Los sistemas de transmisión están formados por instalaciones que permiten transportar energía eléctrica desde los centros excedentarios en generación a los deficitarios, operando en los niveles de más alta tensión. La operación en Chile se realiza bajo el estándar europeo de 50 Hz de frecuencia nominal.

Estas instalaciones, que permiten transportar la energía eléctrica, corresponden principalmente a transformadores, equipos de protección, control y maniobras (ubicadas en subestaciones) y líneas eléctricas. Estas han ido creciendo en capacidad y en tensión, a medida que se requiere transmitir mayor cantidad de energía a mayores distancias. Los niveles de tensión empleados en el sector de transmisión nacional actualmente cubren el rango comprendido entre tensiones mayores a 23 kV y 500 kV.

En Chile, el sistema de transmisión se divide en cuatro segmentos conocidos como transmisión nacional, transmisión zonal, transmisión para polos de desarrollo y transmisión dedicada. También forman parte los sistemas de interconexión internacionales, los cuales se someterán a normas especiales. Es importante señalar que los segmentos nombrados anteriormente corresponden a los nuevos segmentos de la transmisión definidos por la Ley 20.936 de 2016 y que por lo tanto reemplaza la denominación comúnmente utilizada (sistema troncal, sistemas de subtransmisión y sistemas adicionales). Los nuevos segmentos de la transmisión y su relación con generadores y consumidores se presentan en la Figura 9. Posteriormente, se presenta la definición formal de cada uno de estos sistemas.

La calificación de las instalaciones, es decir, el proceso de asociar cada instalación de transmisión a los distintos segmentos (nacional, zonal, polos y dedicada), es realizado por la CNE cada 4 años.

Sistema de transmisión nacional

De acuerdo a lo definido por la nueva Ley 20.936 de 2016[10], el Sistema de Transmisión Nacional es aquel que permite la conformación de un mercado eléctrico común, interconectando los demás segmentos de la transmisión. Está constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que permiten el desarrollo de este mercado y posibilitan el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico, frente a diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la ley, los reglamentos y las normas técnicas. Estas instalaciones incluyen a las que anteriormente se conocían como instalaciones de transmisión troncal.

Sistema de transmisión zonal

De acuerdo a lo definido por la nueva Ley 20.936 de 2016[11], el sistema de transmisión zonal está formado por aquellas líneas y subestaciones eléctricas dispuestas esencialmente para el abastecimiento actual o futuro de clientes regulados, territorialmente identificables, sin perjuicio del uso por parte de clientes libre o medios de generación conectados directamente o a través de sistemas de transmisión dedicada a dichos sistemas de transmisión. Los sistemas de transmisión zonal operan a niveles de tensión mayores a 23 kV y comúnmente menores o iguales a 110 kV, gran parte de este segmento opera aún en 66 kV. Estas instalaciones incluyen a las que anteriormente se conocían como instalaciones de subtransmisión.

Sistemas de transmisión para Polos de Desarrollo

Los sistemas de Transmisión para Polos de Desarrollo introducidos por la Ley 20.936 de 2016[12] son sistemas que estarán constituidos por las líneas y/o subestaciones eléctricas, destinadas a transportar la energía eléctrica producida por medios de generación ubicados en un mismo polo de desarrollo, hacia el sistema de transmisión, haciendo un uso eficiente del territorio nacional. Es el Ministerio de Energía la entidad encargada de establecer los nuevos polos de desarrollo en la planificación energética de largo plazo (véase sección 2.4.2.3). La definición de polos de desarrollo de la Ley[13] es la siguiente:

“Se entenderá por polos de desarrollo a aquellas zonas territorialmente identificables en el país, ubicadas en las regiones en las que se emplaza el Sistema Eléctrico Nacional, donde existen recursos para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público por ser eficiente económicamente para el suministro eléctrico, debiendo cumplir con la legislación ambiental y de ordenamiento territorial. La identificación de las referidas zonas tendrá en consideración el cumplimiento de la obligación establecida en el artículo 150º bis, esto es, que una cantidad de energía equivalente al 20% de los retiros totales afectos en cada año calendario, haya sido inyectada al sistema eléctrico por medios de generación renovables no convencionales.”

