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Concepción

Seminario ACENOR - IRADE 2015Concepción, 24 de septiembre 2015

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Integración Eléctrica y su Influencia en los Clientes Libres: Visión de ACENOR

AGENDA

1.- Situación Actual

2.- Características Interconexión y Proyecto Transmisión

3.- Análisis Proyecto Transmisión

4.- Análisis Coordinador Independiente Nacional

5.- Beneficios Interconexión y Proyecto Transmisión

6.- Riesgos Interconexión y Proyecto Transmisión

7.- Impactos en Clientes Libres

8.- Otros Alcances

9.- Conclusiones

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• Falta Competencia en Gx.

• Escasez recursos energéticos nacionales: carbón, petróleo, gas, etc.

• Problemas sociales y ambientales: – Comunidades se oponen a todo tipo de proyectos Gx y Tx.

– Falta rol del Estado más activo en planificación territorial, que apoye participación ciudadana temprana, asociatividad, etc.

• Restricciones Sistema Tx (alta congestión, desacoples), etc.

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Alto costo de la energía y desacoples Gran parte de riesgos se traspasan al cliente final (pass through). Clientes Libres en situación crítica por alto precio energía (especialmente

electrointensivos): • Pérdida competitividad (nuevos emprendimientos han decidido localizarse en otros países con

mejores condiciones; se anuncian cierre de plantas, postergación de proyectos, despidos de personal, etc.).

• Es de máxima preocupación pensar asumir nuevos costos.

A juicio del Gobierno para bajar costos, y eventualmente precios, se debe:

Construir + Centrales Gx, Contruir + Líneas Tx. Eficiencia Energética. Agregamos: Reglas claras y estables.

SOLUCIÓN: “Integración Eléctrica”, asumiendo que se obtendrán: Mejores precios, + Seguridad y Calidad Suministro Eléctrico, entendiendo por esto: • Proyecto Interconexión SIC-SING, • Nuevo Coordinador, y • Proyecto de Transmisión Eléctrica, todo en forma simultánea.

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2.- Interconexión SING-SIC

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2.- Principales Características Proyectos Interconexión y Transmisión

Interconexión SIC-SING (20.000 MW, Arica a Chiloé)• Línea S/E Los Changos – S/E Nueva Cardones (1)• 580 kms., Mejillones (II: Antofagasta)–Copiapó (III: Atacama)• 1.500 torres• 1.500 MW• Corriente Alterna• Doble circuito: 2 x 500 kV• 2º semestre 2017• Propiedad: TEN (E-Cl)• Inversión aprox.: 666 - 860 millones• De cargo 100% de la Demanda• Beneficios: Diversificar fuentes generación (flexibilidad),

complementariedad, competencia, bajas de costos, etc.• Riesgos: Atraso Línea Cardones-Polpaico• Efectos: Un solo CDEC(1): + Línea S/E Los Changos – S/E Nueva Crucero/Encuentro (140 kms.)

+ Línea S/E Los Changos – S/E Kapatur (3 kms.)

+ Autotransformadores S/E Los Changos y S/E Nueva Crucero/Encuentro

Nuevo Proyecto Transmisión:

•Define nuevo sistema de asignación tarifaria: “Estampillado”•Cambio Remuneración Tx: 100% cargo de la Dda. •Planificación de L.P. (30, 20 y 10 años) con holguras •Nuevos segmento Tx asociados a Polos Desarrollo de Generación y Sistema Interconexión Internacional•Varios cambios en STx (ahora Zonal) con plan de expansión vinculante y alineado con Troncal (ahora Nacional) •Nuevos procedimientos para los estudios de emplazamiento y trazados de Tx; Propietarios son notificados desde publicación estudios. •Amplía acceso abierto en líneas dedicadas (anteriormente adicionales) •Nuevo rol del Estado (planificación, desarrollo territorial, etc.)•Define un nuevo operador Coordinador independiente, integrado SIC-SING•Establecimiento de un régimen transitorio para la implementación de la nueva regulación.•Otros: Sistema Información, Cambios Panel Expertos, Tasa Descuento, etc.

SING

Norte SIC

Centro –Sur SIC

1500 MVA

Diferentes capacidades solar PV

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx3.1.- Cambio Remuneración Transmisión (Art. 114º, 115°)

Remuneración Regulación Actual:

SIC y SING pagan en forma indep.:

Área Influencia Común (AIC): 80% Gx, 20% Consumos

Fuera AIC: - Pago según flujo esperado. - Flujo hacia AIC: Paga Gx - Flujo fuera AIC: Paga Consumo - Varía según cada tramo

Asignación Pagos entre Gx y Consumo Requiere aplicar metodología GGDF y GGLF (compleja, requiere simulación del sistema completo)

Remuneración Nueva Regulación:•Sistema Único Interconectado: SING + SIC

- Cargo único nacional aplicado 100% a Dda. por Tx Nacional, Zonal y Dedicada. - Aplica a obras que entren 01.01.2019 y resto gradual a través de un periodo de transición desde 2019 a 2034, en que pago de Gx disminuye y Consumo aumenta hasta llegar a 100% de pago por Demanda en 2034.- Gx no paga Tx, pese beneficiarse por su uso. Se generan beneficios o subsidios a generadores alejados de centros de consumo.- Cada generador paga 100% línea conexión al sistema.- Se estima a partir de 2021 término congestiones.

