clara y precisa los casos
para los cuales se autoriza la expropiación y se declara la utilidad pública de los bienes
necesarios para estos casos. Lo señalado en esta parte rige en lo pertinente para el punto
anterior. Este proceso podría durar cerca de 1 año, y su complejidad es alta. Lo anterior
vale solo para el caso de que la facultad de expropiación esté reservada para casos
excepcionales y como un último recurso. Pero si la decisión política es la de llevar adelante
una carretera, entendida como una franja de terreno, ésta se puede expropiar sin
necesidad de señalar en la ley una cuasistica determinada.
2.5. Concesiones mineras
La presencia de concesiones mineras, solicitadas en algunas ocasiones con fines especulativos
en gran parte del territorio nacional, es un factor que dilata y encarece, junto a los altos costos
de las indemnizaciones por servidumbres, la concesión minera incide posteriormente en la
fijación de tarifas. La práctica de constituir previamente concesiones mineras para evitar
95 “Nadie puede, en caso alguno, ser privado de su propiedad, del bien sobre que recae o de algunos de
los atributos o facultades esenciales del dominio, sino en virtud de ley general o especial que autorice la
expropiación por causa de utilidad pública o de interés nacional, calificada por el legislador. El
expropiado podrá reclamar de la legalidad del acto expropiatorio ante los tribunales ordinarios y tendrá
siempre derecho a indemnización por el daño patrimonial efectivamente causado, la que se fijará de
común acuerdo o en sentencia dictada conforme a derecho por dichos tribunales.”
AETS Sudamérica
94
posteriores dificultades en el desarrollo de los proyectos de energía no constituye la mejor
solución.
En vista de lo anterior, cuando no se aprecie una voluntad real de hacer uso de la concesión
minera, evidenciado esto en la falta de un proyecto serio (que incluya el financiamiento para su
ejecución), se debe analizar una solución de fondo en una modificación legal que privilegie la
servidumbre eléctrica, o sea éste uno de los casos en que se pueda utilizar la expropiación.
En caso de desarrollarse un proceso expropiatorio del derecho de propiedad que otorga la
concesión minera, debe analizarse el concepto de indemnización, acotándolo a condiciones
reales y aceptables. La experiencia del Ministerio de Obras Públicas en estos temas es valiosa,
dado que dentro de las expropiaciones a bienes inmuebles que ha llevado a cabo, se han
expropiado terrenos con valor productivo.
En el caso que se aprecie un proyecto serio, la situación debe estudiarse con mayor atención,
viendo la posibilidad de modificación de la franja o la complementariedad de ambas
concesiones imponiendo la “convivencia de concesionarios” ya que la extensión de los terrenos
involucrados en una concesión minera que quedan “congelados” es enorme.
Luego, debiese expeditarse los procesos para determinar la seriedad de un proyecto, con el fin
de poder establecer una priorización de una servidumbre sobre otra.
2.6. Ley de Bosques
El bosque nativo es protegido en la legislación nacional (Ley 20.283), donde se permite su
explotación e intervención bajo ciertos parámetros, como es el caso de la intervención por
parte de empresas de transmisión de electricidad, las cuales se ven favorecidas por el
ordenamiento jurídico que establece la existencia de las servidumbres, que pueden intervenir
en distinto grado en este tipo de bosques.
La coexistencia de los derechos concesionales y la intención de preservar el bosque nativo han
generado conflictos judiciales, como el protagonizado por CONAF de la VI Región y la empresa
eléctrica Colbún Machicura S.A., quién realizó la tala de este tipo de bosque sin haber sido
aprobado el Plan de manejo, aduciendo que existía en su favor una servidumbre eléctrica.96
En primera instancia, la Corte desestimó la denuncia realizada por CONAF, pero la Corte de
Apelaciones resolvió en base al criterio de la ley especial por sobre la general, optando por
aplicar el DL 70197 por sobre la LGSE, condenando a Colbún a pagar una multa a beneficio
fiscal. Por su parte, la empresa concesionaria argumentó haberse amparado en el artículo 147
de la LGSE, que aplica un estándar de protección mucho menor al propuesto por el DL 701,
estableciendo que las empresas eléctricas solo deben “evitar” la poda o tala de especies.
Se estima necesario establecer claramente la prevalencia de un cuerpo legal por sobre el otro.
Una alternativa que podría solucionar esta disyuntiva es que el Plan de Manejo sea tramitado a
través del SEA como ventanilla única, para su posterior derivación a la CONAF, como organismo
técnico con las competencias para pronunciarse al respecto.
96 Corte de Apelaciones de Rancagua, “Corporación Nacional Forestal con Empresa Eléctrica Colbún
Machicura S.A., Rol 853-2000. 97 Ley que regula la actividad forestal e incentiva la forestación.
AETS Sudamérica
95
2.7. Convenio 169 OIT, Sobre Pueblos Indígenas y Tribales
Las exigencias que impone este Convenio, referentes a las consultas a realizar cuando se
intervienen territorios indígenas, no son menores y pueden llegar a plantearse como adicionales
a las exigencias de participación ciudadana exigidas por las normas ambientales. En este
contexto está vigente el conflicto de la Comunidad Diaguita de los Huascoaltinos generado,
entre otras razones, por el eventual incumplimiento de la consulta a los pueblos indígenas,
establecida en el Artículo 34° de la Ley Indígena, N°19.25398, discordancia que está siendo
revisada por la Comisión Interamericana de Derechos Humanos99, por lo que no hay aun un
precedente que indique que la consulta a los pueblos indígenas pueda homologarse con las
consultas que se hacen en el marco de la Ley ambiental.
El artículo 6 del convenio mencionado señala que:
Artículo 6
1. Al aplicar las disposiciones del presente Convenio, los gobiernos deberán:
a) consultar a los pueblos interesados, mediante procedimientos apropiados y en
particular a través de sus instituciones representativas, cada vez que se prevean medidas
legislativas o administrativas susceptibles de afectarles directamente;
b) establecer los medios a través de los cuales los pueblos interesados puedan participar
libremente, por lo menos en la misma medida que otros sectores de la población, y a
todos los niveles en la adopción de decisiones en instituciones electivas y organismos
administrativos y de otra índole responsables de políticas y programas que les conciernan;
c) establecer los medios para el pleno desarrollo de las instituciones e iniciativas de esos
pueblos, y en los casos apropiados proporcionar los recursos necesarios para este fin.
2. Las consultas llevadas a cabo en aplicación de este Convenio deberán efectuarse de
buena fe y de una manera apropiada a las circunstancias, con la finalidad de llegar a un
acuerdo o lograr el consentimiento acerca de las medidas propuestas.
La letra a) del convenio señala la obligación de consultar a los pueblos interesados
cuando se prevean medidas administrativas o legislativas que los puedan afectar
directamente. Por lo anterior una concesión que contenga servidumbres en terrenos en
que haya un interés directo de pueblos indígenas debería contar con una consulta previa
a dichos pueblos.
98 “Los servicios de la administración del Estado y las organizaciones de carácter territorial, cuando traten
materias que tengan injerencia o relación con cuestiones indígenas, deberán escuchar y considerar la
opinión de las organizaciones indígenas que reconoce esta ley”. 99 PETICIÓN 415-07, ver en http://www.cidh.oas.org/annualrep/2009sp/Chile415-07.sp.htm#_ftn9 declara
admisible el 30 de diciembre de 2009. El 28 de octubre de 2011 se llevó a cabo una audiencia, en el
marco del Caso 12.741 – Comunidad Agrícola Diaguita Huascoaltinos, Chile.
AETS Sudamérica
96
La infracción a este Convenio en nuestro país ha generado la presentación de Recursos de
Protección con órdenes de no innovar que han paralizado proyectos por largo tiempo (como
en el Caso Aeropuerto Temuco).
El Ministerio de Planificación en el Decreto 124100 señala, en el Artículo 7°, referente a los criterios
de afectación, que:
“Se entenderá que hay afectación directa de los pueblos indígenas cuando la medida
legislativa o administrativa o el respectivo plan o programa de desarrollo nacional o regional,
según corresponda, diga relación exclusiva con las tierras indígenas o áreas de desarrollo
indígena establecidas en la ley Nº 19.253, o se refiera a una mayoría significativa de
comunidades, asociaciones y organizaciones indígenas determinadas o determinables”.
Dadas las evidencias de que la no observancia de la Ley Indígena puede generar retrasos en la
materialización de distintos tipos de proyectos, además de acarrear conflictividad social,
debería contemplarse la solicitud de un documento de este organismo sectorial donde se
declare que los procedimientos de consulta llevados a cabo bajo la normativa ambiental, son
conducentes a cumplir con las obligaciones que impone la observancia del Convenio 169 de la
OIT, cuándo los proyectos fueren a afectar terrenos indígenas. Este requisito se cree necesario
para agilizar el proceso de consulta y no proceder una duplicación de la misma.
2.8. Ley de Caminos
El DFL 850, Ley Orgánica del Ministerio de Obras Públicas, establece en su Artículo 41, que las
fajas de los caminos públicos son de tuición de la Dirección de Vialidad y están destinadas
principalmente al uso de las obras del camino respectivo.
Hay dos incisos de este artículo que pueden generar tramitaciones y costos para los proyectos
de transmisión. El primero es el inciso tercero que señala que la Dirección de Vialidad puede
autorizar el uso de la faja para el uso de líneas de transmisión, previo pago de los derechos
correspondientes. Pues bien, hasta el momento este Servicio no ha cobrado dichos derechos, lo
que no significa que en el futuro no lo pueda hacer.
El segundo inciso es el final y establece que si por cualquier motivo fuese necesario cambiar las
instalaciones, el cambio será de costo exclusivo del propietario de las líneas.
Lo anterior ha generado una gran cantidad de juicios entre el Fisco y los propietarios, por
grandes sumas de dinero. Hasta el momento la jurisprudencia de la E. Corte Suprema ha
señalado que el artículo 41 prima por sobre la LGSE y ha hecho recaer el costo sobre los
propietarios de empresas eléctricas.
En este momento, se discute en el Tribunal Constitucional, la constitucionalidad del mencionado
artículo. Se sugiere una solución legislativa, puesto que esto representa un costo que hoy no se
puede dimensionar. Sin embargo, resulta importante esperar la resolución del Tribunal
Constitucional, antes de aventurar una solución.
3. Resultados de la priorización de los problemas detectados
Los problemas detectados en la Etapa 2 se priorizan mediante dos factores: el retraso que
generan en el proceso de expansión de la transmisión y la complejidad de implementar
soluciones para estos problemas.
100 Reglamenta el Artículo 34 de la Ley Nº19.253 a fin de Regular la Consulta y la Participación de los
Pueblos Indígenas
AETS Sudamérica
97
Se le ha otorgado un peso específico superior al retraso debido a que es lo que más complica
al proceso, y es uno de los principales problemas de los procesos de expansión, lo que impacta
profundamente la planificación y el normal desarrollo de todo el sistema, no sólo del sector
trasmisión, sino que también y de manera específica a los nuevos proyectos de generación y a
la disponibilidad de energía para los consumidores. Además, en base a la experiencia, se
considera que en Chile existe el personal con las competencias técnicas para resolver los
problemas que puedan plantearse, adicionando horas de trabajo al proyecto.
En virtud de lo anterior, los ponderadores considerados para priorizar la relevancia de los
problemas son 0,7 para los retrasos y 0,3 para la complejidad de los problemas. Así, la fórmula
para establecer la priorización es la siguiente:
0,7 0,3retraso complejidadPrioridad F F
Donde Fretraso se obtiene de la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. y Fcomplejidad se
btiene de la Tabla 16:
A continuación, y en base a los análisis realizados anteriormente, se entrega la priorización de
los problemas detectados en el proceso de expansión de la transmisión en Chile. Se han
priorizado los 5 problemas principales detectados, en base a los retrasos que generan y a la
complejidad de implementar soluciones para superarlos.
Tabla 19. Priorización de los problemas en la expansión de la transmisión en Chile
Tema Fretraso (70%) Fcomplejidad (30%) Total
Proceso de adjudicación de obras de
ampliación 8 4 6,8
Problemas proceso de concesión y servidumbre
Notificaciones a actores privados
10 10 10 Negociación con actores privados durante
proceso de concesión
Imposibilidad de acceder a predios una vez
obtenida la concesión y servidumbre. 2 10 4,4
Problema generado por Plan de Manejo
Imposibilidad de realizar plan de manejo de
manera paralela a otros procesos 2 7 3,5
Elaboración propia
Con esto se logra generar un orden priorizado para los 5 principales problemas de la expansión
de la transmisión. Como muestra la tabla anterior, el principal problema está ligado al proceso
de concesión y servidumbre, específicamente a la notificación y negociación con actores
privados, ya que son las instancias que mayores retrasos generan y poseen una muy alta
complejidad para lograr una solución, dado que es necesario generar cambios sustanciales en
la legislación existente para poder mejorar las etapas de este proceso.
Le sigue en importancia el proceso de adjudicación de obras de ampliación. Si bien la solución
para este proceso no es tan compleja como la de los demás problemas (acceso a predios y
plan de manejo), el peso específico que posee el factor de retraso genera que las demoras del
proceso sean mucho más importantes que la complejidad que conlleva el solucionarlo.
Luego se encuentran la imposibilidad de acceder a los predios y de realizar el plan de manejo
al mismo tiempo que otros procesos. Las soluciones de estos hechos poseen una complejidad
muy alta y alta respectivamente, ya que para mejorarlos es necesario generar cambios en la
AETS Sudamérica
98
legislación actual, pero por otro lado, los retrasos que ocasionan son bajos respecto de los
procesos con los cuales han sido comparados.