Si por problemas de coordinación entre distintos propietarios de proyectos de generación, la totalidad o parte de la capacidad de producción de uno o más polos de desarrollo definidos por el Ministerio de Energía no pudiere materializarse, la CNE podrá considerar en el plan de expansión anual de la transmisión, sistemas de transmisión para dichos polos de desarrollo. Asimismo, la CNE podrá incorporar en dicho plan el cambio de sistemas de transmisión dedicados, nuevos o existentes, a sistemas de transmisión para polos de desarrollo. Ello, con el objeto de permitir su uso por nuevos proyectos de generación.

Sistemas de transmisión dedicados

Los sistemas de transmisión dedicados están constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas radiales, que encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están dispuestas esencialmente para el suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios o para inyectar la producción de las centrales generadoras al sistema eléctrico [14]. Estas instalaciones incluyen a las que anteriormente se conocían como instalaciones de transmisión adicionales.

Sistemas de interconexión internacional

Los sistemas de interconexión internacional [15] están constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas destinadas a transportar la energía eléctrica para posibilitar su exportación o importación, desde y hacia los sistemas eléctricos del país. Dentro de estos sistemas, la Ley distingue entre instalaciones de interconexión internacional de servicio público y de interés privado. Son instalaciones de interconexión internacional de servicio público aquellas que facilitan la conformación o desarrollo de un mercado eléctrico internacional y complementan el abastecimiento de la demanda del sistema eléctrico en territorio nacional frente a diferentes escenarios de disponibilidad de instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la Ley, los reglamentos y las normas técnicas.

La Ley 20.936 de 2016 introdujo importantes cambios con respecto al acceso, la remuneración y la planificación de la transmisión. A continuación, se detallan los aspectos generales más importantes de estas temáticas:

Las instalaciones de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias. Los propietarios de las instalaciones de los sistemas de transmisión, con excepción de los sistemas dedicados, no podrán negar el acceso al servicio de transmisión a ningún interesado por motivos de capacidad técnica. Se deberá permitir la conexión a las instalaciones sin discriminaciones de ninguna especie, debiendo en caso de ser necesario efectuar las ampliaciones, adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión. En el caso de los sistemas dedicados, los propietarios de los mismos no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica disponible de transmisión y será el Coordinador quien determine fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados.

La Ley 20.936 de 2016 realizó cambios estructurales a la remuneración de los sistemas de transmisión, buscando simplificar de manera importante las metodologías de cálculo y transparentar el costo de la transmisión. Por ello, esta nueva Ley permite una transición desde un esquema de asignación de costos por uso de la red a un esquema basado en un cargo único a la demanda, más conocido como “estampillado”. Para ello, se describen a continuación los principios de la metodología de remuneración anterior a la Ley de Transmisión, los principios de la metodología posterior a la Ley de Transmisión, además de los principios que se aplicarán en el período de transición en que se aplican ambas metodologías y que durará hasta el año 2035, cuando expiran los contratos bajo el sistema de remuneración anterior a la Ley de Transmisión. Cabe mencionar, que dichas metodologías coexisten en el mercado eléctrico.

En ambos sistemas, anterior al cambio legal de 2016, se busca siempre pagar anualmente a las empresas propietarias el valor anual de la transmisión que corresponda. El cálculo del valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, para polos y el pago por uso de instalaciones de transmisión dedicadas utilizadas por usuarios sometidos a regulación de precios los realizará la CNE cada 4 años en base a la valorización de estas instalaciones. Este es un cambio relevante para la transmisión zonal (antiguamente conocida como subtransmisión), pues anteriormente sólo se pagaba las instalaciones económicamente adaptadas y no el valor real de las instalaciones efectuadas.