•Si bien costos podrían bajar en L.P., preocupa C.P y M.P., especialmente por planificación con holguras), pues aumento de costos se sumará a otros cargos tarifarios: SS.CC., DS&62, Imp. Verdes, Eficiencia Energética, etc.

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx3.1.- Cambio Remuneración Transmisión (Art. 114º, 115°)

Proposición ACENOR:

•Cambio propuesto impondrá nuevos costos importantes al segmento de C.L., al menos en C.P. y M.P.

•Cambio remuneración no se basa en criterio objetivo, pues tema aún se debate a nivel académico, no existiendo consenso mundial respecto que % de pago del sistema Tx que debe ser de cargo de Gx o Dda.

•Cambio se basa en beneficios de L.P. (al disminuir barreras de entrada, habría mayor Gx, y

por ende mayor Competencia y menores precios), pero es un supuesto de una situación incierta, ni siquiera cuantificada.

•Sería un cambio radical respecto situación actual (muchas negociaciones e inversiones de C. L. se hicieron considerando marco actual Ley de Tx.)

Se propone pago Tx: 50% inyecciones (Generadores) y 50% retiros (Consumo o Demanda)

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx3.2.- Método Asignación “Estampillado”(Art. 114º,115°)

(1) Costos Sistema Estampillado:

• Eficiencia: Simplicidad y Transparencia no pueden atentar contra eficiencia en uso de recursos, pues existen alternativas simples de implementar que incluyen consideraciones de localización y uso efectivo, incentivando uso eficiente recursos de red.

• Mayores Costos Tx: Se pierde señal de localización y uso efectivo de la red por parte de Gx, alterando incentivos de localización de mínimo costo, ya que no se paga por uso esperado de la red, pese a que suministro de energía conlleva perse costos de Tx, y por tanto, ubicación relativa entre fuentes de Gx y cargas es elemento determinante del costo del sistema. Cargos uniformes permiten que fuentes de Gx se ubiquen más cercanas al recurso o combustible, y más lejanas de cargas, generando mayores costos de inversión en Tx y pérdidas.

• No refleja costos ERNC: Se estima que inclusión ERNC exigirá cada vez más mejores señales de localización que contribuyan a que red refleje costo efectivo y efectos en la seguridad y calidad del servicio de la red.

• Estampillado para mercados enmallados y competitivos: Literatura considera que estampillado puede llevar a ineficiencias importantes, salvo quizás en mercados muy enmallados y altamente competitivos.

Beneficios Sistema Estampillado:

• Simplicidad: Remuneración se paga en función tamaño del consumo y no distancia recorrida para abastecerlo.

• Transparencia: Hacia consumidor final por haber mayor claridad en cargos parejos a pagar por Tx.

• Competencia: Permite que generadores que se ubican lejos de centros de consumo puedan operar al mismo costo que los demás, abaratando costos de conexión, facilitando competencia.

• Menor Incertidumbre: Cobrar directamente al usuario elimina riesgos, y sobrecostos de Tx estimados por generadores debido a incertidumbres de pagos de inversión de Tx.

• Benckmarking: Legislación propuesta similar a la de países europeos como Gran Bretaña.

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx3.2.- Método Asignación “Estampillado”(Art. 114º,115°) (2)

Proposición ACENOR:

•Características propias de nuestro sistema (longitudinal, radial, poco enmallado, incorporación de ERNC, etc.) hacen que sea relevante distinguir y reflejar costos de Tx a través de la red (localización, uso esperado, etc.).

•Se propone utilizar esquema alternativo que incluya señales de localización y uso esperado, que distribuyan costos del sistema según beneficios.

•Se propone alternativa de tarificación simple, basada en uso (participaciones) promedio del sistema.

•Literatura la destaca por simplicidad, por mantener señales de localización y uso efectivo mediante patrones de flujo de la red, y por llevar a buenos resultados en la práctica. Método tiene aplicaciones en Nueva Zelanda y Polonia.

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx3.3.- Planificación Sist. Tx: Con Holguras (Art. 87º) (1)

Que se busca:•Disminuir costos congestión muy altos, reduciendo incidencia, probabilidad y riesgo. •Se considera a Tx. como vehículo para conseguir precios bajos.•Hoy Tx. es económica pero restringida (falta visión estratégica de L.P., mal manejo incertidumbres, etc.) Se traduce en altísimos costos de Gx.•Planificación de L.P. de Tx con holguras Se espera obtener: Tx robusta, flexible y segura para acomodar futuros proyectos a bajo costo; No supeditada a proyectos individuales; Bajos niveles de pérdidas; Congestiones con menor/baja probabilidad; Desarrollo acelerado de la oferta y Competencia.•Nuevo proceso quinquenal de planificación energética de L.P., a cargo del Min. de Energía, para horizonte de 30 años.•Planificación de Tx en proceso anual de expansión de todo el sistema (Nacional, Zonal, Polos Desarrollo), a cargo de CNE y Coordinador, con horizonte de al menos 20 años. •Holguras se alzan como promotoras de los beneficios del nuevo sistema Tx: Mayor oferta; Competencia; Bajas de precios; y Mejor capacidad de respuesta frente a riesgos de incertidumbres y escenarios desadaptados.

