![\"\"](\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/wp-content\/uploads\/2018\/10\/Figura9-212x300.png\")
<\/a><\/p>\nLa calificaci\u00f3n de las instalaciones, es decir, el proceso de asociar cada instalaci\u00f3n de transmisi\u00f3n a los distintos segmentos (nacional, zonal, polos y dedicada), es realizado por la CNE cada 4 a\u00f1os.<\/p>\n
Sistema de transmisi\u00f3n nacional<\/h4>\n
De acuerdo a lo definido por la nueva Ley 20.936 de 2016[10]<\/span><\/span>, el Sistema de Transmisi\u00f3n Nacional es aquel que permite la conformaci\u00f3n de un mercado el\u00e9ctrico com\u00fan, interconectando los dem\u00e1s segmentos de la transmisi\u00f3n. Est\u00e1 constituido por las l\u00edneas y subestaciones el\u00e9ctricas que permiten el desarrollo de este mercado y posibilitan el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema el\u00e9ctrico, frente a diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generaci\u00f3n, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la ley, los reglamentos y las normas t\u00e9cnicas. Estas instalaciones incluyen a las que anteriormente se conoc\u00edan como instalaciones de transmisi\u00f3n troncal.<\/p>\nSistema de transmisi\u00f3n zonal<\/h4>\n
De acuerdo a lo definido por la nueva Ley 20.936 de 2016[11]<\/span><\/span>, el sistema de transmisi\u00f3n zonal est\u00e1 formado por aquellas l\u00edneas y subestaciones el\u00e9ctricas 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 generaci\u00f3n conectados directamente o a trav\u00e9s de sistemas de transmisi\u00f3n dedicada a dichos sistemas de transmisi\u00f3n. Los sistemas de transmisi\u00f3n zonal operan a niveles de tensi\u00f3n mayores a 23 kV y com\u00fanmente menores o iguales a 110 kV, gran parte de este segmento opera a\u00fan en 66 kV. Estas instalaciones incluyen a las que anteriormente se conoc\u00edan como instalaciones de subtransmisi\u00f3n.<\/p>\nSistemas de transmisi\u00f3n para Polos de Desarrollo<\/h4>\n
Los sistemas de Transmisi\u00f3n para Polos de Desarrollo introducidos por la Ley 20.936 de 2016[12]<\/span><\/span> son sistemas que estar\u00e1n constituidos por las l\u00edneas y\/o subestaciones el\u00e9ctricas, destinadas a transportar la energ\u00eda el\u00e9ctrica producida por medios de generaci\u00f3n ubicados en un mismo polo de desarrollo, hacia el sistema de transmisi\u00f3n, haciendo un uso eficiente del territorio nacional. Es el Ministerio de Energ\u00eda la entidad encargada de establecer los nuevos polos de desarrollo en la planificaci\u00f3n energ\u00e9tica de largo plazo (v\u00e9ase secci\u00f3n 2.4.2.3). La definici\u00f3n de polos de desarrollo de la Ley[13]<\/span><\/span> es la siguiente:<\/p>\n\u201cSe entender\u00e1 por polos de desarrollo a aquellas zonas territorialmente identificables en el pa\u00eds, ubicadas en las regiones en las que se emplaza el Sistema El\u00e9ctrico Nacional, donde existen recursos para la producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica proveniente de energ\u00edas renovables, cuyo aprovechamiento, utilizando un \u00fanico sistema de transmisi\u00f3n, resulta de inter\u00e9s p\u00fablico por ser eficiente econ\u00f3micamente para el suministro el\u00e9ctrico, debiendo cumplir con la legislaci\u00f3n ambiental y de ordenamiento territorial. La identificaci\u00f3n de las referidas zonas tendr\u00e1 en consideraci\u00f3n el cumplimiento de la obligaci\u00f3n establecida en el art\u00edculo 150\u00ba bis, esto es, que una cantidad de energ\u00eda equivalente al 20% de los retiros totales afectos en cada a\u00f1o calendario, haya sido inyectada al sistema el\u00e9ctrico por medios de generaci\u00f3n renovables no convencionales.\u201d<\/em><\/p><\/blockquote>\nSi por problemas de coordinaci\u00f3n entre distintos propietarios de proyectos de generaci\u00f3n, la totalidad o parte de la capacidad de producci\u00f3n de uno o m\u00e1s polos de desarrollo definidos por el Ministerio de Energ\u00eda no pudiere materializarse, la CNE podr\u00e1 considerar en el plan de expansi\u00f3n anual de la transmisi\u00f3n, sistemas de transmisi\u00f3n para dichos polos de desarrollo. Asimismo, la CNE podr\u00e1 incorporar en dicho plan el cambio de sistemas de transmisi\u00f3n dedicados, nuevos o existentes, a sistemas de transmisi\u00f3n para polos de desarrollo. Ello, con el objeto de permitir su uso por nuevos proyectos de generaci\u00f3n.<\/p>\n
Sistemas de transmisi\u00f3n dedicados<\/h4>\n