Cabe destacar que la Ley 20.936 de 2016 establece que la tasa de descuento que deberá utilizarse para determinar la anualidad del valor de inversión de las instalaciones de transmisión no podrá ser inferior a 7% ni superior a 10%. La tasa es determinada por la CNE cada 4 años mediante un estudio siguiendo una metodología estándar, licitada públicamente y con resultados apelables ante el Panel de Expertos en caso de discrepancias. El reglamento D.S. N°10 de 2019 establece las disposiciones aplicables a los procesos de calificación, valorización, tarificación y remuneración de las instalaciones de los sistemas de transmisión.

Principios del sistema de remuneración de la transmisión posterior a la Ley de Transmisión

Para cada uno de los sistemas de transmisión nacional y zonal se establecerá un cargo único por uso con cargo a la demanda, de modo que esta recaudación constituya el complemento a los ingresos tarifarios reales para así recaudar en total el valor anual de la transmisión de cada tramo del sistema. Se entiende como ingreso tarifario a la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación real del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo. Asimismo, se establecerá un cargo único a la demanda para el pago asociado a la remuneración de la transmisión dedicada utilizada por los usuarios sometidos a regulación de precios. Por último, en el caso de la transmisión para polos, se establecerá un cargo único a la demanda que remunere la proporción de las instalaciones no utilizada por la generación existente. El valor anual de la transmisión no cubierta por dicho cargo, será asumido por los generadores que inyecten su producción en el polo correspondiente a prorrata de su capacidad instalada de generación y de su ubicación.

En resumen, el pago de los cargos únicos anteriores será de cargo de los consumidores finales libres y regulados, y será calculado semestralmente por la CNE. Este sistema de cargos simples a la demanda rige a partir del año 2019 a todos los nuevos contratos de suministro. Sin embargo, los contratos suscritos con anterioridad y cuyas partes no acuerden cambiarse al nuevo sistema seguirán bajo el sistema antiguo hasta su expiración.

Principios del sistema de remuneración antiguo

Uno de los principios fundamentales del antiguo sistema de remuneración de la transmisión es la asignación directa de costos, por lo que las metodologías utilizadas son bastante complejas y detalladas, ya que se debe estimar cuanto de cada tramo de la transmisión utilizaba cada participante del mercado, simulando un gran número de diferentes escenarios, condiciones, hidrologías, etc.

En la transmisión nacional (antiguamente transmisión troncal), la remuneración bajo el sistema antiguo se realiza a través de dos ingresos principales que reciben las empresas de transmisión: ingreso tarifario y peajes. El peaje corresponde al valor que resulta de sustraer de las anualidades reconocidas a las empresas de transmisión (en el proceso de valorización del sistema), el ingreso tarifario resultante. De esta forma, un sistema con altas pérdidas de transmisión tendrá altos ingresos tarifarios (grandes diferencias en los costos marginales de inyección y retiro), y por lo tanto, menores peajes. En caso contrario, un sistema con bajas pérdidas de transmisión tendrá bajos ingresos tarifarios y peajes más altos. El peaje es asignado a generadores y consumos de acuerdo a un esquema de prorrateo basado en el uso eléctrico esperado que cada instalación hace del sistema. Este esquema tiene tratamientos diferenciados según se trate de sistemas de transmisión nacional, zonal o dedicada.

No es común el uso del concepto de ingreso tarifario a nivel internacional. De hecho, en sistemas con bolsas de energía uninodales no existe este ingreso y todos los costos de transmisión son cubiertos, por ejemplo, a través de pagos tipo estampillado entre los distintos agentes del mercado. Asimismo, a diferencia de lo que sucede en países de Europa, este pago no depende de las relaciones contractuales que tengan generadores y consumidores. La siguiente figura resume la situación descrita.

Cabe señalar que en el pago de los peajes de transmisión participan todos los generadores, con independencia del nivel de tensión o subsistema al que éste se interconecte. El monto del pago depende del resultado de aplicar la metodología de evaluación del uso del sistema que corresponda.