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx3.3.- Planif. Sist. Tx: Con Holguras (Art. 83°, 84°) (2)

Observaciones ACENOR:

•Se considera imprescindible definir exactamente qué se entiende técnicamente por holguras, para que cumpla criterios de “eficiencia económica” Evitar sobreinstalaciones/sobredimensionamientos innecesarios de cargo Demanda.

•Existe preocupación por pérdida de incentivos para el sector Gx de participar en planificación del sistema debido a que con estampillado se pierden señales de localización Mayor carga para regulador para actuar adecuadamente en este sentido.

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx3.4.- Integración Polos Desarrollo (Art. 85°, 87° b, 116°) (1)

Que se busca:•Se considera indeseada competencia local de Gx por Tx Pérdida de beneficio social (alto costo Tx, alto impacto uso de franjas y medio ambiente).

•Ùnica solución coordinada maximiza beneficio social Permite evacuación de

producción de Gx (Hidros ERNC, Solar, Eólico y Biomasa) o Consumo alejados dentro de polos de desarrollo (donde comúnmente existen fallas de coordinación para su materialización, y sobre cuyo establecimiento y expansión existe interés público) con menor costo de Tx y menor Impacto en uso de franjas y medio ambiente (utilizando eficientemente en L.P. trazados / servidumbres).•Iniciativa plantea implementación de zonas geográficas territorialmente identificables con recursos o condiciones para la producción de Gx o Consumo Implica aprovechamiento utilizando sistema único de Tx, pues es más eficiente económicamente (interés público, costos operativos y evaluación social). •Ley señala mecanismos y procedimientos para Expansión y Pagos Sistema Tx para Polos de Desarrollo (proporción de capacidad utilizada de cargo de Gx y holguras de cargo de Demanda), lo que será determinado por Reglamento.

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx3.4.- Integración Polos Desarrollo (Art. 85°, 87° b, 88º, 116°) (2)


• Se considera conveniente definir en forma precisa que se entiende en Ley por “eficiente económicamente” y para “abastecer la demanda a mínimo costo”, pues pueden ser costos de nuevos proyectos de Gx o de usuarios.

• Preocupa que Dda. pague anticipadamente holguras de Tx asegurando remuneración para al menos 10 periodos tarifarios (40 años), a objeto que se generen Polos de Desarrollo, pudiendo la Dda. pagar anticipadamente holguras de líneas y S/E para polos que eventualmente no se desarrollen en toda su magnitud.

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx

3.5.- Acceso Abierto Líneas Adic. (Art. 79º y 80º) (1)

Que se busca:

• Mejorar situación actual: Falta claridad obligaciones y derechos de propietarios y 3ºs; Mal uso del territorio; Dificultades para conexión de otra Gx, Falta mecanismo para determinar orden de prioridad cuando hay muchos interesados en conectarse a instalación dedicada, etc.

• Ampliar concepto de acceso abierto a toda la Tx, obligando a compartir instalaciones dedicadas de C. L. para suministrar energía a instalaciones industriales a otros usuarios externos.

• Se pretende conciliar legítimos derechos de propiedad con conflictos de uso de territorio, de modo que líneas sean utilizadas por 3ºs, siempre que tengan holguras y puedan ser ocupados por propietarios cuando requieran ampliaciones, constituyendo su uso por 3ºs en un derecho precario.

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx

3.5.- Acceso Abierto Líneas Adic. (Art. 79º y 80º) (2)


•Uso por 3ºs aumentará riesgo de operación (fallas), especialmente por mantención que deba hacerse a instalaciones con diferentes usuarios que pueden tener distintas políticas al respecto, y porque el Coordinador es quien establecerá dónde realizar seccionamientos de conexión, y ubicación de S/E que resulten necesarias para cumplir con acceso abierto a 3ºs.

•Elemento positivo es que ahora autoridad establece mecanismo para determinar orden de prioridad cuando hay muchos interesados en conectarse a determinada instalación dedicada.

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx3.6.- Cambios al Panel de Expertos (Art. 208º, 211° y 212º)


• Preocupación respecto dictámenes Panel de Expertos no sean vinculantes con autoridad (Ministerio, CNE, SEC y Coordinador) Dicho papel le correspondería a Contraloría, causando preocupación pérdida relativa de atribuciones del Panel producto de este proyecto.

• Preocupación por quedar procedimientos técnicos del Coordinador sujeto a modificaciones por parte de autoridad de turno Procedimientos técnicos del Coordinador nacional podrían quedar sujeto a modificaciones por parte de autoridades administrativas de turno, dado que Panel no dará pronunciamiento definitivo.