Finalmente, los principales problemas del proceso de expansión de la transmisión en Chile, están
relacionados con las notificaciones a actores privados y con la negociación con actores
privados durante el proceso de concesión y servidumbre.
Cabe destacar que, como se mencionó antes, existen problemas que no generan retraso, para
los cuales no se aplicó el cálculo de Fcomplejidad, dado el alto peso específico asignado a los
retrasos, lo que generaría que los problemas se viesen disminuido en su relevancia con respecto
a los que generan retrasos.
Los problemas que no generan retrasos deben, de igual manera ser abordados para generar un
clima que propicie el interés y por lo tanto la presentación de ofertas competitivas y factibles de
realizar en los plazos estipulados, lo que va en pro de la seguridad y suficiencia del sistema
eléctrico nacional.
4. Tratamiento de problemas detectados en países estudiados
Los problemas priorizados anteriormente son problemas que pueden generarse no sólo a nivel
nacional, sino que también en otros países. El proceso de expansión de la transmisión, debido a
su condición de monopolio natural, es complejo a nivel mundial, y el conocer cómo otros países
han sido capaces de resolver problemas similares puede ayudar a generar soluciones óptimas
para las temáticas mencionadas en la tabla anterior.
AETS Sudamérica
99
Tabla 20. Experiencia internacional relacionada a los principales problemas detectados
Temática del problema País
estudiado Solución utilizada por país
Problemas proceso de planificación y licitación
Proceso de adjudicación
de obras de ampliación - Sin información para países estudiados
Problemas proceso de concesión y servidumbre
Notificaciones a actores
privados Colombia
Si en un plazo de 2 días no se puede notificar acerca de la servidumbre al dueño del
inmueble, por un plazo de 3 días se avisará por distintos medios (incluido aviso en el miso
inmueble) acerca de ésta. Cumplidos los 3 días, se designa un curador ad item, a quien
se le notificará acerca de la expropiación.
Negociación con actores
privados durante
proceso de concesión y
servidumbre
Reino Unido,
California
Reino Unido: Existencia de tipo de contrato Wayleave, que da opción a asociaciones de
"arrendar" por un tiempo definido el terreno a la transmisora. Evita opción de
expropiación, la que también existe.
California: Existencia de designación de corredor de transmisión de interés nacional, lo
que expropia todos los terrenos dentro de la franja que se defina como corredor. En estos
casos, la negociación con los actores privados está respaldada por organismos públicos.
Acceso a predios una
vez obtenida la
concesión
Reino Unido,
España
Reino Unido: Existencia de un Derecho Legal para la empresa de transmisión que permite
la entrada a los terrenos definidos como necesarios para la transmisión. Existencia de una
Carta de Consentimiento o Pre-EntryAgreement, anterior a la finalización del derecho
legal de servidumbre. Este acuerdo permite la entrada al terreno para la construcción,
incluso antes de que se termine el proceso de servidumbre.
España: Peticionarios solicitan reconocimiento de utilidad pública. Una vez aprobada
esta solicitud inmediatamente se puede tomar posesión material del terreno, sin tener
que esperar el avalúo de la indemnización
Problema generado por Plan de Manejo
Imposibilidad de realizar
plan de manejo de
manera paralela a otros
procesos
Colombia
El pre-requisito de ser concesionario para poder presentar un plan de manejo genera
atrasos en los tiempos, evitando que se avance de manera paralela en distintos frentes.
Para el caso Colombiano, el aprovechamiento forestal es parte del proceso de
evaluación ambiental, y no forma parte de un proceso aislado, por lo que es posible
reducir tiempos del proceso.
Elaboración propia
Notificaciones a actores privados: Este problema se da, a nivel nacional, debido a los
diferentes tipos de notificaciones que la SEC posee para informar a los dueños de los
terrenos acerca de la solicitud de servidumbre. Éstas no son efectivas y los plazos son
muy largos. En el caso de Colombia, los tiempos de notificación y comienzo del proceso
son bastante cortos, existiendo sólo un par de días para notificar al dueño del terreno101,
y luego 3 días de aviso mediante distintos medios, incluidos avisos físicos en la misma
propiedad en cuestión. Se utiliza también el sistema de números de teléfonos asociados
a la propiedad y de registro de personas asociadas al terreno, los cuales se obtienen de
los servicios de guías telefónicas. Finalmente, si no es posible ubicar al dueño del terreno,
la justicia designará a una persona que pueda representar al dueño del terreno,
independiente de si ésta persona tiene relación con el dueño del terreno. Es importante
tener en cuenta que todo este proceso se encuentra enmarcado en una legislación que
permite la expropiación de los terrenos de privados para el desarrollo de proyectos de
utilidad pública e interés nacional.
Los tiempos que existen a nivel nacional son muy amplios, y no permiten que el proceso
se desarrolle con celeridad. Por otro lado, los dueños de los terrenos pueden
101 El dueño puede ser una sucesión o una sociedad, en cuyo caso existe un representante
legal.
AETS Sudamérica
100
desentenderse de las notificaciones, aumentando la especulación, y en busca de que
sus terrenos se vuelvan imprescindibles para el trazado de la línea, lo que puede
aumentar los precios de éstos.
Negociación con actores privados durante el proceso de concesión y servidumbre: Para
este problema, se puede tomar en cuenta la experiencia de 2 países distintos: Reino
Unido y EE.UU (California). En el caso del Reino Unido, en donde existe la expropiación
de terrenos privados para proyectos de interés nacional, entre ellos la transmisión
eléctrica, se destaca la existencia de una salida alternativa a la expropiación. El
contrato tipo Wayleave permite “arrendar” por una cantidad de tiempo acordado
entre las partes, terrenos que actualmente se utilizan para distintos fines, a la transmisión
eléctrica102. Si bien se sabe que los proyectos de transmisión son a largo plazo, y sus
instalaciones duran una gran cantidad de años (por lo que en muchos casos se
considera que las obras quedarán en el terreno definitivamente), en el Reino Unido
existe esta modalidad, la cual puede ser un precedente importante para crear un
sistema similar en otras partes del mundo. Si bien este modelo wayleave se utiliza sólo
con asociaciones de agricultores y otro tipo de asociaciones, es un modelo atrayente a
tener en cuenta y que puede ser una solución interesante al momento de enfrentarse a
una servidumbre complicada o a una expropiación. En el caso de California, y de otros
países con sistema de expropiación, el proceso de negociación tiende a ser
relativamente corto, debido a que los propietarios asumen que el terreno será
expropiado de todas maneras y que es muy difícil demostrar la utilización del terreno
con algún otro fin. Esto debido a que por ley, y en el beneficio del país, el Estado es
capaz de tomar posesión del terreno. El procedimiento incluye una negociación inicial
con el dueño de la propiedad con representantes de la transmisora, pero si no se llega a
acuerdo, la empresa puede comprar el terreno necesario a través de invocar el dominio
eminente (del inglés, eminent domain). El valor a pagar es definido por la quinta
enmienda como un valor justo (del inglés, “not shall private property be taken for public
use without just compesation”). En el caso de existir algún proyecto, las cortes pueden
determinar el valor justo103. La determinación del “valor justo” es resuelta por el sistema
judicial, donde existen suficientes precedentes en que se rebajan las pretensiones de los
dueños de los terrenos, por darle un peso desproporcionado a conjeturas a futuro de
flujos potenciales de recursos provenientes del usufructo del terreno104. De esto se
entiende que en algunos casos es posible evitar la expropiación o la servidumbre,
haciendo mas atractivo el paso por el predio vecino, mediante la alegación de la futura
existencia de un proyecto específico que haga subir de manera importante el valor
justo, siempre que se presenten antecedentes o un anteproyecto en una etapa
avanzada de desarrollo, para así evitar la especulación en este ámbito.
Accesos a los predios una vez obtenida la concesión: Una vez obtenida la concesión, la
entrada a los predios debiera ser automática y sin demoras, ya que el concesionario
tiene un derecho sobre el territorio en cuestión. En algunos casos, esta entrada no es
inmediata, y es necesario llevar adelante acciones judiciales para poder obtener la
entrada, lo que agrega retrasos al proceso. En el caso del Reino Unido, es un derecho
legal el poder entrar al lugar en cuestión, y se puede realizar un documento legal de
102 Es importante notar que este mecanismo solo funciona en la medida que el precio fijado
para la expropiación no es el resultado de una negociación entre las partes, evitando así que el
hecho de encontrarse la línea construida, no obstaculice la fijación de un justo precio. 103 Electric Power Transmission Lines, Property Value, and Compensation, Lita Furby et alt 104 California Eminent Domain Report, http://www.californiaeminentdomainreport.com/
2012/01/articles/court-decisions/just-how-certain-do-you-have-to-be-to-recover-lost-profits/
AETS Sudamérica
101
acuerdo de entrada al lugar, incluso antes de llegar a un acuerdo reparatorio por el
hecho de utilizar terrenos privados. En España sucede algo similar, incluso aquí se puede
ingresar y realizar trabajos en el terreno antes de llegar a un acuerdo monetario. Este
tema no pasa sólo por las atribuciones que se le entreguen al concesionario o al
interesado, sino que pasa también por un tema cultural y de respeto a la legislación
vigente. Si las multas por oponerse son pequeñas y los procesos de ratificación de
entrada a los terrenos en la justicia civil son largos y complejos, los dueños de terrenos
tendrán los incentivos necesarios para oponerse a la servidumbre u expropiación,
retrasando los proyectos en espera de que los titulares de estos decidan cambiar el
trazado de la línea, o esperando mejores ofertas económicas por sus tierras. Cuando el
propietario del terreno tiene poco que perder, tenderá a alargar el proceso.
Imposibilidad de realizar plan de manejo de manera paralela a otros procesos: Este
proceso, el cual se encuentra fuera del proceso de evaluación ambiental, puede
generar importantes retrasos en los proyectos de transmisión. Realizar el plan de manejo
es difícil de realizar sin el acceso a los predios afectados, lo que puede retrasar aún más
los tiempos de realización de los proyectos en los casos en donde existan limitaciones a
la entrada de los predios. Este proceso, en el caso de Colombia, se enmarca dentro del
proceso completo de evaluación ambiental, reuniendo todos los análisis y evaluaciones
relacionadas al medio ambiente y el efecto que tendrá el proyecto sobre este, en sólo
un proceso. El incluir el plan de manejo dentro del proceso de evaluación ambiental en
Chile, aun considerando la importancia del Bosque Nativo a nivel nacional, generaría
disminuciones importantes en los tiempos totales de desarrollo de los proyectos de
transmisión eléctrica (cerca de 7 meses de reducción de los tiempos).
5. Conclusiones
Las conclusiones se centran en las distintas etapas realizadas, las cuales están relacionadas con
los objetivos específicos de este estudio: la experiencia internacional, la identificación de
inconvenientes del proceso de expansión de la transmisión y la identificación de los
inconvenientes más relevantes del proceso.
Respecto de las experiencias internacionales, existen distintos puntos de vista acerca de la
expansión de los sistemas de transmisión troncal, pero todos, incluido Chile, concuerdan en que
es un proceso largo y complejo, por lo que necesita de una regulación específica y de actores
especializados en la temática que puedan controlar y operar no sólo el sistema de transmisión,
sino que todo el sistema eléctrico. La mayoría de los países estudiados concuerdan en que la
transmisión troncal o primaria es un tema de interés nacional, y que genera beneficios positivos
a nivel país. Es por esto que no dudan en denominar los proyectos relacionados a la transmisión
eléctrica, a nivel troncal, como de “interés público” o “interés nacional”, entregando una serie
de beneficios a este tipo de proyectos que buscan facilitar su implementación y reducir sus
tiempos de realización. Aquí es donde existe la primera discrepancia con Chile, ya que a nivel
nacional, no se le entrega esta distinción a los proyectos de transmisión (en Chile la Ley Corta I
define a la transmisión como un servicio público). Es importante el poder distinguir a este tipo de
proyectos, que entregan un servicio de impacto estratégico a nivel país, de los proyectos
privados, que buscan el beneficio particular.
Otro punto donde muchos países concuerdan, y que está íntimamente ligado al punto anterior,
es en la existencia de la expropiación de terrenos para el desarrollo de proyectos de
transmisión. En la mayoría de los países estudiados, existe esta figura como solución a los
problemas de tiempos asociados a la construcción de proyectos de transmisión troncal. De
hecho, en California, los corredores de transmisión de interés nacional, el cual utiliza
AETS Sudamérica
102
expropiación como herramienta principal, nacen debido a la velocidad de los proyectos de
generación respecto a los de transmisión, los cuales eran casi a 4 veces más rápidos, lo que
implicaba que la generación no contaba con disponibilidad de transmisión para transportar su
energía.
Respecto de la tarificación utilizada para el pago del uso de la red de transmisión, todos los
países analizados tienden a cargar todos los costos o la gran mayoría a la demanda (modelos
0/100, 27/73 o 50/50 como máximo), mientras que en Chile sucede todo lo contrario, ya que se
carga gran parte de los costos a la generación (80/20), lo que entrega fuertes señales de
localización a la oferta, privilegiando a los generadores térmicos, cerca de los centros de
consumo, y relegando a fuentes de energías domésticas, entre ellas las energías renovables, las
cuales tienden a estar alejadas de los centros de consumo. Esto genera barreras para
generadores de ciertas tecnologías. Esto se agrava aún más en el escenario donde ya no es
posible basar el desarrollo de la oferta de generación en proyectos cercanos a los centros de
consumo, contexto en el cual se desarrolló la versión actual de la tarificación troncal.
