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Informe Final, preparado para:

“Análisis de los Procedimientos de Expansión de la

Infraestructura de Transmisión en Chile”

Original Abril de 2012

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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



2.5. Tarificación ................................................................................................................................... 16


3. EE.UU. (CALIFORNIA) ............................................................................................................................... 18 3.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 19


3.3. Legislación.................................................................................................................................... 20

3.4. Tarificación ................................................................................................................................... 21

3.5. Plan de Expansión ...................................................................................................................... 21


4. COLOMBIA ............................................................................................................................................... 23 4.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 24


4.3. Legislación.................................................................................................................................... 25

4.4. Tarificación ................................................................................................................................... 25



5. MEXICO ................................................................................................................................................... 27 5.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 27

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5.3. Legislación.................................................................................................................................... 29

5.4. Tarificación ................................................................................................................................... 29



6. ESPAÑA .................................................................................................................................................... 31 6.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 32




6.5. Tarificación ................................................................................................................................... 35


7. PERU ........................................................................................................................................................ 37 7.1. Origen del sistema de transmisión ........................................................................................... 38




7.5. Tarificación ................................................................................................................................... 42


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

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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

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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

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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

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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


de Energía Eléctrica, Artículo 75°. 3 Decreto con Fuerza de Ley 4, Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Fija Texto Refundido, Coordinado y


de Energía Eléctrica.

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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.

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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

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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.

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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.

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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.

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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

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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.


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.


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

http://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.


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.


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/

http://www.ofgem.gov.uk/Licensing/ElecCodes/CUSC/Pages/CUSC.aspx

http://www.ofgem.gov.uk/Licensing/ElecCodes/SOTOCode/Pages/SOTOCode.aspx

http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/Codes/gridcode/

http://www.nationalgrid.com/uk/Electricity/SYS/archive/

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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

http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/8FFA9408-9DC7-44C2-AF68-93E684A176D8/47549/CUSC_Section_14combinedmasterclean5July11_FINAL.pdf

http://www.nationalgrid.com/NR/rdonlyres/8FFA9408-9DC7-44C2-AF68-93E684A176D8/47549/CUSC_Section_14combinedmasterclean5July11_FINAL.pdf

AETS Sudamérica

18


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.


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.


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

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”,

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22


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-

http://www.google.cl/url?sa=t&rct=j&q=stn%2074%25%20public%2026%25%20privado&source=web&cd=4&ved=0CEIQFjAD&url=http%3A%2F%2Fwww.ariae.org%2Fpdf%2FCursoRegulacionColombia%2Fponencias%2FCREG-%2520Colombia%2FCamilo%2520%2520Quintero%2520Monta%25F1o%2FAspectos%2520legales%2520y%2520regulatorios%2520%2520CQ%2520-%2520ARIAE%25201.ppt&ei=3s8iT_OKLqTC0AH3iJm5CA&usg=AFQjCNFSH3hz4iB1vg9f46Ryqe40XKi8HQ&sig2=iGxWcy_nPORnj-P6Otqpog




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.


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.


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

http://www.xm.com.co/Pages/OperaciondelSINyAdministraciondelMercado.aspx

AETS Sudamérica

26


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.


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.


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.


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

http://www.cigre.org.mx/uploads/media/SIN_Mexico-CIGRE.pdf

http://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.


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

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.


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


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.


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.


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

http://www.ree.es/quien_es/accionariado.asp

AETS Sudamérica

34


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.”


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

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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

http://intranet2.minem.gob.pe/web/archivos/dge/publicaciones/compendio/dl25844.pdf

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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.


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”

http://www.osinerg.gob.pe/newweb/uploads/Estudios_Economicos/DT05-OEE-OSINERGa1.pdf

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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.


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

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


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.


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

http://www.coes.org.pe/dataweb3/2010/djr/baselegal/Criterios%20y%20Metodologia%20para%20la%20elaboracion%20del%20plan%20de%20transmision.pdf

http://www.coes.org.pe/dataweb3/2010/djr/baselegal/Criterios%20y%20Metodologia%20para%20la%20elaboracion%20del%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%.


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

http://www.cne.cl/cnewww/export/sites/default/07_Tarificacion/01_Electricidad/otros_procesos/procesos/segundo_proceso/descargas/Resolucion_Exenta_CNE_N_940_Bases_de_Precalificacion_Empresas_Consultoras_2009_09_15.pdf

http://www.cne.cl/cnewww/export/sites/default/07_Tarificacion/01_Electricidad/otros_procesos/procesos/segundo_proceso/descargas/Resolucion_Exenta_CNE_N_940_Bases_de_Precalificacion_Empresas_Consultoras_2009_09_15.pdf

http://www.cne.cl/cnewww/export/sites/default/07_Tarificacion/01_Electricidad/otros_procesos/procesos/segundo_proceso/descargas/RES_EXTA_1045_13_10_2009_Aprueba_Bases_Definitivas_ETT_2010.pdf

http://www.cne.cl/cnewww/export/sites/default/07_Tarificacion/01_Electricidad/otros_procesos/procesos/segundo_proceso/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.



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



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



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



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”.

http://www.sea.gob.cl/contenido/permisos-ambientales-sectoriales-0

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.

http://infopermisoselectricos.minenergia.cl/

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


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


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


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


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


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.

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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


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


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


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


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


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


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.

http://www.cidh.oas.org/annualrep/2009sp/Chile415-07.sp.htm#_ftn9

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


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



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


Proceso de adjudicación

de obras de ampliación - Sin información para países estudiados


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


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


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


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


Imposibilidad de realizar plan de manejo de manera paralela a otros procesos


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


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

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)

http://ec.europa.eu/energy/electricity/publications/doc/comp_cost_380kV_en.pdf

http://www.upme.gov.co/Convoca2009/042009/DocumentosF/Audiencia_presentacion_proyecto_Sogamoso.pdf

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

http://dof.gob.mx/nota_detalle_popup.php?codigo=2082461

http://www.mityc.es/es-ES/Documentacion/Publicaciones/Otras%20publicaciones/pansectelecgag20082016.pdf

http://www.mityc.es/es-ES/Documentacion/Publicaciones/Otras%20publicaciones/pansectelecgag20082016.pdf

http://ec.europa.eu/energy/electricity/publications/doc/comp_cost_380kV_en.pdf

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


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


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


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 +


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 +


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 +


Estudios Avanzados

Depende del

Lugar de

Emplazamiento

No se

especifica

21 Informe sanitario SEREMI de Salud 725/1967

MINSAL 32 NO

Estudios Básicos +


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 +


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


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 +


32 Declaración de instalación eléctrica interior SEC 1.128/2006

SEC 2 NO

Estudios Básicos +


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 +


Estudios Avanzados

+ Ingeniería

SI 138-290

43 Compra de bienes fiscales Ministerio de Bienes

Nacionales

1.939/1977

MIN Tierras y

Colonización


Generales

Depende del

Lugar de

Emplazamiento

850

44 Arrendamiento de bienes fiscales Ministerio de Bienes

Nacionales

1.939/1977

MIN Tierras y

Colonización


Generales

Depende del

Lugar de

Emplazamiento

580

AETS Sudamérica

N°

Per-

miso


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


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 +


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 +


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


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


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.

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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.

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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

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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.

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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.

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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.