• Aclaración de la autoridad Autoridad ha aclarado que dictámenes del Panel serán vinculantes para autoridad, cuando esta sea parte de procesos, pese que fallos del Panel no son de un tribunal de justicia.

• Cuestionamiento que financiamiento del Panel de Expertos sea 100% de cargo de la Demanda Dicha proposición se considera desmedida, pues históricamente mayor utilización del Panel ha sido para resolver discrepancias de EE.GG. y EE.TT., que prácticamente han sido las únicas que han ocupado servicios del Panel desde comienzo de su vigencia (al parecer este cambio provino de señal de Corte Suprema de cuestionar “independencia” actual del Panel por su financiamiento).

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3.- Análisis Crítico Nuevo Proyecto Tx3.7.- Entrega de Información (212-2)


•Necesidad cuidar alcance de transparencia y publicidad de información En relación a la transparencia y publicidad de la información, se menciona en el artículo la Ley de Transparencia, la que no garantizan apertura permanente de información, sino que solo dentro de ciertos plazos y luego que sea solicitada, y sometida a revisión del Director Ejecutivo y decisiones del Consejo del Coordinador.

•Lo anterior resulta relevante en razón de discusión que ha habido en actuales CDEC sobre información que se considera pública (página web), sólo para integrantes (por ej. red CDEC y sistema comunicaciones) o sólo para Directores y responsables de Direcciones Técnicas.

•Proposición ACENOR: Lo razonable sería que toda aquella información que sea conocida por más de un coordinado incumbente quede de inmediato a disposición pública, sin que sea necesario solicitarla.

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4.- Análisis Nuevo Coordinador Independiente Nacional (Art. 212-13 y 4° Trans.) (1)

Características Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional (“Coordinador”) 1:

• Interconexión SING-SIC implicará reestructuración CDEC’s en único Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional (“Coordinador”) A partir de 2018 manejará sistema interconectado de Arica a Chiloé, con 20 MW de capacidad instalada.

• Organismo privado con mandato público Es decir, no es servicio público ni empresa del Estado, pero cuenta con personalidad jurídica.

• Considera completo salto hacia la independencia (principio de no discriminación en la operación y gobierno corporativo) Directorios nombrados por Comité independiente para asegurar que no haya relación entre Directorio y empresas coordinadas.

• Consejo directivo compuesto por 7 miembros Elegidos por Comité Especial de Nominaciones público-privado para aislarlo del ciclo político. Durarán 4 años, remuneración similar a miembros del Panel de Expertos, y dedicación exclusiva, pudiendo realizar sólo actividades académicas.

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Características Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional (“Coordinador”) 2:

• Coordinador se financiará a través de PP anual definido en conjunto con CNE Su pago será desde 2018 de cargo 100% de Demanda, sin evolución progresiva, a través de cargo por servicio público, de modo de lograr independencia económica, tanto de intereses corporativos como políticos.

• No se modifica actual sistema de responsabilidad institucional Coordinados mantienen responsabilidad individual por la operación.

• La fiscalización del futuro organismo coordinador seguirá a cargo de SEC.

• Nueva funciones y obligaciones Se mantienen responsabilidades de garantizar operación segura, económica y acceso abierto, pero se generan nuevas obligaciones: Monitoreo de la competencia; Monitoreo de la Cadena de Pagos; Información transparente para el mercado y la sociedad; Administrador único de las interconexiones regionales; etc.

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Observaciones ACENOR 1:

• Participación Ministro de Energía y titular de la CNE en Comité Especial de Nominaciones Puede generar percepción de falta de autonomía e independencia respecto de autoridad de turno.

• Generar mecanismo para evitar captura de miembros del Consejo por intereses particulares Generar mecanismo que evite politización para nombramiento de miembros del Consejo Directivo.

• Desafíos de coordinar mediante Coordinador único que integre funciones que hoy realizan CDEC Definir estructura organizacional óptima (algunos plantean dudas sobre el papel del Director Ejecutivo); Identificar principales brechas técnicas para preparar y homologar procedimientos, criterios operacionales, modelos, bases de datos, procesos de operación, planificación y conexiones, planes de recuperación de servicios, planes de defensa contra contingencias extremas, intercambio de señales, etc.

• Disminución de incertidumbres vía elaboración temprana de reglamentos Por ej. Manejo de la Competencia, Determinación pagos de sistemas de Tx para Polos de Desarrollo, etc., para que en nuevo contexto de operación integrada se cuente con marco regulatorio que brinde seguridad y confianza a toda la sociedad.

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•Definir cómo se operará Ya que hay diferencias entre SING (térmico y con Dda. minera) y SIC (hidráulico en años lluviosos y demanda residencial importante), ya que aunque se establezca Coordinador único, existen varias opciones para administrar la red (p.ej. Centros Despacho que operen norte, centro y sur del sistema).

•Se estima que Interconexión modificará no sólo la estructura de costos sino también decisiones estratégicas En 1ª etapa permitiría transmitir energía desde zona norte hacia centro-sur, ayudando a reducir precios del SIC (fuentes de producción en el norte son más baratas, pues cuentan con unidades a carbón y ciclos combinados, y disponibilidad de ERNC a precios muy bajos, y tienen capacidad ociosa de Gx desde corte de gas argentino), sino que se afectarán decisiones estratégicas de industria, al haber nuevos competidores globales (E-Cl, además de otros que puedan aparecer o adquirir más relevancia como Gas Fenosa).