Respecto de la identificación de los inconvenientes del proceso de expansión del sistema de
transmisión troncal, se puede concluir que son varios los problemas detectados a lo largo del
proceso. Estos se dan desde las etapas de generación de las bases de licitación del ETT hasta la
construcción de la infraestructura. Varios de los problemas detectados nacen de la
descoordinación entre los diferentes organismos que están involucrados en el proceso, y de la
poca comunicación existente entre ellos, como por ejemplo las descoordinaciones que se dan
entre algunas leyes y que luego son arregladas con la creación de artículos especiales en la
leyes (caso de Ley de Bosque Nativo y Ley General de Servicios Eléctricos105). Este tipo de
proyectos son transversales a muchas áreas, por lo que se debe interactuar con distintos
Servicios, Ministerios, Comisiones, entre otros, lo que genera confusión y la sensación de
burocracia del sistema, debido a que en ocasiones existen inconsistencias dentro del proceso.
La realización de un proceso de expansión del sistema de transmisión troncal no debiera ser
planificado por sólo un Ministerio o entidad de Gobierno, sino que debiera ser planificado o ser
el resultado de la interacción de un equipo multidisciplinario, que permita tener en cuenta
todos los procesos que deberá llevar a cabo el titular del proyecto para desarrollar su proyecto.
Sólo la interacción y el aporte de todos los organismos involucrados, con un detalle de todos los
trámites a realizar en cada organismo, podrán generar un proceso eficiente y rápido. En el caso
en donde un organismo se encuentre a cargo de generar un proceso de expansión, y no tome
en cuenta a los demás actores relevantes, u olvide la participación de alguno, se generará un
proceso incompleto, que tendrá “parches” para solucionar los problemas, y que finalmente
generará retrasos, tiempos muertos, procesos dependientes de otros, etc.
Respecto de los problemas detectados a lo largo del proceso, se detectaron12 problemas, en
base al conocimiento del consultor y a las entrevistas realizadas a los actores relevantes del
segmento transmisión y a actores que se encuentran ligados a este segmento. Estos problemas
se han ordenado por etapa a la cual pertenecen, y se resumen a continuación:
105En cuanto a la presentación del Plan de Manejo, la Ley 20.402 agrega, en su artículo 13 Nº 17 un inciso final al artículo
99 de la LGSE, que señala que: ‘‘En caso que sea requerido por otras leyes, se entenderá que los obligados a ejecutar
las obras de expansión del sistema de transmisión troncal que determine el decreto, cuentan con la calidad de
concesionarios de los servicios eléctricos. Lo anterior es sin perjuicio de lo dispuesto en las leyes Nº 19.300 y 20.283, y
demás normas legales pertinentes. ’’
AETS Sudamérica
103
Tabla 21. Resumen de problemas detectados en el proceso de expansión de la transmisión
Problemas proceso de planificación y licitación
Horizonte de planificación subestimado
Incertidumbre no incorporada
Dificultad en el proceso de adjudicación de obras nuevas
Dificultad en el proceso de adjudicación de obras de ampliación
Problemas proceso de concesión y servidumbre
Dificultad para efectuar la notificación a actores privados
Dificultad en el proceso de negociación con actores privados durante la tramitación de concesión y servidumbre
Imposibilidad de acceder a predios una vez obtenida la concesión
Problema generado por Plan de Manejo
Imposibilidad de realizar plan de manejo de manera paralela a otros procesos
Problema generado por evaluación ambiental
Aumento de consultas y observaciones de la etapa de participación ciudadana
Otros problemas
Conflictos entre concesiones eléctrica y la minera
Ambigüedad en la definición de transmisión troncal
Tarificación ineficiente del troncal
Elaboración propia
Los problemas detectados y mostrados en la tabla anterior se pueden clasificar en los que
generan retrasos (notificaciones a actores privados, acceso a los predios, etc.) y los problemas
de fondo, que no generan retrasos (horizonte de planificación, modelación de incertidumbre,
etc.) pero que generan otro tipo de problemas, los cuales son perceptibles una vez terminado
el proceso y desarrolladas las obras.
Respecto del objetivo relacionado a la identificación de los inconvenientes más relevantes del
proceso, se puede concluir que estos tienen que ver con la etapa de concesión y servidumbre,
los que pueden retrasar en más de 2 años el avance del proyecto. A continuación se muestra el
resultado de la priorización realizada.
Tabla 22. Resumen de priorización de problemas en la expansión de la transmisión
Tema Fretraso Fcomplejidad Total
Notificaciones a actores privados
10 10 10 Negociación con actores privados durante
proceso de concesión
Proceso de adjudicación de obras de
ampliación 8 4 6,8
Imposibilidad de realizar plan de manejo de
manera paralela a otros procesos 2 10 4,4
Acceso a predios una vez obtenida la concesión 2 7 3,5
Elaboración propia
Los principales problemas tienen que ver con los procesos de notificación a los dueños de los
terrenos por donde pasará el trazado y con los cuales no se ha logrado aún un acuerdo a esta
altura del proceso, la negociación con estos actores y la entrada a los terrenos en cuestión. En
base a las entrevistas realizadas, estos procesos son críticos dentro de la expansión del sistema
AETS Sudamérica
104
de transmisión troncal, y pueden generar incentivos tan fuertes como para quelas empresas
dejen de participar en los procesos de licitación de obras nuevas. Esta etapa de concesión y
servidumbre puede ser muy expedita en algunos casos, pero bastante compleja y larga en otros
casos, todo depende de la cantidad de terrenos privados que la línea de transmisión cruce. La
conclusión en esta etapa es la necesidad de un cambio importante dentro del proceso
completo de concesión y servidumbre, que permita a los proyectos de transmisión tener la
seguridad de que no serán necesario pasar por largos y complejos procesos de negociación
para obtener la servidumbre de un terreno determinado, ni que estará expuesta a la
especulación por parte de terceros.
En el caso en que las mejoras realizadas al proceso de concesión y servidumbre no logren
generar una reducción importante en los tiempos y en la dificultad del proceso, la opción de
denominar a estos proyectos como de interés nacional y la expropiación de terrenos, como lo
hace actualmente en MOP en el caso de las autopistas, es una opción válida, utilizada
largamente a nivel mundial y que entregaría una solución rápida y eficiente a los problemas
detectados en este proceso. En este sentido, en Chile existe importante experiencia respecto
de la expropiación de terrenos, la que se encuentra ligada al MOP. Esta experiencia puede ser
utilizada por el Ministerio de Energía para implementar eficientemente un sistema de
expropiación para proyectos de transmisión en el caso que no se logre mejorar el sistema de
concesiones y servidumbres existente actualmente.
AETS Sudamérica
105
Anexos
AETS Sudamérica
106
ANEXOS
Anexo 1: Artículo 132° del Reglamento de la Ley de Concesiones
Eléctricas:
“Artículo 132º.- Las condiciones y criterios que deben cumplirse de manera simultánea
para que una instalación sea incorporada al Sistema Principal de Transmisión, son los
siguientes:
a) Deberá ser de alta o muy alta tensión;
b) El flujo de energía en un mismo sentido deberá ser inferior al 90% de laenergía total
transportada por dicha instalación, calculado para un período proyectado de cinco años
c) El beneficio económico que proporcione a los consumidores deberá representar, al
menos, el 70% del total de los beneficios generados por la instalación, calculados para un
período proyectado de cinco años,
d) La relación beneficio-costo para los consumidores deberá ser mayor a la unidad,
calculada para un período proyectado de cinco años.
Cada cuatro años o a la incorporación de una nueva central de generación en el
sistema, se evaluarán las instalaciones que no pertenecen al Sistema Principal de
Transmisión, para definir su incorporación o no a este sistema106.”
106Reglamento de Ley de Concesiones Eléctricas
http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Electricidad/normatividad/regalmento%20de%20la%20ley.pdf
AETS Sudamérica
107
Anexo 2: Detalle del cargo por conexión a la red en el Reino Unido
AETS Sudamérica
108
Anexo 3. Detalle del sistema eléctrico del Reino Unido
AETS Sudamérica
109
Anexo 4. Detalle del sistema eléctrico de Colombia
AETS Sudamérica
110
Anexo 5. Detalle de la tarificación por uso de la red en Colombia
Cargo por Uso Monomio
Sin diferenciación horaria, se calcula utilizando la siguiente expresión:
Donde:
Tm : Cargo por Uso Monomio del STN para el mes m. ($/kWh)
IMT j,m : Ingreso Mensual del TN j, para el mes m, calculado de acuerdo a lo dispuesto en la
Resolución No. 011 de 2009. ($)
PCP g,m-1 : Pago por concepto de Conexión Profunda que realiza el agente g, en el mes m-1.
($). Entiéndase por Conexión Profunda los activos de uso del STN cuya construcción
se requiere para responder a la solicitud de conexión de un usuario del STN.
VTG p,m-1 : Valor Total Garantizado por la póliza o garantía p, que se hace efectiva en el mes
m-1. De acuerdo a lo dispuesto en la Resolución No. 011 de 2009. ($)
DTC m : Demanda Total Registrada por los comercializadores del SIN en el mes m, en cada
una de sus fronteras comerciales referida a 220 kV. (kWh)
n : Número de Transmisores Nacionales (TN) en el STN; entiéndase por TN, la persona
jurídica que realiza la actividad de transmisión de energía eléctrica en el STN o bien
que haya constituido una empresa con dicho propósito.
ncp : Número de agentes que realizan pagos por Conexión Profunda.
npe : Número de pólizas ó garantías que se hacen efectivas de acuerdo con los eventos
de incumplimiento establecidos en la resolución CREG 022 de 2001 y aquellas que la
modifiquen, complementen o sustituyan.
En el caso de que en algún mes m, el valor de los saldos por las garantías ejecutadas supere la
diferencia entre el ingreso mensual y los pagos por conexiones profundas, se utilizara un valor para el
saldo de garantías igual a cero o uno que no disminuya el numerador más allá del 50% del valor
calculado para el mismo numerador del mes anterior.
Cargo por Uso Monomios Horarios
Entiéndase por:
Período de Carga Mínima, las horas comprendidas entre las 00:00 y las 4:00 horas y las 23:00
y las 24:00 horas
Período de Carga Máxima, las horas comprendidas entre las 9:00 y las 12:00 horas y las 18:00
y las 21:00 horas.
Período de Carga Media, los períodos del día no comprendidos por alguna de las
anteriores.
Para el cálculo del Cargo por Uso con diferenciación horaria por Período de Carga, se debe
resolver el siguiente sistema de tres ecuaciones con tres incógnitas:
AETS Sudamérica
111
Donde:
Hx, Hd y Hn : Número de horas asociado al Período de Carga Máxima, Media y Mínima,
respectivamente.
P j,m : Potencia promedio para la hora i durante el mes m, correspondiente a los
consumos horarios nacionales de todos los Usuarios Finales.
Px,m, Pd,m y Pn,m : Potencias resultantes de promediar las potencias (Pi,m) asociadas a las
horas asignadas a cada uno de los Períodos de Carga para el mes m.
Tm : Cargo por Uso Monomio del STN, para el mes m. ($/kWh)
Tx,m, Td,m y Tn,m : Cargo por Uso Monomio Horario para el Período de Carga Máxima, Media
y Mínima (respectivamente) del STN, para el mes m. ($/kWh)
AETS Sudamérica
112
Anexo 6. Detalle del sistema eléctrico de México
AETS Sudamérica
113
Anexo 7. Cálculo de tarifas para sistema de transmisión mayores a 69
kV en México
Costo Fijo por Uso de la Red
Donde:
CT : Costo total por uso de red, considera la utilización de elementos de la
infraestructura.
r ser : factor de reparto del servicio.
CMCtransva : Costo mensual de capacidad en transmisión para cada nivel de tensión
“v” y región “a”.
∆Pserva : incremento o decremento de Pérdida de Potencia asociado al costo de
infraestructura de transmisión debido al servicio solicitado en cada nivel de
tensión “v” y región “r”.
CMCgen : Costo mensual de capacidad en generación.
∆Ωmaxserva : Incremento o decremento en Perdidas de Potencia que se asocia al costo
de capacidad de generación debido al Servicio de Transmisión Solicitado
bajo el escenario de demanda máxima en cada nivel de tensión “v” y
región “a” del sistema.
Costo Variable por Uso de la Red
Donde:
ENERt : Costo por energía correspondiente al Período Horario “t”.
∆ESt : Pérdidas de Energía durante el Período Horario “t”.
FC : Factor de Carga observado en el mes de facturación correspondiente
para la o las cargas del Servicio de Transmisión Solicitado.
AETS Sudamérica
114
Anexo 8. Detalle del plan de expansión de generación y transmisión
en México
AETS Sudamérica
115
Anexo 9. Detalle de establecimiento de escenarios
16.5 Establecimiento de Escenarios
a) La Tarea se inicia con la definición de las incertidumbres a evaluar y sus valores Medio,
Alto y Bajo para todo el horizonte de estudio y para cada Zona definida conforme al
Artículo 13.Las incertidumbres a considerar deben ser al menos las siguientes: demanda,
oferta de generación, hidrología y costo de combustibles.
b) Luego se definen los Futuros para cada zona, los cuales resultan de las combinaciones
de los valores de las incertidumbres para los años 1, 3, 6, 10 y 15 del horizonte del estudio;
de ser necesario, se deberá evaluar otros años intermedios. Por ejemplo, si se consideran
tres valores de demanda y cuatro valores de oferta para cada valor de demanda, se
tendrían como máximo 3x4 = 12 Futuros para cada zona.
c) Se realiza una combinación de los Futuros de las zonas con el fin de estudiarlos flujos en
bloque entre las distintas áreas de demanda; este grupo de combinaciones es el conjunto
total de Futuros en el cual se evaluaran las opciones. Por ejemplo, si se consideran 3 zonas
del SEIN y 9 futuros para cada zona se tendrían como máximo 9 x 9 x 9 = 729 Futuros a nivel
del SEIN.
d) Determinados los distintos Futuros resultará necesario establecer los diferentes Planes
para todos aquellos Futuros que planteen requerimientos de transmisión diferentes. Los
Planes estarán integrados por conjuntos de las distintas Opciones (proyectos) candidatos
para estar en operación en el año horizonte del estudio.
e) Para establecer las Opciones se seguirá un enfoque “estratégico”, entendiendo por ello
que la tarea se concentrará en establecer las características fundamentales del Sistema
de Transmisión en el año horizonte del estudio, tales como los corredores de transmisión,
los niveles de tensión, la capacidad de las instalaciones, entre otros. En esos términos, el
objetivo de esta primera fase será determinar la capacidad del sistema en el año
horizonte.