Transición del sistema de remuneración antiguo al nuevo sistema de remuneración

Debido al gran cambio que significa pasar de un sistema de asignación de costos a un sistema estampillado a la demanda, la Ley considera un período de transición de forma de permitir gradualmente a los actores absorber estos cambios. Por ello, el régimen de recaudación, pago y remuneración de la transmisión nacional tendrá un largo período de transición que durará hasta diciembre de 2034, según se indica a continuación[16]:

• Todas las instalaciones de transmisión nacional que entren en operación a partir del año 2019 y la interconexión entre el SIC y el SING estarán sujetas al nuevo régimen, es decir, serán pagadas a través de un cargo único por los consumidores finales.
• Hasta diciembre de 2018 todas las instalaciones de transmisión nacional se remunerarán bajo el sistema de remuneración antiguo.
• Durante el periodo que medie entre enero de 2019 y diciembre de 2034, los pagos por uso del sistema de transmisión por parte de las empresas generadoras por inyecciones y retiros asociados a contratos firmados con anterioridad a la entrada en vigencia de la ley (julio de 2016) se le aplicarán los principios del sistema de remuneración antiguo, con algunas modificaciones, dentro de las cuales la más importante es que progresivamente irá disminuyendo el pago de peajes de los generadores y se irá traspasando a los consumidores finales. Así, el año 2035 se llegará a que el 100% de la infraestructura de la transmisión nacional es pagada por los consumidores finales a través de un cargo único.

Similarmente, respecto al pago de los sistemas de transmisión zonal, la Nueva Ley de Transmisión y Coordinador Independiente del Sistema elimina el pago de los generadores y carga en un 100% a los clientes finales, lo que empezó a regir una vez aprobada la Ley[17].

Cabe mencionar que para efectos de remuneración, el uso que hacen las empresas que inyectan o retiran energía de las instalaciones del respectivo sistema de transmisión; y el pago por transmisión a las empresas propietarias u operadoras del sistema de transmisión nacional, se calculan como un sistema eléctrico unificado (SEN) sin distinción de las instalaciones del antiguo SIC y SING[18].

La Ley 20.936 de 2016 también realiza cambios sustanciales al proceso de planificación de la transmisión. Entre los principales cambios están los siguientes:

• Introdujo un nuevo proceso de planificación energética de largo plazo realizado por el Ministerio de Energía.
• Extendió el proceso anual de planificación de la transmisión realizado por la CNE a algunos segmentos de transmisión 3 (anteriormente el proceso se limitaba a la expansión del sistema nacional) e incorpora nuevos criterios para la planificación.
• Entregó nuevas atribuciones al Ministerio de Energía para definir franjas territoriales, con el fin de facilitar el desarrollo de ciertas obras de transmisión y la definición de los trazados.

Bajo este nuevo esquema regulatorio, cada 5 años el Ministerio de Energía debe desarrollar un proceso de planificación para los distintos escenarios energéticos de expansión de la generación y consumo con un horizonte de al menos 30 años. Este proceso debe incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, considerando la identificación de polos de desarrollo, intercambios internacionales de energías, políticas medio ambientales que tengan incidencia en el sector y objetivos de eficiencia energética, entre otros. Por cada polo de desarrollo identificado, el Ministerio deberá elaborar un Informe Técnico distinguiendo cada tipo de fuente de generación. Para ello, el Ministerio deberá realizar una evaluación ambiental estratégica en cada provincia o provincias donde se encuentren uno o más polos de desarrollo.

El reglamento de Planificación Energética [19] establece las condiciones, características, plazos y etapas por las cuales se regirá la planificación energética de largo plazo que debe desarrollar el Ministerio de Energía.

Por otro lado, la CNE llevará a cabo anualmente el proceso de planificación de la transmisión que deberá considerar 20 años de horizonte. Para ello, el Coordinador enviará anualmente una propuesta de expansión para los distintos segmentos de la transmisión. Posteriormente, la CNE deberá convocar a una etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión, donde los promotores de los mismos deberán presentar sus respectivas propuestas.