•Se cuestiona porqué considerar que financiamiento del Coordinador sea 100% de cargo de la Demanda, o al menos se considere gradualidad para su pago Se cambia prorrata actual de 10% a 100% a la Demanda (aprox. 60% Clientes Libres), pese a que mayoría de actividades que realiza Coordinador serán en beneficio directo de EE.GG. y EE.TT, en especial cuando se conectan cada vez más ERNC.


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• Se sugiere que financiamiento sea como máximo 50% Generación y 50% Demanda De modo de hacerlo consistente con lo propuesto para pago del desarrollo del sistema de Tx.

• Esto resulta especialmente relevante pues se aprecia que producto de la Interconexión y nuevas funciones que deberá asumir Coordinador podría haber significativo aumento de estructura y costos Tendrá que hacerse cargo del pago de diversas inversiones y gastos:

• Compra de terreno, • Construcción sede propia, • Transferencia Scada, • Generar patrimonio inicial para adquisición de activos, • Contratación nuevo personal, • Incorporación nuevas tecnologías, etc.


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5.- Beneficios Proyectos Interconexión y Transmisión (1)

• Planificación con +Tx de L.P. Robusta, Holgada; Tx de anticiparse a Gx no supeditándose a proyectos individuales; Se considera preferible sobreinvertir en Tx que enfrentar congestión; Se espera aumentar oferta (Competencia), reducir costos, y a L.P. precios.

• Facilita Integración ERNC Se prevé que interconexión y planificación holgada potenciará desarrollo ERNC, facilitando el transporte de su energía del norte al centro-sur del país.

• Nuevo Segmento Tx asociado a Polos de Desarrollo de Gx Permite explotación de polos de Gx considerados de mayor valor social o menor impacto/costo ambiental.

• Fortalecimiento Institucionalidad del Coordinador independiente integrado SIC-SING Interconexión SIC-SING no debiera representar dificultades en aspectos jurídicos, pues ambos sistemas operan bajo misma normativa, pero se deberán homologar procedimientos, modelos, criterios, etc.

• Aumento Eficiencia Técnica de Gx y Tx Sistema remuneración Tx simple para no desincentivar decisiones de inversión en Gx, Despacho económico, Disminución Congestión, Reducción Pérdidas Tx.

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• Aumento Competencia en Gx Vía formación en C.P. de mercado único interregional (nacional) integrado, con integración de L.P. de polos ERNC alejados de centro de consumo. En C.P. se incorporará 1 participante importante al mercado nacional de Gx (E.Cl).

• Aumento Competencia en Tx A Transelec, principal operador del sistema, se agrega colombiana ISA, que a través de InterChile se adjudicó construcción línea Cardones-Polpaico, y Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) que construirá Interconexión SING-SIC, lo que favorecerá obtener mejores precios en futuras licitaciones de obras de Tx.

• Mayor Seguridad de Suministro Estudios interconexión SING-SIC indican que aumentará robustez y flexibilidad, al haber más respaldos mutuos (termoeléctrico en el SING e hidro en el SIC), quedando menos expuestos a fallas, perturbaciones, hidrologías extremas, problemas geopolíticos, falta de suministro de combustibles, etc., y además se supera fragilidad del SING.

• Efectos Ambientales y Sociales positivos Menor uso de franja de territorio y conflictos con comunidades por mayor rol del Estado, reduciendo impacto ambiental al utilizar eficientemente en L.P. trazados/servidumbres.

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• Mayores posibilidades de Integración e Interconexión con otros países Sistema nacional integrado facilita integración regional.

• Reducción de Costos de Operación Evidentes economías de escala de sistema mayor. Reducción de costos depende de cuán holgada sea nueva Tx, qué líneas de Tx se expandan, Parque Gx instalado, Hidrología del año. Se espera reducción del CMg entre 10 a 20 US$/MWh para llegar en barras troncales en torno a 80-90 US$/MWh.

• Bajas de Precios en Licitaciones para Clientes Regulados Nueva regulación espera empujar a la baja precios, logrando adjudicaciones en Licitaciones futuras con precios entre 80-90 US$/MWh.

• ¿Reducción de costos se refleje en menores precios al cliente final en L.P.? Regulación apuntaría a mejorar variables que explican precio a clientes finales: a) CMg, b) Concentración empresas, c) Variabilidad CMg, d) Años duración de contrato, e) Incertidumbres peajes Para empujar precios a la baja en L.P.

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6.- Riesgos Proyectos Interconexión y Transmisión (1)

a) Riesgo Interconexión SIC-SING Interconexión depende de construcción Línea Cardones – Polpaico (1)

•Beneficios Interconexión SING-SIC podrían ser letra muerta Ello si no es posible concretar a tiempo línea Cardones (III) Polpaico (R.M.), que refuerza zona norte del SIC, ya que energía proveniente del SING no podría ser transportada hasta principales centros de consumo del SIC.