AETS Sudamérica
116
Anexo 10. Referencias de valores de inversión en transmisión
eléctrica por país
-Chile: Servicio de Evaluación Ambiental (www.sea.gob.cl)
- Reino Unido: Comisión Europea
(http://ec.europa.eu/energy/electricity/publications/doc/comp_cost_380kV_en.pdf)
- California: California Independent System Operator (CAISO)
http://www.caiso.com/2360/23609c2864470.pdf
- Colombia: Unidad de Planeación Minero Energética (UPME),
(http://www.upme.gov.co/Convoca2009/042009/DocumentosF/Audiencia_presentacion_
proyecto_Sogamoso.pdf),
(http://www.upme.gov.co/Docs/Plan_Expansion/2009/Plan_Expansion_2009-2023.pdf),
(http://www.nuca.ie.ufrj.br/gesel/apresentacoes/04.pdf)
- México: Diario Oficial de la Federación
(http://dof.gob.mx/nota_detalle_popup.php?codigo=2082461).
- España: Secretaría General de Energía (http://www.mityc.es/es-
ES/Documentacion/Publicaciones/Otras%20publicaciones/pansectelecgag20082016.pdf),
Comisión Europea
(http://ec.europa.eu/energy/electricity/publications/doc/comp_cost_380kV_en.pdf)
- Perú: Ministerio de Energía y Minas
(http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/Concesiones_Transmisi%C3%83%C2%B3n.pdf)
AETS Sudamérica
117
Anexo 11. Rangos y criterios de validez del estudio
Proceso 2006:
AETS Sudamérica
118
AETS Sudamérica
119
AETS Sudamérica
120
AETS Sudamérica
121
Proceso 2010:
AETS Sudamérica
122
AETS Sudamérica
123
AETS Sudamérica
124
AETS Sudamérica
125
AETS Sudamérica
126
AETS Sudamérica
127
Anexo 12. Detalle de presentación de documentos al SEA para
evaluación ambiental de proyectos de construcción de líneas de
transmisión.
Nombre Proyecto Tipo Estado
Fecha
calificación
500 kv
Sistema de Transmisión de 500 kV Mejillones-Cardones . EIA En Calificación
"Línea Ancoa - Alto Jahuel 2 x 500 kV: Primer Circuito" EIA Aprobado 25-ene-2012
LÍNEA DE ENTRADA A ALTO JAHUEL 2X500 kVExp.
017/2010 EIA Aprobado 18-nov-2011
LINEA ANCOA-POLPAICO 1X500 kV: SECCIONAMIENTO
(e-seia) DIA Aprobado 29-dic-2009
PROYECTO ENERGIZACIÓN EN 500 KV DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN ALTO JAHUEL - POLPAICO (e-seia) DIA Aprobado 21-nov-2006
TRANSFORMACIÓN A 500 kV DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN ELÉCTRICA 2X220 kV CHARRÚA ANCOA 1
Y 2 (e-seia) DIA Aprobado 28-oct-2003
Transformación a 500 kV de la Línea de Transmisión
Eléctrica 2 x 220 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 DIA Desistido
Total EIA 3
Total DIA 4
220 kV
Línea de Transmisión 1x220 KV Centinela - Panimávida EIA En Calificación
LÍNEA 1X220KV SPENCE - SIERRA GORDA DIA En Calificación
Modificación Línea de Transmisión 2x220 kVMaitencillo –
Caserones, Variante Maitencillo Norte EIA Aprobado 1-feb-2012
Sistema de Transmisión 220/110 kVCopayapu-
Galleguillos EIA En Calificación
Línea de Transmisión Eléctrica 220 kv Encuentro - MH DIA Aprobado 29-dic-2011
Planta Fotovoltaica Lagunas 30 MW y Línea de
Transmisión 220 kV PFV Lagunas - SS/EE Lagunas DIA Aprobado 3-jun-2011
Línea de Transmisión 2x220 kVMaitencillo – Caserones EIA Aprobado 27-jul-2011
Línea de Transmisión 220 kV S/E Salar - S/E Calama DIA Aprobado 26-jul-2010
LINEA MAITENCILLO-CARDONES 1x220 kV: BARRA DE
TRANSFERENCIA EN CARDONES (e-seia) DIA Aprobado 17-sep-2009
Proyecto Línea de Transmisión Doble Circuito 2x220 kV
Central Angamos a S/E Likanatai (N) (e-seia) DIA Aprobado 27-ago-2009
LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA 2x220 kV
OSORNOBARRO BLANCO (e-seia) DIA Aprobado 31-dic-2009
Proyecto Línea Transmisión Doble Circuito 2x220 kV
Central Angamos a S/E Likanantai (e-seia) DIA
No Admitido a
Tramitación 2-abr-2009
Línea de Transmisión de alta Tensión 2 x 220 Kv, La
Confluencia-La Higuera (e-seia) DIA Aprobado 11-nov-2009
LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA 2X220 kV NOGALES
POLPAICO (e-seia) DIA Aprobado 18-jun-2009
Línea 2x 220 kV S/E El Cobre S/E Esperanza (e-seia) DIA Aprobado 14-may-2009
LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA 2X220 kV NOGALES
POLPAICO (e-seia) DIA Desistido 15-ene-2009
Línea de Transmisión Eléctrica 220 KV Maitenes-
Confluencia (e-seia) DIA Aprobado 25-ago-2009
LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA 2 x 220 kV CHACAYES
MAITENES EIA Aprobado 27-oct-2009
Construcción Sistema de Transmisión en 220 KV. Puerto
Montt Chiloé. 3era etapa ColacoDegañ (e-seia) DIA Aprobado 13-mar-2009
AETS Sudamérica
128
Construcción Sistema de Transmisión en 220 KV. Puerto
Montt Chiloé. 3era etapa ColacoDegañ. (e-seia) DIA Desistido 25-sep-2008
Línea de Transmisión Eléctrica 2 x 220 kV Charrúa-
Lagunillas y obras asociadas EIA Aprobado 6-jul-2009
LÍNEA 1 x 220 kV S/E TESORO S/E ESPERANZA (e-seia) DIA Aprobado 28-nov-2008
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 110 kV Y 220 kV S/E
CHACAYA - GNLM (e-seia) DIA Aprobado 28-ene-2009
Línea de Alta Tensión Coronel-Charrúa 2x220 kV . (e-
seia) DIA Aprobado 6-mar-2009
LÍNEA DE TRANSMISIÓN 2X220 KV GUACOLDA -
MAITENCILLO (e-seia) DIA Aprobado 18-ago-2008
Línea de Transmisión Eléctrica 220 kVPolpaico
Confluencia EIA Aprobado 26-ene-2009
Línea de Transmisión Eléctrica 220 kVPolpaico
Confluencia EIA
No Admitido a
Tramitación 2-may-2008
Línea 2x220 kV S/E Crucero-S/E Esperanza (e-seia) DIA Desistido 8-ago-2008
LINEA ALTA TENSION 2x220 kV SAN FABIAN - ANCOA Y
OBRAS ASOCIADAS EIA Aprobado 6-jul-2009
LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELECTRICA 1X220 KV PAN DE
AZUCAR ANDACOLLO (e-seia) DIA Rechazado 6-may-2008
LINEA DE TRANSMISION ELÉCTRICA 1X220 KV PAN DE
AZUCAR- ANDACOLLO (e-seia) DIA
No Admitido a
Tramitacion 15-dic-2007
Línea de Transmisión Ventanas-Nogales 2x220 kV (e-seia) DIA Aprobado 8-feb-2008
Segundo Circuito 220 kV Línea Maitencillo - Cardones
(e-seia) DIA Aprobado 31-mar-2007
Línea de Transmisión Charrúa-Nueva Temuco 2 x 220 kV
(Segunda Presentación) EIA Aprobado 20-mar-2007
Línea de Transmisión Eléctrica 2x220 KV Los Maquis -
Saladillo EIA Aprobado 31-ene-2007
Línea de Transmisión Charrúa - Nueva Temuco 2 x 220 kV EIA Desistido
DECLARACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL "EXTENSIÓN
LÍNEA ELÉCTRICA 1 X 220 KV CHARRÚA - CHILLÁN /
TRAMO ARRANQUE A CHILLÁN - S/E MONTERRICO (e-
seia) DIA Aprobado 11-abr-2006
Línea 154 kV Transformable a 220 kV entre S/E La Higuera
y S/E Tinguiririca cercana a San Fernando (e-seia) DIA Aprobado 22-jun-2005
Variante Quelén - Línea 2x220 kV (e-seia) DIA Aprobado 11-feb-2005
Línea de Transmisión Eléctrica 1x220 kV S/E Charrúa-
Chillán EIA Aprobado 24-ago-2004
Línea de Transmisión Eléctrica 1x220 kV S/E Charrúa -
Chillán EIA
No Admitido a
Tramitación
Línea de Transmisión de 220 kV S/E Nueva Zaldívar - S/E
Sulfuros (e-seia) DIA Aprobado 26-mar-2004
TRANSFORMACIÓN A 500 kV DE LA LÍNEA DE
TRANSMISIÓN ELÉCTRICA 2X220 kV CHARRÚA ANCOA 1
Y 2 (e-seia) DIA Aprobado 28-oct-2003
Línea de Transmisión Eléctrica de 2x220 kv S/E Ancoa
S/E Itahue (Segunda Presentación) EIA Aprobado 16-may-2003
Línea de Transmisión Eléctrica de 2x220 KV S/E Ancoa -
S/E Itahue (Primera Presentación) EIA Desistido
Transformación a 500 kV de la Línea de Transmisión
Eléctrica 2 x 220 kV Charrúa - Ancoa 1 y 2 DIA Desistido
Línea de Transmisión Eléctrica Candelaria Minero
2x220kV DIA Aprobado 4-sep-2001
Construcción y Operación Subestación Eléctrica Minero
220/110 KV. DIA Aprobado 31-jul-2001
Línea de Transmisión 220 kv a subestación de Transmisión
El Salto EIA Aprobado 25-mar-1999
Modificación de Línea de Alta Tensión de 2 x 220kV de
ENDESA Rapel - Cerro Navia DIA Aprobado 3-dic-1998
Línea de Transmisión Polpaico Maitenes 220 kV EIA Aprobado 26-feb-1999
AETS Sudamérica
129
Sistema de Transmisión (220 KV) Paposo-Diego de
Almagro EIA Aprobado 13-may-1998
Sistema de Transmisión Colbun-Alto Jahuel 220 KV EIA Aprobado 17-ene-1997
Pangue Línea de Alta Tensión 2 x 220 Kv Santa Bárbara
Trupán EIA Aprobado 29-abr-1996
Total EIA 21
Total DIA 33
154 kV
Modificación de la Línea 2 x 154 kVItahue San
Fernando. Sector Embalse Convento Viejo. VI Región. (e-
seia) DIA Aprobado 28-dic-2006
Línea 154 kV Transformable a 220 kV entre S/E La Higuera
y S/E Tinguiririca cercana a San Fernando (e-seia) DIA Aprobado 22-jun-2005
Modificación Línea Eléctrica Charrúa-Concepción de
154 Kv DIA Aprobado 9-feb-1998
Total EIA 0
Total DIA 3
110 kV
Aumento de Voltaje Línea de Transmisión Eléctrica El
Paso, de 110 a 220 kV DIA En Calificación
Modificación de Línea de Transmisión Eléctrica de 110
kV Florida- Los Almendros, Tramo Torre N° 32 a Torre N°
37, Sector Quebrada de Macul DIA En Calificación
Proyecto Línea de Transmisión 110 kV Concón -
Montemar y Subestación 110/23-12Kv Montemar DIA En Calificación
Sistema de Transmisión 220/110 kVCopayapu-
Galleguillos EIA En Calificación
Linea de Transmisión en postes de Hormigón de 110 Kv
Melipeuco-freire DIA Aprobado 18-oct-2011
PROYECTO DE POTENCIACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN
ELÉCTRICA 110 kV TAP SAN JOSÉ DIA Aprobado 30-may-2011
Línea de Transmisión en postes de hormigón de 110 Kv
Melipeuco - Freire DIA
No Admitido a
Tramitación 17-dic-2010
POTENCIACIÓN DE LÍNEA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA DE
110 kV CHENA - CERRO NAVIA, TRAMO TAP PAJARITOS -
TAP SAN JOSÉ DIA Aprobado 4-feb-2011
Línea de Transmisión 2x110 kV Arranque a Mariscal y
Subestación Eléctrica Mariscal DIA Aprobado 21-jun-2011
Modificación Línea de Transmisión 110 kV Quillota-Illapel,
Sector Marbella DIA Aprobado 19-ene-2011
Línea de Transmisión 110 kVCorrentoso S/E Aihuapi DIA Aprobado 22-feb-2011
Línea de Transmisión de 110/66 kV, Ensenada-Melipulli DIA Aprobado 3-ene-2011
Línea de Transmisión 110 kV Nalcas-S/E Aihuapi DIA Aprobado 18-mar-2011
Línea de Transmisión 110 kV Casualidad-Licán (e-seia) DIA Aprobado 6-may-2010
Línea de Transmision 110 kVPilmaiquén - S/E Antillanca
(e-seia) DIA Aprobado 29-abr-2010
LÍnea de Tansmisión 2 x 110 kVAihuapi - Antillanca (e-
seia) DIA Aprobado 30-jul-2010
Línea de Transmisión Eléctrica 1x110 kV Diego de