Utilizando los lineamientos de la planificación de largo plazo realizada por el Ministerio de Energía, la propuesta anual del Coordinador y las propuestas de proyectos presentados por sus promotores, la CNE deberá realizar una planificación abarcando las obras necesarias para la expansión del sistema de transmisión nacional, de polos de desarrollo, zonal y dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución. Esta planificación podrá recibir observaciones de los participantes e instituciones interesadas que deberán ser revisadas y respondidas (aceptando o rechazando fundadamente las mismas) por la CNE que finalmente emitirá un informe técnico definitivo del plan de expansión. Por último, los participantes e interesados podrán presentar discrepancias respecto del plan de expansión al Panel de Expertos quien deberá emitir un dictamen en 50 días corridos. El D.S. N°37/2021 aprueba el reglamento de los sistemas de transmisión y de la planificación de la transmisión, el cual contiene las disposiciones para el proceso de planificación, así como las etapas y plazos.

El Ministerio de Energía, una vez recibido el informe técnico definitivo de la CNE podrá fijar las obras de ampliación de los sistemas de transmisión que deban iniciar el proceso de licitación en los doce meses siguientes de acuerdo con lo indicado en el D.S. N°37 de 2021. Asimismo, las obras que requieren estudio de franja serán determinadas por el Ministerio de Energía en base a criterios como los niveles de tensión, el propósito de uso, las dificultades de acceso hacia o desde polos de desarrollo de generación, la complejidad de su implementación y la magnitud de las mismas.

El estudio preliminar de franja que será licitado, adjudicado y supervisado por el Ministerio de Energía, deberá ser acompañado por una Evaluación Ambiental Estratégica (EAE)[20]. El estudio deberá contemplar franjas alternativas, el levantamiento de información en materias de uso del territorio, de áreas protegidas, de información socioeconómica de comunidades, además de aspectos geológicos y geomorfológicos. Asimismo, deberá incluir los diseños de ingeniería alternativos que permitan identificar franjas alternativas y el costo económico de estas franjas, y un análisis general de aspectos sociales y ambientales, entre otros aspectos. Igualmente, deberá someterse a proceso de consulta o participación indígena cuando corresponda. El reglamento que establece el procedimiento para la determinación de franjas preliminares [21], fija con mayor detalle las etapas y plazos para la ejecución del estudio.

Como resultado del estudio de franjas y la Evaluación Ambiental Estratégica, el Ministerio de Energía fijará la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres.

Los sistemas de distribución están constituidos por las líneas, subestaciones y equipos que permiten prestar el servicio de distribución de la electricidad hasta los consumidores finales, localizados en zonas geográficas explícitamente definidas y limitadas. Las empresas de distribución operan bajo un régimen de concesión de servicio público de distribución en estas zonas, con obligación de servicio y con tarifas reguladas para el suministro a clientes regulados bajo ciertos estándares definidos por normas técnicas. En el sector de distribución se establecen dos rangos de tensión:

• Alta tensión en distribución: definida para tensiones superiores a 400 V y hasta 23 kV, muchas veces conocida como media tensión.
• Baja tensión en distribución: definida para tensiones inferiores a 400 V.

De acuerdo a lo anterior, los alimentadores de los sistemas de distribución (alta tensión en distribución) operan en diferentes tensiones comprendidas entre los rangos especificados, como por ejemplo: 12, 13,2, 15 y 23 kV. Por otro lado, las redes de distribución de baja tensión en Chile operan a 220/380 V. Cabe señalar que los niveles de tensión de distribución utilizados en Chile difieren de los definidos en países europeos, donde los sistemas de distribución pueden llegar a tensiones de 60 kV o mayores.

En relación con la tarifa que paga el cliente regulado, esta es calculada por la autoridad, y en términos generales se obtiene sumando el precio de compra de energía y potencia por parte de la empresa de distribución, lo que actualmente se define mediante un proceso de licitaciones liderado por la Comisión Nacional de Energía más los costos asociados a una empresa distribuidora modelo que opera en forma eficiente. Este último componente se determina con la elaboración de un solo estudio que será mandatado por la CNE y lo realizará un consultor independiente de acuerdo a lo determinado en bases de licitación que pueden ser observadas por las empresas y terceros interesados. Esto último es uno de los cambios introducidos por Ley N°21.194 promulgada en diciembre de 2019. Adicionalmente, el proceso de determinación de costos permite la participación de la ciudadanía, generando incentivos a la discusión y adopción de decisiones con base en argumentos técnicos, jurídicos y económicos.