•Línea Cardones-Polpaico presenta fuerte oposición, no contando con RCA aprobada Línea nació y fue licitada durante Gobierno anterior, fue adjudicada por Min. Energía a Interchile en 2012, ingresando al sistema de evaluación ambiental 06.03.15, no contando aún con RCA aprobada, teniendo rechazo de alcaldes y comunidad V Región, y de algunos parlamentarios, que pretenden paralizar, postergar o cambiar trazado del proyecto.

•Proyecto de gran envergadura sin apoyo de comunidades Proyecto de 500 kV, doble circuito, 1.700 MW, 753 kms., cruza 20 comunas y 4 regiones, inversión aprox. US$ 1.000 millones, espera puesta en servicio a fines de 2017.

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a) Riesgo Interconexión SIC-SING Interconexión depende de construcción Línea Cardones – Polpaico (2)

•Impacto mayor de no construirse Línea De no construirse línea no se podrán conectar muchos generadores, pudiéndose sólo hacerse una Interconexión de menor tamaño que no funcionaría en toda su capacidad, y que no podría contribuir a Competencia en Gx, y por ende no produciría baja de precios.

•Proyecto 100% de costo de la Demanda Costo Interconexión SIC-SING es 100% de cargo de la demanda, pues autoridad considera que su costo no está incluido en precios de contratos vigentes, pero no así la línea Cardones-Polpaico que sí estaría incluida en contratos.

•Proceso actual de aprobación ambiental no resulta lógico No es lógico adjudicar obra de más de US$ 1.000 millones, estableciendo LGSE como único parámetro para proceso de licitación y adjudicación menor precio ofertado, para luego iniciar Evaluación Estudio de Impacto Ambiental, que normalmente exacerba relación con comunidades. Incluso de aprobarse puede terminar “judicializado”, lo que no da garantías de reglas del juego claras a inversionistas.

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b) Riesgo Aumento de precios en C.P. y M. P. por mayor inversión (holguras) de Tx de cargo de Consumidores

•Se estima aumento cobros a clientes en C.P. y M.P. en torno a 3 US$/MWh por efectos de mayor inversión en Tx (holguras).

c) Riesgo de disminución costos de L.P. no se reflejen en bajas de precios en L.P.

•Se considera que es posible que costos de energía a L.P disminuyan, pero existe riesgo que estos no se traspasen a precios por insuficiente competencia u otros motivos, o incluso aunque se traspasen a precios muchas empresas no estén operativas a L.P. por no soportar aumentos de precios de C.P. y M.P.

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7.- Impactos de Costos en Clientes Libres

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7.- Impactos de Costos en Clientes Libres en C.P. y M.P. (1)

De aprobarse Proyecto de Ley con actual mirada, consumidores finales pagarían en forma adicional (estimada), lo siguiente:

(1): Interconexión SIC-SING, 100% a la Demanda que no estaría incluida en contratos vigentes. Supone inversión de MMUS$ 666 (Panel). Se considera AVI + COMA de MMUS$ 80 y Consumo de 81.750 GWh el 2018. (2): Nueva Línea 500 kV Cardones-Polpaico, cuyo cobro ya estaría en contratos actuales. Supone inversión de MMUS$ 1.000, y AVI + COMA de MM$ 118, Consumo de 81.750 GWh el 2018. (3): Aumento de costos por desarrollo con holguras del sistema de Tx, 100% de cargo de la Demanda, de acuerdo a cifras presentadas por la autoridad en diversas presentaciones.

Concepto Contratos Actuales Con Proyectos Notas Valores Estimados Aprox. (US$/MWh) (US$/MWh)

Interconexión SIC-SING 0 1,0 (1)

Línea Polpaico– Cardones 1,4 1,4 (2)

Desarrollo con “holguras”Tx 0 3,0 (3)

Nuevo organismo Coordinador 0,8 0,8 (4)

Panel de Expertos 0,05 0,05 (5)

Estudios de franja territorial 0,15 0,15 (6)

TOTAL ESTIMADO 2,4 6,4

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7.- Impactos de Costos en Clientes Libres en C.P. y M.P. (2)

(4): 100% financiamiento de inv. y gastos Coordinador, que se estima luego de Interconexión serán c/vez mayores. Nuevo valor se cobra mediante cargo público único, que ya estaría en contratos. Estimación en base a PP 2015 de los CDEC’s, más 30% anual para SING y 15% SIC el 2016, y aumentos parejos de 20% y 30% para 2017 y 2018 respectivamente. Implica MUS$ 63,4 para 2018.(5): 100% Financiamiento del Panel de Expertos que se cobra mediante cobro de cargo público único. Estimación en base a PP 2015 del Panel Expertos más 10% anual (3,2 MMUS$/Año 2018).(6): 100% Financiamiento estudios de franja territorial para establecer servidumbres de instalaciones de Tx. Se cobra mediante cobro de cargo público único, en base a valor futuro estimado.