Almagro-El Salado-Chañaral y Obras Complementarias
(e-seia) DIA Aprobado 28-dic-2009
Línea de Transmisión Eléctrica 1x110 kV Diego de
Almagro-El Salado-Chañaral y Obras Complementarias
(e-seia) DIA
No Admitido a
Tramitacion 31-jul-2009
Modificación de 3,77 km Línea de Transmisión 110 kv El
Peñón-Andacollo, sector Carmen de Andacollo (e-seia) DIA Aprobado 10-jun-2009
Línea de transmisión 110 kV Santa Marta- Padre Hurtado
y Subestación eléctrica 110/12-23 kV Padre Hurtado (e-
seia) DIA Aprobado 30-oct-2009
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 110 kV Y 220 kV S/E DIA Aprobado 28-ene-2009
AETS Sudamérica
130
CHACAYA - GNLM (e-seia)
PROYECTO MODIFICACIÓN LÍNEA 110 KV ESPEJO -
OCHAGAVÍA TRAMO TORRES N°10 A N°15 044 (e-seia) DIA Aprobado 22-dic-2008
Línea de Transmisión Subterránea de 110 KV entre GNL
Quintero y AES Gener (e-seia) DIA Aprobado 14-abr-2008
Traslado Parcial Línea 110 kV Sector Relaves Candelaria
(e-seia) DIA Aprobado 18-abr-2008
Línea de Transmisión Eléctrica 110 kVUjina-Coposa (e-
seia) DIA Aprobado 27-dic-2007
Línea de Transmisión 110 kVLoncoche - Villarrica,
Segundo Circuito (e-seia) DIA Aprobado 4-ene-2011
Construcción Línea El Empalme - Calbuco 110 kV. (e-
seia) DIA Aprobado 30-ene-2007
MODIFICACIÓN DE LAS LÍNEAS 110 kV LOS ALMENDROS
EL SALTO Y EL SALTO SAN CRISTÓBAL Exp. Nº 112/06 (e-
seia) DIA Aprobado 16-may-2007
Línea de Transmisión 110 kV Agua Santa - Placilla y
Subestación 110/12 kV Placilla (e-seia) DIA Aprobado 21-ago-2006
Línea Eléctrica 110 kV Cardones - Planta de Magnetita
Línea Eléctrica 110 KV Planta Magnetita (e-seia) DIA Aprobado 9-ago-2006
Modificación Línea existente Melipulli - El Empalme 66
Kv. a 110 Kv. (e-seia) DIA Aprobado 4-ago-2006
PROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN DE 110 KV LAS VEGAS
- LLAY LLAY (e-seia) DIA Aprobado 13-feb-2006
PROYECTO LÍNEA DE TRANSMISIÓN DE 110 KV LAS VEGAS
- LLAY LLAY (e-seia) DIA
No Admitido a
Tramitacion 22-oct-2005
SEGUNDO CIRCUITO DE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN
ELÉCTRICA DE 110 kV MELIPILLA SAN ANTONIO (e-seia) DIA Aprobado 10-dic-2005
Línea de Transmisión Subterránea 110kV Miraflores -
Marga Marga, segundo Circuito (e-seia) DIA Aprobado 12-may-2005
Línea de Transmisión Eléctrica 110 kV Proyecto Refugio
(e-seia) DIA Aprobado 16-ene-2004
Línea 110 kV Cerro Navia - Lo Aguirre, Ref. Sector Cerro
Navia -Torre 21 (e-seia) DIA Aprobado 3-ene-2004
Proyecto Línea 110 kV Buin-Chena, Refuerzo sector Buin-
San Bernardo. (e-seia) DIA Aprobado 29-ago-2003
Linea 2 (110 KV) Cardones- Los Lirios DIA Aprobado 29-ene-2003
Sistema de subtransmisión eléctrica 110 kv Minera
Atacama Kozan DIA Aprobado 9-ene-2003
Línea 110 KV Chena - Cerro Navia Refuerzo Sector
Chena - Maipú DIA Aprobado 6-feb-2003
Modificación Linea Existente Chonchi-Quellón 23 Kv a
110 Kv DIA Aprobado 10-may-2002
Sistema de Transmisión Eléctrica a Antofagasta 110 kV
(Segunda Presentación) EIA Aprobado 31-dic-2001
Sistema de Transmisión Eléctrica a Antofagasta 110 kV EIA Desistido
Línea de Subtransmisión Eléctrica de 110 KV y
Subestación Bollenar DIA Aprobado 5-abr-2001
Modificación Línea 110 kv Diego de Almagro - Potrerillos DIA Aprobado 21-dic-2000
Aumento de Voltaje Línea de Transmisión (66kV a 110kV)
desde S/E Maipo a S/E CMPC/Puente Alto y
Construcción de Nueva S/E CMPC/Puente Alto DIA Aprobado 19-oct-2000
Mejoramiento Línea de Transmisión (110KV) San Pedro-
Cerro Navia DIA Aprobado 20-sep-2000
Modificación Línea 110 kV S/E Ochagavía-S/E Florida
Tramo Derivación Tap S/E Macul-S/E Florida DIA Aprobado 14-sep-2000
Línea de Transmisión 2 X 110 Kv a S/E Villa Alemana y S/E
Villa Alemana DIA Aprobado 19-feb-2001
Ampliación del SING-Sistema de Transmisión de 110 kv
Iquique EIA Aprobado 27-sep-2000
Línea de Alimentación (110 kv) a S/E Chacabuco DIA Aprobado 11-feb-1999
Línea de Alimentación (110 Kv)a S/E distribución Santa DIA Aprobado 11-feb-1999
AETS Sudamérica
131
Marta
Refuerzo Línea 110 Kv San Cristóbal- Cerro Navia: Tramo
Lo Boza-Cerro Navia DIA Aprobado 28-ene-1999
Construcción Línea 110 KV entre Subestación San
Joaquín y Subestación Marquesa DIA Aprobado 30-jun-1999
Línea de Alimentación (110 KV ) A Sub-Estación de
Distribución Brasil DIA Aprobado 13-ago-1998
Total EIA 4
Total DIA 52
66 kV
Línea de Transmisión 66 kVPilauco-Pichil DIA En Calificación
LÍNEA DE TRANSMISIÓN 66 kV CENTRAL HIDROELÉCTRICA
PICOIQUÉN – CRUCE HUEQUÉN DIA En Calificación
Línea de Transmisión 66 kVDuqueco - Mulchén DIA Desistido 5-ene-2012
Línea de Transmisión 66 kV Angol – Los Sauces DIA Aprobado 4-ago-2011
Línea de Transmisión 66 kV Tres Pinos – Cañete DIA Aprobado 10-nov-2011
Planta Fotovoltaica Salar de Huasco 30 MW y Línea de
Transmisión 66 kV PFV Salar de Huasco - LAT Pozo
Almonte DIA Aprobado 10-sep-2011
Línea de Transmisión de 110/66 kV, Ensenada-Melipulli DIA Aprobado 3-ene-2011
ModificacionLinea de TransmisionElectrica N°2; 66 kV
San Francisco - Los Bronces (e-seia) DIA Aprobado 22-sep-2009
NUEVA LÍNEA DE SUBTRANSMISIÓN ELÉCTRICA DE 66 KV
NINHUE - QUIRIHUE (e-seia) DIA Aprobado 13-mar-2009
Arranque Fátima a Línea 66 kVPaine - Buin (e-seia) DIA Rechazado 11-jun-2009
Línea Transmisión Lircay- Maule 1 x 66 kV (e-seia) DIA Aprobado 1-dic-2007
Línea de Transmisión 66kV Cachapoal - Machalí (e-seia) DIA Aprobado 23-jul-2007
Proyecto Línea 66 kV, Chiguayante-Quilacoya (e-seia) DIA Aprobado 21-nov-2005
Línea de Transmisión 66kV Santa Elvira - Nueva Aldea (e-
seia) DIA Aprobado 29-ene-2004
"Modificación del Sistema de Transmisión Eléctrica a
Arica 66kV. Arica-I Región" (e-seia) DIA Aprobado 12-jul-2003
Línea 66 kv Valle - Vallenar DIA Aprobado 2-may-2003
Construcción de Línea de Alta Tensión 66 KV AGA BíoBío DIA Aprobado 20-may-2002
Línea de Subtransmisión Eléctrica de 66 kV y
Subestación La Manga DIA Aprobado 4-oct-2001
Sistema de Transmisión Eléctrica a Arica 66 KV EIA Aprobado 24-ene-2002
Línea de Subtransmisión Eléctrica de 66 kV y
Subestación Santa Rosa DIA Aprobado 5-abr-2001
Línea de Alimentación Eléctrica de 66 KV desde
Subestación Petropower a la Subestación Petroquim DIA Aprobado 19-jul-1999
Proyecto Línea de Transmision 66 kvMalloa - Quinta de
Tilcoco y Subestación Transformadora 66/15 KV Quinta
de Tilcoco DIA Aprobado 31-dic-1998
Línea de Transmisión 66 KV Talcahuano - Latorre Nº 2 DIA Aprobado 10-dic-1998
Línea de Transporte 66 KV Alonso de Ribera - Penco DIA Aprobado 3-ago-1998
Línea A.T. 66 KV Coronel-Corcovado-Ecuadron DIA Aprobado 4-nov-1997
Total EIA 1
Total DIA 24
AETS Sudamérica
132
Anexo 13. Metodología de determinación de escenarios a incluir en
el Plan de Transmisión de Perú.
TÍTULO VI
METODOLOGÍA DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
Artículo 16 Enfoque Metodológico
16.1 La Planificación de transmisión en el SEIN requiere enfrentar diversas incertidumbres
tales como la evolución de la demanda, la expansión de la generación, entre otros.
Lametodología a aplicar para elaborar el PT tiene por objeto la selección de proyectos
que demuestren que, en el largo plazo y ante las diferentes incertidumbres, se cumpla lo
establecido en la definición 21 de Ley.
16.2 La elaboración del PT se inicia en el año horizonte del estudio y se retorna al presente
para determinar el año en el que se requiere la entrada de las nuevas instalaciones
consideradas para el año horizonte.
16.3 La metodología a emplear deberá seguir un enfoque metodológico de solución de
compromiso (“tradeoff”) ante incertidumbres, conforme se muestra en laFigura Nº 3.
16.4 Esta metodología involucra cuatro pasos:
a) Formular adecuadamente el problema, en términos de Opciones, incertidumbres y
Atributos.
b) Crear una base de datos (conjunto relacionado de incertidumbres-opciones-atributos)y
expandirla a efectos de obtener información representativa de un número importante de
escenarios.
AETS Sudamérica
133
c) Efectuar el análisis de trade-off.
d) En caso de no encontrar soluciones robustas, complementar el análisis Trade-off con el
análisis de minimizar el máximo arrepentimiento (MINIMAX).
16.5 Establecimiento de Escenarios
a) La Tarea se inicia con la definición de las incertidumbres a evaluar y sus valores Medio,
Alto y Bajo para todo el horizonte de estudio y para cada Zona definida conforme al
Artículo 13.Las incertidumbres a considerar deben ser al menos las siguientes: demanda,
oferta de generación, hidrología y costo de combustibles.
b) Luego se definen los Futuros para cada zona, los cuales resultan de las combinaciones
de los valores de las incertidumbres para los años 1, 3, 6, 10 y 15 del horizonte del estudio;
de ser necesario, se deberá evaluar otros años intermedios. Por ejemplo, si se consideran
tres valores de demanda y cuatro valores de oferta para cada valor de demanda, se
tendrían como máximo 3x4 = 12 Futuros para cada zona.
c) Se realiza una combinación de los Futuros de las zonas con el fin de estudiarlos flujos en
bloque entre las distintas áreas de demanda; este grupo de combinaciones es el conjunto
total de Futuros en el cual se evaluaran las opciones. Por ejemplo, si se consideran 3 zonas
del SEIN y 9 futuros para cada zona se tendrían como máximo 9 x 9 x 9 = 729 Futuros a nivel
del SEIN.
d) Determinados los distintos Futuros resultará necesario establecer los diferentes Planes
para todos aquellos Futuros que planteen requerimientos de transmisión diferentes. Los
Planes estarán integrados por conjuntos de las distintas Opciones (proyectos) candidatos
para estar en operación en el año horizonte del estudio.
e) Para establecer las Opciones se seguirá un enfoque “estratégico”, entendiendo por ello
que la tarea se concentrará en establecer las características fundamentales del Sistema
de Transmisión en el año horizonte del estudio, tales como los corredores de transmisión,
los niveles de tensión, la capacidad de las instalaciones, entre otros. En esos términos, el
objetivo de esta primera fase serádeterminar la capacidad del sistema en el año
horizonte.
16.6 Cálculo de Atributos
a) Para cada Escenario y para cada año, a partir del año de entrada de la Opción en
cuestión, se calculan los valores de los distintos Atributos, establecidos en el Artículo 11. Los
Atributos serán calculados con el modelo de Simulación de la Operación Económica de
Mediano y Largo Plazo.
b) Para efectuar el cálculo de los Atributos se puede simular un número reducido de
Escenarios y luego realizar interpolaciones para calcular los Atributos de los Escenarios
restantes. Para tal fin, se utilizará un número menor del total de los Escenarios
seleccionados, este subconjunto de Escenarios se obtiene de la combinación de las
Opciones e Incertidumbres que se estimen necesarias a fin de obtener valores intermedios
de Atributos mediante interpolaciones. A partir de los valores de Atributos calculados con
el modelo de Simulación de la Operación Económica de Mediano y Largo Plazo para el
número reducido de Escenarios, se calcularán los Atributos para el resto de Escenarios
mediante un procedimiento de interpolación.
c) Los costos de las Opciones deberán resultar de una metodología de estimación de
inversiones y costos de operación y mantenimiento para cada nuevo proyecto que resulte
AETS Sudamérica
134
en un tratamiento homogéneo para todos ellos. El costo de inversión debe determinarse,
en lo posible, con los costos estándares publicados por OSINERGMIN, en su defecto se
debe tener como referencia el promedio de costos de inversiones similares a nivel
internacional o de estudios de costos estándares de referencia internacional. Para
determinar las anualidades de las instalaciones se considerará una vida útil de las mismas
de treinta (30) años, mientras la tasa de actualización será la determinada en el Artículo
79 de la LCE. Los costos de operación y mantenimiento anuales se adoptarán como un
porcentaje promedio de los valores vigentes a la fecha de inicio del PT, correspondiente al
Sistema Principal de Transmisión y Sistema Garantizado de Transmisión.
d) Para el cálculo de los Atributos HDN, MFI, VPPD, VPCT se emplearán los resultados del
modelo para la Simulación de la Operación Económica de Mediano y Largo Plazo. Para
ello, en cada escenario, el COES deberá simular la operación del sistema con y sin cada
una de las Opciones de cada Plan, obteniendo el valor de los Atributos para cada
Opción.
16.7 Análisis de Decisión: El Análisis de Decisión se realizará utilizando la Metodología
Trade-off. Para tal fin se empleará un modelo destinado a la toma de decisiones de
Planificación de la transmisión en un marco de incertidumbre, que buscará establecer
soluciones robustas.
a) Se considera que un Plan es Robusto si para todos los Escenarios se encuentra en el
codo de la superficie n-dimensional de Atributos. Por ejemplo, en la Figura Nº 4
(correspondiente a un caso de minimización de atributos) se presenta esquemáticamente
la evaluación de dos atributos, y tres escenarios; en ella se observa que el Plan A es
robusto debido a que se encuentra en el codo de la curva para todos los escenarios:
AETS Sudamérica
135
b) Si no se encuentra un Plan Robusto se deberá determinar una Lista Corta de Opciones
o Planes. La Lista Corta resultará conformada por los siguientes: 1) Planes cuya ubicación
en la superficie n-dimensional de Atributos (resultante de la Metodología Trade-Off) está
en o es próxima a un codo de la misma y 2) Las Opciones o Planes que no estén
AETS Sudamérica
136
comprendidas en 1) pero que, a criterio del COES, debieran incluirse en la Lista Corta;
para este fin, el COES deberá tomar como referencia los Atributos definidos en el Artículo
11; y de ser necesario, otros criterios debidamente sustentados, los que pueden incluir la
priorización de los Atributos.
c) Cuando, en función de los resultados obtenidos, no pudiera asegurarse la existencia de
al menos un Plan robusto, el COES utilizará la metodología de análisis de riesgo para los
Escenarios de la Lista Corta descrita en el apartado 16.9 siguiente y, de encontrarlo
necesario, podrá proponer la consideración de criterios complementarios, debidamente
sustentados.
16.8 Verificación de los Criterios Técnicos de Desempeño: Se debe verificar la factibilidad
técnica del Plan Robusto o de la Lista Corta para todos los Escenarios en el año horizonte.
A fin de determinar en qué año se requiere que entren en operación las instalaciones de
estos Planes, se evaluará el cumplimiento de los Criterios Técnicos de Desempeño en los
años intermedios. Para realizar los cálculos a que refiere este numeral el COES recurrirá al
modelo destinado a la Simulación de la Operación del Sistema.
16.9 Análisis de Riesgo
a) En caso de no disponerse de ningún Plan Robusto, la Metodología Trade-offse
complementará con la aplicación de un modelo complementario que siga la
metodología de mínimo arrepentimiento (MINIMAX), que buscará identificar el Plan con
mínima exposición al arrepentimiento y que también ayudará a precisar las maneras de
mitigar los riesgos o las potenciales consecuencias adversas.
b) Como complemento al análisis con el método MINIMAX se analizarán los Planes de la
Lista Corta, con base a los siguientes elementos:
(i) La probabilidad de robustez definido como el porcentaje de futuros en los cuales el
Plan es Robusto.
(ii) La exposición al riesgo, definido como la diferencia del Atributo para un Plan menos el
atributo de otro plan.
(iii) La distribución del arrepentimiento.
c) Para efectos de mitigar el riesgo se propondrá nuevas opciones o combinaciones de
las ya propuestas (cobertura), y el análisis debe retornar al paso de Cálculo de Atributos,
numeral 16.6.
16.10 Casos de planes empatados: En el caso que los resultados de análisis de decisión y
de riesgo anteriores resulten en empates técnicos entre dos o más Opciones o Planes, el
COES deberá proponer, debidamente sustentada, la selección de una Opción o un Plan
con base en un análisis de los valores de los Atributos de cada Plan que tengan en cuenta
las políticas establecidas por el Ministerio.
AETS Sudamérica
137
Anexo 14.Entrevistas realizadas a actores clave relacionados al
segmento transmisión
División ERNC Ministerio de Energía: Ximena Ubilla – Carlos Suazo
Transelec: Juan Carlos Araneda
CNE: Iván Saavedra – Carolina Zelaya – Fernando Flatow
CER: Rodrigo García – Benjamín Herrera
Tinguiririca Energía: Gabriel Troncoso
Empresas Eléctricas A.G.: Rodrigo Castillo
El detalle de las entrevistas puede revisarse en los archivos digitales entregados junto con
este informe.
AETS Sudamérica
Anexo 15. Permisos requeridos para la construcción de una línea de transmisión
N°
Per-
miso
Nombre del Permiso Organismo que otorga
el Permiso
Nombre de
la Norma
que rige al
Permiso
Permiso
previo
requerido
Se
tramita
por
medio
del
SEIA
Grado de
exigencia de los
requisitos
Aplica a Línea
de alta tensión
o Subestación
Tiempo
Estimado
de
Tramitación
en días
1 Cambio de uso de suelo (PAS 96) MINAGRI 458/1975
MINVU NINGUNO SI Estudios Básicos
Depende del
lugar de
emplazamiento
45
2 Permiso de edificación DOM Municipios 458/1975
MINVU 3, 4 NO
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto SI 30
3 Aprobación de anteproyecto de edificación DOM Municipios 458/1975
MINVU NINGUNO NO
Antecedentes
Generales SI 15
4 Certificado de informaciones previas DOM Municipios 458/1975
MINVU NINGUNO NO
Antecedentes
Generales SI 15
5 Recepción definitiva de obras DOM Municipios 458/1975
MINVU 27, 32 NO
Antecedentes
Generales SI 7
6 Patente municipal Depto de Rentas y
Patentes Municipios
2.385/1996
MININT 2, 5, 21 NO
Antecedentes
Generales SI 5
9 Acceso a caminos públicos (no
concesionados) Dirección de Vialidad
850/1997
MOP NINGUNO NO Estudios Básicos
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
20
10 Acceso a caminos públicos (concesionados) MOP 900/1996
MOP NINGUNO NO
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
11
Uso de la faja de los caminos públicos (obras
sanitarias, tuberías o ductos para la
conducción de líquidos, gases o cables; las
postaciones con alambrado telefónico,
telegráfico o de transmisión de energía
eléctrica o fibra óptica y, en general,
cualquier instalación que ocupe los caminos
públicos y sus respectivas fajas)
Dirección de Vialidad 850/1998
MOP 4 NO
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
12
Pesca de investigación para seguimiento de
poblaciones de especies hidrobiológicas (PAS
95)
SUBPESCA 18.892/1991
MINECON NINGUNO SI Estudios Básicos
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
13 Recolección de huevos y crías con fines
científicos o de reproducción (PAS 98) SAG
19.473/1996
MINAGRI NINGUNO SI Estudios Básicos
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
30
AETS Sudamérica
N°
Per-
miso
Nombre del Permiso Organismo que otorga
el Permiso
Nombre de
la Norma
que rige al
Permiso
Permiso
previo
requerido
Se
tramita
por
medio
del
SEIA
Grado de
exigencia de los
requisitos
Aplica a Línea
de alta tensión
o Subestación
Tiempo
Estimado
de
Tramitación
en días
14 Caza o captura de animales de las especies
protegidas (PAS 99) SAG
19.473/1996
MINAGRI NINGUNO SI Estudios Básicos
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
30
15
Autorización para corta de determinadas
especies: tamarugo, algarrobo, chañar,
guayacán, olivillo, carbonillo, espino, boldo,
maitén, litro, bollén y quillay (siempre que no
constituyan bosque)
SAG
366/1944
MIN Tierras y
Colonización
NINGUNO NO Antecedentes
Generales
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
16
Corta de bosque nativo o plantaciones (sin
especies en categoría de conservación) (PAS
102)
CONAF 701/1974
MINAGRI NINGUNO SI Estudios Básicos
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
17 Corta de bosque nativo o plantaciones (con
especies en categoría de conservación) CONAF
20.283/2008
MINAGRI NINGUNO NO
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto +
Estudios Avanzados
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
18 Corta o explotación de alerce (PAS 103) CONAF 654/2009
MINAGRI NINGUNO SI
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto +
Estudios Avanzados
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
19 Corta o explotación de araucaria (PAS 104) CONAF 654/2009
MINAGRI NINGUNO SI
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto +
Estudios Avanzados
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
20 Corta o explotación queule, bailon, pitao,
belloto del sur, ruil y belloto del norte (PAS 105) CONAF
654/2009
MINAGRI NINGUNO SI
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto +
Estudios Avanzados
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
21 Informe sanitario SEREMI de Salud 725/1967
MINSAL 32 NO
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto SI 30
22 Autorización sanitaria para tratamiento y/o
disposición final de RISES no peligrosos SEREMI de Salud
1/1990
MINSAL 27 , 32 NO
Antecedentes
Generales SI 60
23 Calificación de los establecimientos
industriales o de bodegaje (PAS 94) SEREMI de Salud
47/1992
MINVU 5, 21 SI
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto SI 60
25
Construcción o modificación de cualquier
obra pública o particular destinada al
tratamiento o disposición final de desagües y
aguas servidas de cualquier naturaleza (PAS
91)
SEREMI de Salud 725/1967
MINSAL NINGUNO SI
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
AETS Sudamérica
N°
Per-
miso
Nombre del Permiso Organismo que otorga
el Permiso
Nombre de
la Norma
que rige al
Permiso
Permiso
previo
requerido
Se
tramita
por
medio
del
SEIA
Grado de
exigencia de los
requisitos
Aplica a Línea
de alta tensión
o Subestación
Tiempo
Estimado
de
Tramitación
en días
26
Construcción, modificación y ampliación de
cualquier planta de tratamiento de basuras y
desperdicios de cualquier clase; o para la
instalación de todo lugar destinado a la
acumulación, selección, industrialización,
comercio o disposición final de basuras y
desperdicios de cualquier clase (PAS 93)
SEREMI de Salud 725/1967
MINSAL NINGUNO SI
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto SI
No se
especifica
27 Autorización de sistemas de abastecimiento
de agua potable SEREMI de Salud
725/1967
MINSAL NINGUNO NO
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
45
31 Autorización de almacenamiento temporal
de RESPEL SEREMI de Salud
148/2004
MINSAL NINGUNO NO
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto SI 90
32 Declaración de instalación eléctrica interior SEC 1.128/2006
SEC 2 NO
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto +
Estudios Avanzados
+ Ingeniería
SI 10
35 Almacenamiento de explosivos (consumidor
ocasional) DGMN
400/1978
MINDEF NINGUNO NO
Antecedentes
Generales
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
10
36 Almacenamiento de explosivos (consumidor
habitual) DGMN
400/1978
MINDEF NINGUNO NO
Antecedentes
Generales
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
10
37 Transporte de explosivos DGMN 400/1978
MINDEF NINGUNO NO
Antecedentes
Generales
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
10
41 Concesión eléctrica provisional SEC 4/20018/2006
MINECON 48 NO
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto SI >120
42 Concesión eléctrica definitiva Ministerio de Energía 4/20018/2006
MINECON 46, 48 NO
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto +
Estudios Avanzados
+ Ingeniería
SI 138-290
43 Compra de bienes fiscales Ministerio de Bienes
Nacionales
1.939/1977
MIN Tierras y
Colonización
NINGUNO NO Antecedentes
Generales
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
850
44 Arrendamiento de bienes fiscales Ministerio de Bienes
Nacionales
1.939/1977
MIN Tierras y
Colonización
NINGUNO NO Antecedentes
Generales
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
580
AETS Sudamérica
N°
Per-
miso
Nombre del Permiso Organismo que otorga
el Permiso
Nombre de
la Norma
que rige al
Permiso
Permiso
previo
requerido
Se
tramita
por
medio
del
SEIA
Grado de
exigencia de los
requisitos
Aplica a Línea
de alta tensión
o Subestación
Tiempo
Estimado
de
Tramitación
en días
45 Concesión de uso oneroso de bienes fiscales
(directa)
Ministerio de Bienes
Nacionales
1.939/1977
MIN Tierras y
Colonización
NINGUNO NO Antecedentes
Generales
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
>850
47 Obras de regularización y defensa de cauces
naturales (PAS 106) DGA
1.122/1981
MINJUS NINGUNO SI
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto +
Estudios Avanzados
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
50 Extracción de ripio y arena en los cauces de
los ríos y esteros (PAS 89) Municipio
2.385/1996
MININT 47 SI
Estudios Básicos +
Perfil del Proyecto +
Estudios Avanzados
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
No se
especifica
52 Autorizar permutas de tierras indígenas CONADI 19.253/1993
MIDEPLAN NINGUNO NO
Antecedentes
Generales
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
>120
53
Trabajos de conservación, reparación o
restauración de monumentos históricos; para
remover objetos que formen parte o
pertenezcan a un monumento histórico; para
destruir, transformar o reparar un monumento
histórico, o hacer construcciones en sus
alrededores; o para excavar o edificar si el
monumento histórico fuera un lugar o sitio
eriazo (PAS 75)
Consejo de
Monumentos
Nacionales
17.288/1970
MINEDUC NINGUNO SI Estudios Básicos
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
45
54
Excavaciones de carácter o tipo
arqueológico, antropológico, paleontológico
o antropoarqueológico (PAS 76)
Consejo de
Monumentos
Nacionales
17.288/1970
MINEDUC NINGUNO SI
Antecedentes
Generales
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
15
55
Construcciones nuevas en una zona
declarada típica o pintoresca, o para
ejecutar obras de reconstrucción o mera
conservación sobre monumentos nacionales
(PAS 77)
Consejo de
Monumentos
Nacionales
17.288/1970
MINEDUC NINGUNO SI Estudios Básicos
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
60
56
Iniciar trabajos de construcción o excavación,
o para desarrollar actividades como pesca,
caza, explotación rural o cualquiera otra
actividad que pudiera alterar el estado
natural de un santuario de la naturaleza (PAS
78)
Consejo de
Monumentos
Nacionales
17.288/1970
MINEDUC NINGUNO SI Estudios Básicos
Depende del
Lugar de
Emplazamiento
180
AETS Sudamérica
142
Anexo 16. Artículos de la Ley 19.300 relacionados con el SEA
Párrafo 6º
Del Servicio de Evaluación Ambiental
Artículo 80.- Créase el Servicio de Evaluación Ambiental como servicio público
funcionalmente descentralizado, con personalidad jurídica y patrimonio propio, y
sometido a la supervigilancia del Presidente de la República a través del Ministerio del
Medio Ambiente.