De aprobarse Proyecto de Ley con actual mirada, consumidores finales pagarían en forma adicional (estimada), lo siguiente:

Concepto Contratos Actuales Con Proyectos Notas Valores Estimados Aprox. (US$/MWh) (US$/MWh)

Interconexión SIC-SING 0 1,0 (1)

Línea Polpaico– Cardones 1,4 1,4 (2)

Desarrollo con “holguras”Tx 0 3,0 (3)

Nuevo organismo Coordinador 0,8 0,8 (4)

Panel de Expertos 0,05 0,05 (5)

Estudios de franja territorial 0,15 0,15 (6)

TOTAL ESTIMADO 2,4 6,4

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7.- Impactos de Costos en Clientes Libres (3)

•Costos Tx ya estarían incorporados en los contratos Autoridad ha señalado que peajes de Tx están incorporados en contratos, por lo que de aprobarse el Proyecto existiría necesidad de evolucionar a nuevos contratos que descuenten pagos de peajes, a objeto de evitar dobles pagos.

•Cuantificación de aumentos de costos para C. L. Aumentos netos de costos anteriores, estimados conservadores, implican mayor pago por aprox. 330 MMUS$/Año, de los cuales aproximadamente 195 MMUS$/Año serían de cargo de clientes libres, no considerando costo de adaptación a cambios durante transición, por no considerarse cuantificable.

•Otros problemas producto del cambio de Ley Transferencias de riquezas de un sector a otro (con nueva asignación habrá traspasos de riqueza Consumos a Gx, al efectuarse cambios con contratos vigentes); Beneficios y costos no se distribuirán uniformemente entre ambos sistemas (SING deberá soportar pago Tx mucho mayor en base a estampillado con consumos relativamente mayores); Cambios introducirán incertidumbres relevantes con costos de adaptación durante período de transición.

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8.- Otros Alcances 8.1.- Plazos

Abril 2016 CNE espera que nuevo proyecto de Tx sea Ley.

31.12.16 Antes de esta fecha CNE deberá convocar Comité Especial de Nominaciones

Junio 2017 Antes de esta fecha CDEC’s deberán presentar a CNE propuesta de SS.CC.

30.06.17 A esta fecha Consejo Directivo del Coordinador deberá estar constituido.

Mediados 2017 Debería materializarse Interconexión SIC-SING

Julio 2017 CNE deberá definir SS.CC., metodología de pago y mecanismo de valorización

30.09.17 Antes de esta fecha Consejo Directivo deberá presentar a CNE el PP anual del Coordinador para año siguiente.

Nov 2017 Cargo único por servicio público deberá estar incorporado en boletas o facturas.

Fines 2017 Debiera materializarse Línea Cardones – Polpaico.

01.01.18 Nuevo Coordinador deberá estar constituido y operando, aunque se atrase interconexión física SING-SIC.

01.01.18 CNE deberá dar inicio al proceso de valorización de Sist. de Tx.

01.01.18 Plazo para iniciar procesos de calificación de instalaciones de Tx y 1er. proceso de cálculo de Tasa de Descuento.

2019 1er. año del período de transición, en que se va a ir aplicando paulatinamente Ley Tx, comenzando con 80% Tx de cargo de EE.GG. y 20% Demanda.

2034 Fin período transición nuevo régimen remuneración de Tx (100% Demanda)

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8.- Otros Alcances 8.2.- Régimen Transitorio

• Régimen de Transición Sistema de estampillado: Estampillado de ser aprobado en el Congreso no se implementaría inmediatamente pues se establece Régimen de Transición de 15 años, a partir de 2019, a objeto que finalmente Demanda pague 100% sistema troncal (nacional), subtrabsmisión (zonal) y adicional (dedicada).

• Interconexión SIC-SING sería cargada completamente a usuarios finales a partir del año 2019 (pues se considera que no está incluida en contratos vigentes).

• La idea de distribuir todos los costos del sistema directamente a usuarios puede ser razonable en L.P., en que se ajustan contratos, pero no lo es en C.P. y M.P., pues ese costo ya ha sido incorporado por el suministrador en precio de energía que cobra a sus clientes, y por tanto se pueden generar dobles pagos.

• Por ello en período transiente los clientes libres deberán renegociar sus contratos (visado por CNE) de forma de dejar de pagar al generador la componente de peajes que ahora pagarán “directamente”.

• Art. 20° transitorio establece reglas por las que se regirá régimen de recaudación, pago y remuneración de instalaciones de Tx existentes, en que pago por uso esperado se ajustaría gradualmente en base a factores de ajuste anual que fluctúan desde actual 80% (2019) a 0% (2034).

• Lo estipulado en período de transición estaría sujeto a ajustes (aproximadamente hasta oct’2015).

Posibles cambios de interés de C.L.: • Considerar pago de cargo público (Coordinador, Panel, Estudios Franja Territorial) con gradualidad. • Considerar que pago de Panel de Expertos sea de cargo de empresas eléctricas. • Cambiar tabla de ajuste por algo que refleje en mejor forma vida útil de los contratos (para acotar arbitrajes). • Etc.