Su domicilio será la ciudad de Santiago y se desconcentrará territorialmente de
conformidad a lo señalado en la presente ley.
El Servicio estará afecto al Sistema de Alta Dirección Pública establecido en la ley Nº
19.882.
Artículo 81.- Corresponderá al Servicio:
a) La administración del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental.
b) Administrar un sistema de información sobre permisos y autorizaciones de contenido
ambiental, el que deberá estar abierto al público en el sitio web del Servicio.
c) Administrar un sistema de información de líneas de bases de los proyectos sometidos
al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental, de acceso público y georeferenciado.
d) Uniformar los criterios, requisitos, condiciones, antecedentes, certificados, trámites,
exigencias técnicas y procedimientos de carácter ambiental que establezcan los
ministerios y demás organismos del Estado competentes, mediante el establecimiento,
entre otros, de guías trámite.
e) Proponer la simplificación de trámites para los procesos de evaluación o
autorizaciones ambientales.
f) Administrar un registro público de consultores certificados para la realización de
Declaraciones o Estudios de Impacto Ambiental el que deberá contener a lo menos el
nombre o razón social, en caso de tratarse de personas jurídicas su representante legal,
domicilio e información relativa a sus áreas de especialidad. Dicho registro será de
carácter informativo y el reglamento definirá su forma de administración.
g) Interpretar administrativamente las Resoluciones de Calificación Ambiental, previo
informe del o los organismos con competencia en la materia específica que participaron
de la evaluación, del Ministerio y la Superintendencia del Medio Ambiente, según
corresponda.
Cuando el instrumento señalado en el inciso anterior contuviese aspectos normados
sometidos a las facultades de interpretación administrativa del organismo sectorial
respectivo, el informe solicitado tendrá el carácter de vinculante para el Ministerio en
relación a esa materia.
h) Fomentar y facilitar la participación ciudadana en la evaluación de proyectos, de
conformidad a lo señalado en la ley.
Artículo 82.- La administración y dirección superior del Servicio estará a cargo de un
Director Ejecutivo, quien será el Jefe Superior del Servicio y tendrá su representación legal.
Artículo 83.- Corresponderán al Director Ejecutivo las siguientes funciones:
AETS Sudamérica
143
a) La administración superior del Servicio.
b) Requerir de los organismos del Estado la información y antecedentes que estime
necesarios y que guarden relación con sus respectivas esferas de competencia.
c) Designar y contratar personal, y poner término a sus servicios.
d) Celebrar los convenios y ejecutar los actos necesarios para el cumplimiento de los
fines del servicio.
e) En cumplimiento de sus funciones, adquirir y administrar bienes muebles, así como
celebrar los actos o contratos que sean necesarios para tal cumplimiento.
f) Conocer el recurso de reclamación de conformidad a lo señalado en el artículo 20
de la presente ley.
g) Delegar parte de sus funciones y atribuciones en funcionarios del Servicio, salvo en
las materias señaladas en la letra anterior.
h) Representar judicial y extrajudicialmente al Servicio y conferir poder a abogados
habilitados para el ejercicio de la profesión, aun cuando no sean funcionarios del Servicio,
con las facultades de ambos incisos del artículo 7º, del Código de Procedimiento Civil.
Artículo 84.- El Servicio de Evaluación Ambiental se desconcentrará territorialmente a
través de las Direcciones Regionales de Evaluación Ambiental.
En cada región del país habrá un Director Regional, quien representará al Servicio y
será nombrado por el Director Ejecutivo, mediante el Sistema de Alta Dirección Pública.
Artículo 85.- El patrimonio del Servicio estará formado por:
a) Los recursos que se le asignen anualmente en el Presupuesto de la Nación o en otras
leyes generales o especiales.
b) Los bienes muebles e inmuebles, corporales o incorporales, que se le transfieran o
adquiera a cualquier título.
c) Los aportes de la cooperación internacional que reciba para el cumplimiento de sus
objetivos, a cualquier título.
d) Las herencias y legados que acepte, lo que deberá hacer con beneficio de
inventario. Dichas asignaciones hereditarias estarán exentas de toda clase de impuestos y
de todo gravamen o pago que les afecten.
Artículo 86.- Los proyectos serán calificados por una Comisión presidida por el
Intendente e integrada por los Secretarios Regionales Ministeriales del Medio Ambiente,
de Salud, de Economía, Fomento y Reconstrucción, de Energía, de Obras Públicas, de
Agricultura, de Vivienda y Urbanismo, de Transportes y Telecomunicaciones, de Minería, y
de Planificación, y el Director Regional del Servicio, quien actuará como secretario.
Las Direcciones Regionales de Evaluación Ambiental conformarán un comité técnico
integrado por el Secretario Regional Ministerial del Medio Ambiente, quien lo presidirá, y el
Director Regional de Evaluación Ambiental, los directores regionales de los servicios
públicos que tengan competencia en materia del medio ambiente, incluido el
Gobernador Marítimo correspondiente, y el Consejo de Monumentos Nacionales. Este
comité elaborará un acta de evaluación de cada proyecto la que será de libre acceso a
los interesados.
NOTA
El Artículo Único de la Ley 20473, publicada el 13.11.2010, otorga, transitoriamente, las
facultades fiscalizadoras y sancionadoras que indica a la comisión señalada en el
presente Artículo.
Artículo 87.- El personal del Servicio estará afecto a las disposiciones del decreto con
fuerza de ley Nº 29, de 2005, del Ministerio de Hacienda, que fija el texto refundido,
AETS Sudamérica
144
coordinado y sistematizado de la ley Nº 18.834, sobre Estatuto Administrativo y en materia
de remuneraciones, a las normas del decreto ley Nº 249, de 1974, y su legislación
complementaria.
Artículo 88.- Todos los plazos establecidos en esta ley serán de días hábiles,
entendiéndose que son inhábiles los días sábado, domingo y festivos.
AETS Sudamérica
145
Anexo 17. Comentarios a Subsidio para Viabilizar Proyectos de Líneas
Eléctricas para Proyectos ERNC
En la actualidad, muchos proyectos de ERNC ven disminuida su posibilidad de desarrollo
debido a la falta de líneas de transmisión que les permitan el evacuar su energía hacia los
sistemas interconectados. Esta falta de interés para realizar las inversiones en líneas
adicionales de transmisión se debe, principalmente, a una rentabilidad límite y/o alto nivel
de riesgo, producto de la necesidad de sistemas de transporte de la energía eléctrica que
requieren la coordinación de diversos actores para aprovechar economías de escala, y
de la existencia de costos demasiado altos de establecimiento de las servidumbres en el
marco regulatorio actual.
Instrumento existente
La Corporación de Fomento de la Producción (CORFO) aprobó la “Resolución 370 Ejecuta
acuerdo de consejo N°2.541, modificado por acuerdo de consejo N°2.577, ambos de
2009, y aprueba reglamento del subsidio con el objeto de viabilizar proyectos de líneas de
transmisión eléctrica y facilitar el acceso a los sistemas de transmisión troncal desde
proyectos de generación a partir de fuentes de energías renovables no convencionales”,
en adelante “la Resolución”, que constituye un elemento que pretende incentivar a las
empresas desarrolladoras de proyectos de transmisión, o alguna asociación de empresas
que incluya a un desarrollador de proyectos de transmisión eléctrica, a llevar a cabo
proyectos que evacuen energía de medios que usen energías renovables no
convencionales (ERNC) al Sistema Interconectado Central (SIC), o bien al Sistema
Interconectado del Norte Grande (SING).
La Resolución crea un subsidio entrega una “compensación económica de ingresos
anuales no percibidos mediante el cobro de transporte de potencia, como consecuencia
de una demanda efectiva de transporte menor a la proyectada para la línea de
transmisión”. El subsidio es entregado entre los años 6 y 10 (éstos incluidos) y equivale al
menor valor entre:
18.000 UF.
5% de la inversión inicial del proyecto.
El producto entre la tarifa de transmisión de potencia para el período i estimada al
momento de la postulación al subsidio, y la diferencia entre la demanda
proyectada y la demanda real por transmisión de potencia para el período i
(siempre que esta diferencia sea mayor a cero).
La diferencia entre los ingresos por potencia proyectada y los ingresos por
potencia reales obtenidos anualmente por el proyecto para el año respectivo en
la postulación (siempre que esta diferencia sea mayor a cero).
Para que los proyectos puedan ser elegibles para este subsidio deben tener las siguientes
condiciones:
AETS Sudamérica
146
i. Los proyectos de transmisión deberán estar diseñados para prestar servicio de
transmisión a proyectos de ERNC que inyecten su producción (energía y potencia)
al SIC o al SING.
ii. Para toda la vida útil del proyecto de la línea se estime una demanda cierta107 de
al menos de un 30% de su capacidad total por potencia, esto acreditado
mediante contratos entre generadores ERNC y la empresa de transmisión. Dichos
contratos deben tener una vigencia mínima de 10 años. Dicha demanda debe
corresponder, al menos, a dos proyectos de generación ERNC cuyas empresas
titulares no estén relacionadas entre sí.
iii. La suma de la demanda cierta e incierta108, en el periodo i, deberá estar asociada
a un mínimo de 3 proyectos de generación con ERNC, no pudiendo importar
alguno de ellos, más del 70% de la capacidad de la línea.
iv. Deberán ser sistemas de transmisión adicionales (el subsidio no se aplica a
transmisión troncal o subtransmisión).
Cabe destacar que entre las exigencias para la asignación del subsidio es la entrega, por
parte de la empresa de transmisión, previa a la entrega de la cantidad de monetaria que
significa la entrega del subsidio, una boleta bancaria de garantía, a la vista, con un plazo
de vigencia de 1 año contado desde la fecha en que se haga efectivo el pago del
subsidio asociado a dicho período y por un monto equivalente al valor del subsidio
entregado, expresado en unidades de fomento.
Análisis del instrumento existente
Considerando el modelo de asignación de fondos del subsidio, como máximo se
entregarán 18.000 UF anuales por proyecto, equivalentes109 a unos US$850.000 (o US$
4.250.000 por proyecto).
Es importante considerar que para tener un programa que tenga un impacto importante,
no solo en la cantidad de energía entregada a los sistemas eléctricos (que a nivel sistema
no es considerable), si no que respecto a las señales entregadas al mercado, debiesen
financiarse un set de proyectos que considere lo siguiente:
Diversidad de tecnologías: con respecto al set de tecnologías que son
consideradas como renovables no convencionales. Esto significa que debiesen
incorporarse proyectos eólicos, solares e hidráulicos110.
107 Corresponde al aporte de potencia de los proyectos de generación eléctrica que se
conectarán a la línea, como los retiros proyectados desde la línea en cuestión. Su
cuantificación es en unidades de potencia. 108 Corresponde al aporte de potencia de los proyectos de generación eléctrica que no
se encuentren en un estado maduro que permita garantizar su operación, y por lo tanto,
su conexión a la línea en el periodo i. Se cuantifica en unidades de potencia. 109 Aproximado según los valores informados por el Banco Central el día 5 de abril de 2012
para el dólar observado, de $438,78, y el valor de la UF de $22.548,02.
AETS Sudamérica
147
Diversidad de emplazamiento: respecto a los sistemas eléctricos, y a lugares dentro
del área que abarcan los sistemas.
No obstante las condiciones antes planteadas son deseables, el instrumento no asegura
su cumplimiento, dado que no establece “cupos” para distintas tecnologías y
ubicaciones. Sin embargo, el orientar el instrumento hacia asegurar la diversidad
tecnológica y de emplazamiento podría hacer que los fondos se subutilicen, o bien que se
incentive el desarrollo de proyectos que puedan resultar menos eficientes, y por lo tanto
no se logre una utilización importante de la capacidad de la línea.