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8.- Otros Alcances 8.3.- Proceso Participativo

• S/Autoridad: Proyecto resultado de proceso participativo en que se analizaron y debatieron desafíos que debían abordarse en interconexión y cambio de Ley.

• Como parte de la Agenda de Energía CNE firmó convenio con Universidad Católica para desarrollar nuevas bases de Tx, y fijar nuevo rol que debiera jugar CDEC nacional en una gran red interconectada.

• Ministerio de Energía y CNE convocaron a analizar los contenidos del proyecto de Ley sólo a algunos especialistas del sector eléctrico, entre los cuales estuvieron representantes de CDEC’s, EE.GG, EE.TT., Consultoras, Universidades y ONGs, pero prácticamente nadie representativo de la Demanda, sector a quien se le cargará finalmente el pago de las propuestas.

• Parte del equipo anterior viajó a fines de abril’15 a Alemania, Dinamarca y España para conocer distintas experiencias internacionales en interconexión (benchmarking).

• ACENOR quien siempre ha manifestado su disposición a participar en el perfeccionamiento de proyectos de ley del sector eléctrico, sólo ha sido convocado a participar de grupos de trabajo coordinados por la autoridad a partir de septiembre de 2015, básicamente para estudiar el mejor manejo del cambio de la Tx durante período de transición.

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9.- Conclusiones (1)

Pese a considerar que Interconexión SING-SIC y Proyecto de Tx presentan aspectos positivospara desarrollo del sistema eléctrico del país, a ACENOR, como representante de la Demanda,le preocupan varios elementos, a saber:

• Que desarrollo del Sistema de Tx (holguras), más línea Interconexión SING-SIC, sea aplicado a través de cargo pagado 100% por Dda., no pagando la Gx nada, pese a beneficiarse por su uso.

• Se cuestiona porqué considerar que financiamiento del Coordinador, Panel de Expertos y Fondos para estudios de franjas territoriales, sean de completo cargo de la Demanda, y y dado que están en contratos actuales no se considere una evolución progresiva para su pago.

• Se cuestiona porqué considerar que financiamiento del Panel de Expertos no sea de cargo de empresas eléctricas como en la actualidad, pues mayoría de las divergencias son de cargo de estas empresas.

• Preocupa que se considere un sistema de asignación tarifaria para pago de Tx en base a Estampillado, perdiéndose señales de localización y uso esperado de la red, considerado la literatura poco apropiado para sistemas poco competitivos y no enmallados, y con fuerte participación de ERNC, como es el caso de Chile, lo que podría generar ineficiencias por mayores costos de inversión en Tx y mayores pérdidas.

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• Si bien se estima que costos finales podrían bajar en L.P., aunque ello está poco cuantificado y es incierto, preocupa situación de aumento de precios de Tx en C.P y M.P., porque pago por desarrollo del sistema de Tx con holguras es de cargo de la Dda.

• Preocupa que aumento costos de C.P. y M.P. se sumen a otros costos no despreciables: SS.CC, DS&2, Impuestos Verdes, Eficiencia Energética, etc.

• También preocupa que bajas de costos finales de Tx en L.P. no se traspasen al final a bajas de precios.

• Buscando simplicidad pero también eficiencia en el uso de la red, y respetando señales de localización y uso esperado, se propone como alternativa usar un sistema de uso en base a participaciones promedio del sistema, pagado por los agentes que se benefician del uso de la red (50% Gx y 50% Consumo), que presenta buenos resultados en su aplicación práctica en países como Nueva Zelandia y Polonia

• De no cambiarse estampillado ni pago 100% por el desarrollo de Tx por la demanda, importa desarrollar un período transiente transparente y acotado a la realidad de los contratos de los clientes libres, disminuyendo: Pagos efectivos por costos de Tx, Coordinador, Panel, Franja Territorial, Línea Cardones-Polpaico, etc.

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• Finalmente preocupa que con el texto actual del proyecto de Ley, en que toda la remuneración de la Tx se carga a la Demanda, este será el único actor de la industria que tendrá el interés en eficientar su pago, pero no tiene las competencias necesarias, pues su foco de gestión es necesariamente la productividad de su negocio y hoy la industria opera con dotaciones de personal extremadamente ajustadas, lo que implicará descansar en lo que pueda hacer la autoridad al respecto.

• Que si bien se percibe que la autoridad, como representante del Estado puede tener los mismos fines permanentes que la Demanda, respecto al desarrollo y remuneración de la Tx, los representantes de turno de los distintos gobiernos pueden tener otras prioridades, o incluso presiones de grupos de interés, que pueden alejarlos de poder realizar una revisión exhaustiva, con el riesgo que se cobre una remuneración puntual más allá de lo que corresponde a costos eficientes de Tx de largo plazo.

• Si bien es deseable desarrollar un sistema de Tx con la calidad, confiabilidad, holguras, mantenimiento, etc., de clase mundial, es posible que esto se aleje de la realidad y punto de equilibrio que la industria y minería puedan solventar, en consideración al escenario de economía deprimida y pérdida de competitividad presente.

1 concepción seminario acenor - irade 2015 concepción, 24 de septiembre 2015

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