A pesar que no poder asegurar la diversidad antes mencionada, puede considerarse la
asignación de fondos para el desarrollo de una cantidad importante de proyectos. Es
importante notar que la estimación de un número de potenciales aplicaciones de la
herramienta es solamente referencial debido a que la aplicabilidad de este tipo de
instrumento se puede determinar en base a dos criterios:
Historial de aplicación, donde se puede obtener una tasa media de aplicación del
instrumento y luego extrapolar en base a la tendencia detectada en los números
históricos. Debido a que el instrumento aún no ha sido aplicado, no se puede
establecer una estimación en base a este criterio.
Fracción del universo de aplicabilidad del instrumento. En este caso se cuantifica
el universo completo de aplicabilidad, considerando todas las cuencas
hidráulicas, áreas de desarrollo fotovoltaico, áreas de desarrollo geotérmico, zonas
con potencial eólico. Luego se procede a plantear los sitios que cumplirían las
condiciones establecidas por el instrumento: existencia de contratos, supuestos de
concreción de demanda firme y potencial. Dado el nivel de incertidumbre en el
catastro de proyectos, no es posible realizar una estimación seria del número de
proyectos a través de este criterio.
Dadas las exigencias establecidas para la asignación de fondos, donde se solicita un
mínimo de 2 contratos por un plazo de 10 años para poder acceder al subsidio, se estima
que al contar con fondos para apoyar 10 proyectos de líneas de transmisión, podrían
satisfacerse los criterios de diversidad tecnológica y geográfica. Luego, considerando las
características que actualmente tiene el subsidio, los fondos necesarios para el desarrollo
del programa debiesen ser de, aproximadamente 900.000 UF111, sin contar con los gastos
administrativos y financieros asociados al desarrollo de este plan de apoyo.
No obstante valorar la intención de apoyar la materialización de proyectos de ERNC, a
través del fomento de la transmisión adicional destinada a este tipo de líneas, según la
opinión del equipo consultor, la Resolución tiene una serie de falencias que es importante
destacar:
110 No se consideran proyectos de cogeneración, dado que éstos están conectados a la
red. 111 Se considera el pago de 18.000 UF por un plazo de 5 años, a 10 proyectos distintos.
AETS Sudamérica
148
1) El análisis debe centrarse en si la Resolución hará posible proyectos que no se
concretarían sin su existencia, y no necesariamente si proyectos utilizan dicho seguro.
En este sentido es muy posible que proyectos utilicen la herramienta para mejorar sus
rentabilidades, pero esto no significa que el instrumento fue clave en la decisión de
realizar los proyectos.
2) El problema de proyectos intra-cuenca es un tema de coordinación, más que un
tema económico. El reunir proyectos para construir una línea común, y así utilizar las
economías de escala, tiene beneficios económicos evidentes para sus participantes,
y la existencia del seguro propuesto solamente hará dichos beneficios mayores. El
punto de interés no es el beneficio económico, sino más bien, la coordinación entre
agentes y la superación de desconfianzas. Si bien se reconoce que la Resolución
puede ayudar mejorar la comunicación entre agentes, este punto parece
secundario. De esta forma no se puede negar que agregar un incentivo económico
aumentará las posibilidades de atraer a inversionistas en transmisión, permitiendo el
desarrollo de los proyectos intra-cuenca, sin embargo, se recalca que la barrera
principal a superar es la falta de coordinación y no los costos monetarios.
3) Los plazos de entrega del subsidio, desde el año 6 al 10, hacen que el transmisor deba
asumir las pérdidas financieras potenciales durante los 5 primeros años, y debido que
los análisis económicos suelen ser corto-placistas, esto podría desmotivar a
potenciales postulantes.
4) La naturaleza del subsidio (de un universo de proyectos inciertos, en plazos inciertos)
hace difícil proyectar el monto económico que requerirá el instrumento. De ahí que
sea complejo el escalar el instrumento para producir un impacto real en la oferta de
proyectos ERNC al sistema, debido a que al Estado tiene dificultades en proveer
financiamiento que no se puede presupuestar ni en monto, ni en plazos. Este punto
no implica que la herramienta no funcionará, pero si llama la atención que se podrían
encontrar dificultades en su aplicación.
5) La exigencia de 2 contratos al momento de la postulación y la proyección de otro
contrato o proyecto no maduro, dificulta la colocación del subsidio y por ende
también de proyectos de ERNC, ya que da incentivos a quien tenga un proyecto de
ERNC, a esperar el surgimiento de otros proyectos para materializarse.
6) La exigencia de la entrega de una boleta bancaria por un año antes de la entrega
del subsidio, por un monto igual al subsidio entregado hace que la empresa tenga
cautiva una cantidad importante de dinero por un plazo considerable.
Propuesta de instrumento para el fomento de la Transmisión Adicional de Interés Público
El equipo consultor plantea, como alternativa a la Resolución, el establecimiento del
concepto de Transmisión Adicional de Interés Público (TAIP), que debe considerar los
aspectos siguientes:
Declaración de interés público: Con el fin de poder acceder a beneficios, por
ejemplo para realizar la expropiación de los terrenos necesarios para la instalación
AETS Sudamérica
149
de la línea de transmisión, debe declarase el proyecto de interés público, teniendo
en cuenta el mérito del proyecto para la declaración de éste como de interés
público en concesiones112. Se estima que la solicitud debiese ser realizada por
quienes vayan a hacer uso de la línea, presentando una evaluación económica a
nivel de prefactibilidad, que detalla los beneficios y costos del proyecto, además
de la ingeniería conceptual del proyecto y los beneficios de difícil apropiabilidad
individual en esquema de línea adicional (como reducción de costos de
transacción, excedentes de consumidores, mayor competencia, externalidades
ambientales, aprovechamiento de economías de escala).
Es importante destacar que, en esta etapa, el Estado debería velar por maximizar
el impacto positivo del proyecto de línea de transmisión, entendiéndose esto
como:
o Maximizar la eficiencia, buscando un mayor número de interesados en la
utilización de la misma
o Minimizar el impacto ambiental al incorporar una visión de planificación
geográfica de largo plazo, que permita reducir las necesidades de líneas
futuras.
o Minimizar los costos del subsidio para el Estado, al capturar usuarios del
proyecto.
Esta acción del Estado permitiría subsanar el problema detectado en la Resolución
370, relacionado con los problemas asociados a la coordinación de los actores.
Estudio de ingeniería/factibilidad: Si los proponentes concuerdan con el proyecto,
vistas las modificaciones que eventualmente propondría el Estado, deberían
cofinanciar el estudio de ingeniería (proporcional a la potencia que cada uno
planifica). Para pasar a la siguiente etapa de ingeniería, se le exigirá además a
todos los interesados una boleta de garantía de participación, proporcional a la
potencia esperada de cada participante, como muestra de seriedad de la
iniciativa. El compromiso a firme se puede realizar a través de un proceso formal
de “open season”, con privilegio de acceso a los que se comprometen a firme en
este proceso.
112 la Constitución Política de la República de Chile, declara, con respecto a las limitaciones del derecho de
propiedad: “Una ley de quórum calificado y cuando así lo exija el interés nacional puede establecer limitaciones
o requisitos para la adquisición del dominio de algunos bienes”.
El MOP declara que: “De acuerdo a la Ley de Concesiones y su Reglamento, cualquier persona natural o jurídica
podrá postular ante el Ministerio, como iniciativa privada, la ejecución de obras públicas mediante el Sistema de
Concesiones. Para la presentación de una Iniciativa se puede solicitar el “Formulario de Presentación de Obras
por Concesión” a la Unidad de Desarrollo de Nuevos Proyectos”. El mencionado documento debe ser
entregado a en la oficina de partes de la Dirección General de Obras Públicas o en las Secretarias Regionales
Ministeriales del MOP.” Además, en el Decreto Supremo del MOP N°900 de 1996, se declara lo siguiente: “En el
caso de requerirse la expropiación de bienes y derechos necesarios para la construcción de las obras y sus
servicios complementarios, ésta se llevará a efecto en virtud de la declaración de utilidad pública establecida
en el artículo 105 del decreto supremo N°294, de 1984, del Ministerio de Obras Públicas, y conforme al
procedimiento establecido en el decreto con fuerza de ley N°2.186, de 1978”. Además, menciona que “El
Ministerio de Obras Públicas deberá requerir informe previo del Consejo de Concesiones, en los siguientes casos:
a) Declarar de interés público los proyectos de iniciativa privada”. Dicho Consejo, conformado por el Ministro de
Obras Públicas y 5 consejeros designados por el Ministro, podrá solicitar la opinión de otros Ministerios sectoriales
con el fin de entregar su resolución.
AETS Sudamérica
150
Como resultado del estudio de ingeniería se obtendrá la solución técnica más
eficiente y la inversión y VAN esperados. En caso que alguno de los participantes
considere que el proyecto no le resulta atractivo, debe reembolsársele la garantía
entregada. Además, se estima conveniente que a empresas de energías
renovables no convencionales, el Estado a través de CORFO aporte subsidios para
el financiamiento de su parte correspondiente.
Licitación: Los interesados en la construcción del proyecto que hayan manifestado
la seriedad de su compromiso a través de la entrega de una garantía, en conjunto
con el Estado, actuarían como contraparte en la licitación internacional para la
construcción de la línea. El Estado debería ofrecer a la empresa de transmisión una
garantía de flujo mínimo, tal como se plantea en la Resolución 370, expresado en
un porcentaje del uso de las instalaciones (por ejemplo, 50%). Este flujo mínimo
debería establecer una tasa mínima de retorno del proyecto, y dar la base para la
aplicación de un techo para la tasa de retorno del proyecto. A modo de ejemplo,
si se considera una tasa media del sector en 10%, se puede plantear una tasa
mínima de 7% y una máxima de 15%.
La tarificación de la línea sería variable, atendiendo a la utilización de la misma,
así, en un principio, estaría determinada por el resultado de la libre licitación a
empresas transmisoras interesadas, con el límite del costo por unidad de la
infraestructura adaptada a los proyectos de demanda cierta, es decir, la
independiente de la capacidad de la línea, los pagos por su uso deberían
circunscribirse a la demanda cierta considerada.
Luego, el pago por la transmisión sería creciente en función del aumento esperado
de la utilización de la línea con un horizonte máximo de 30 años, considerando la
posibilidad de ser acortado dependiendo de la tasa de retorno del proyecto, es
decir, respondería a la puesta en marcha de nuevos proyectos de generación que
hagan uso de la línea. Así, la entrada de demanda incierta gatillaría que la
rentabilidad alcance el máximo permitido, por lo que se cancelaría de manera
anticipada el régimen de tarificación, pasando las instalaciones al sistema de
tarificación del sector.
Servidumbre: Dada la definición de infraestructura de utilidad pública, la empresa
transmisora podría hacer uso de una alternativa similar a las facultades
expropiatorias que ahora ostenta el MOP113, a través de la firma de un convenio.
La faja expropiada debería quedar registrada como de uso de servidumbre
eléctrica, y el proyecto de transmisión recibirá los ingresos especificados en la
licitación por 30 años, después de lo cual el tramo debería ser remunerado de
acuerdo al sistema tarifario vigente.
113 Dado que en la actualidad el Estado no tiene las facultades para establecer concesiones para líneas de
transmisión, no se puede asegurar que el cuerpo legal que permitiese la declaración de utilidad pública de las
líneas y la consiguiente facultad expropiativa sea idéntica a la desarrollada en la actualidad por el MOP.
AETS Sudamérica
151
Concordancias y discrepancias entre el modelo de TAIP y la Resolución
Es importante mencionar que en la definición de los proyectos de interés público,
manteniendo un compromiso del Estado en el apoyo de la materialización de los mismos,
se considera la observancia ciertos aspectos que la Resolución atiende. Estos puntos
coincidentes son los siguientes:
Aseguramiento de una demanda cierta de al menos el 30% de la capacidad de la
línea.
Consideración de eventuales proyectos a través de la demanda incierta.
Establecimiento de exigencias de uso máximo por cada generador.
Fomento de la asociatividad entre proyectos de generación.
Aporte variable en función de los niveles de ocupación de la línea.
No obstante las similitudes, existen elementos diferenciadores, que a juicio del equipo
consultor, corrigen algunas deficiencias del mecanismo planteado por CORFO. Estos
aspectos distintivos son:
Establecimiento de la calidad de utilidad pública a la línea. Se hace cargo de los
problemas vislumbrados en el mercado nacional, relacionados a la demora de los
procesos por la tramitación de las servidumbres y la negociación con los dueños
de predios privados.
Intervención del Estado en la búsqueda de interesados. Dado que el principal
problema para el establecimiento de una suerte de alianza entre los generadores
comprometidos con el desarrollo de la línea, la intervención directa del Estado en
el proceso de “reclutamiento” de usuarios de la línea, puede fomentar la
participación de algunos con mayor aversión al riesgo.
Lanzamiento de una licitación internacional para la construcción de la línea. Este
hecho permitiría, eventualmente, obtener mejores condiciones técnicas y
económicas para los proyectos.
Establecimiento de límites en las tasas de descuento. Impide la especulación de
las empresas de transmisión con estos proyectos, favoreciendo a los medios de
generación no convencional (MGNC).
Con todo lo anterior, el equipo consultor estima que si bien el incentivo planteado en la
Resolución va en la orientación correcta, no resulta suficiente como para aumentar la
oferta de electricidad generada a través de MGNC de una manera eficiente. Es por esta
razón que se plantea el establecimiento de la TAIP como un instrumento más apropiado
para los objetivos perseguidos.