Los sistemas de transmisi\u00f3n dedicados est\u00e1n constituidos por las l\u00edneas y subestaciones el\u00e9ctricas radiales, que encontr\u00e1ndose interconectadas al sistema el\u00e9ctrico, est\u00e1n dispuestas esencialmente para el suministro de energ\u00eda el\u00e9ctrica a usuarios no sometidos a regulaci\u00f3n de precios o para inyectar la producci\u00f3n de las centrales generadoras al sistema el\u00e9ctrico [14]<\/span><\/span>. Estas instalaciones incluyen a las que anteriormente se conoc\u00edan como instalaciones de transmisi\u00f3n adicionales.<\/p>\nSistemas de interconexi\u00f3n internacional<\/h4>\n
Los sistemas de interconexi\u00f3n internacional [15]<\/span><\/span> est\u00e1n constituidos por las l\u00edneas y subestaciones el\u00e9ctricas destinadas a transportar la energ\u00eda el\u00e9ctrica para posibilitar su exportaci\u00f3n o importaci\u00f3n, desde y hacia los sistemas el\u00e9ctricos del pa\u00eds. Dentro de estos sistemas, la Ley distingue entre instalaciones de interconexi\u00f3n internacional de servicio p\u00fablico y de inter\u00e9s privado. Son instalaciones de interconexi\u00f3n internacional de servicio p\u00fablico aquellas que facilitan la conformaci\u00f3n o desarrollo de un mercado el\u00e9ctrico internacional y complementan el abastecimiento de la demanda del sistema el\u00e9ctrico en territorio nacional frente a diferentes escenarios de disponibilidad de instalaciones de generaci\u00f3n, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la Ley, los reglamentos y las normas t\u00e9cnicas.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-compress\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb title=\u00bb2.4.2 Acceso, remuneraci\u00f3n y planificaci\u00f3n de la transmisi\u00f3n\u00bb tab_id=\u00bbaccesoremuneracionplanificacion\u00bb][vc_column_text]La Ley 20.936 de 2016 introdujo importantes cambios con respecto al acceso, la remuneraci\u00f3n y la planificaci\u00f3n de la transmisi\u00f3n. A continuaci\u00f3n, se detallan los aspectos generales m\u00e1s importantes de estas tem\u00e1ticas:[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-compress\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb title=\u00bb2.4.2.1 Acceso a la transmisi\u00f3n\u00bb tab_id=\u00bbaccesoalatransmision\u00bb][vc_column_text]Las instalaciones de los sistemas de transmisi\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico est\u00e1n sometidas a un r\u00e9gimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas no discriminatorias. Los propietarios de las instalaciones de los sistemas de transmisi\u00f3n, con excepci\u00f3n de los sistemas dedicados, no podr\u00e1n negar el acceso al servicio de transmisi\u00f3n a ning\u00fan interesado por motivos de capacidad t\u00e9cnica. Se deber\u00e1 permitir la conexi\u00f3n 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 conexi\u00f3n. En el caso de los sistemas dedicados, los propietarios de los mismos no podr\u00e1n negar el servicio a ning\u00fan interesado cuando exista capacidad t\u00e9cnica disponible de transmisi\u00f3n y ser\u00e1 el Coordinador quien determine fundadamente la capacidad t\u00e9cnica disponible de los sistemas de transmisi\u00f3n dedicados. [\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-compress\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb title=\u00bb2.4.2.2 Remuneraci\u00f3n de la transmisi\u00f3n\u00bb tab_id=\u00bbremuneraciondelatransmision\u00bb][vc_column_text]La Ley 20.936 de 2016 realiz\u00f3 cambios estructurales a la remuneraci\u00f3n de los sistemas de transmisi\u00f3n, buscando simplificar de manera importante las metodolog\u00edas de c\u00e1lculo y transparentar el costo de la transmisi\u00f3n. Por ello, esta nueva Ley permite una transici\u00f3n desde un esquema de asignaci\u00f3n de costos por uso de la red a un esquema basado en un cargo \u00fanico a la demanda, m\u00e1s conocido como \u201cestampillado\u201d. Para ello, se describen a continuaci\u00f3n los principios de la metodolog\u00eda de remuneraci\u00f3n anterior a la Ley de Transmisi\u00f3n, los principios de la metodolog\u00eda posterior a la Ley de Transmisi\u00f3n, adem\u00e1s de los principios que se aplicar\u00e1n en el per\u00edodo de transici\u00f3n en que se aplican ambas metodolog\u00edas y que durar\u00e1 hasta el a\u00f1o 2035, cuando expiran los contratos bajo el sistema de remuneraci\u00f3n anterior a la Ley de Transmisi\u00f3n.\u00a0Cabe mencionar, que dichas metodolog\u00edas coexisten en el mercado el\u00e9ctrico.<\/p>\nEn ambos sistemas, anterior al cambio legal de 2016, se busca siempre pagar anualmente a las empresas propietarias el valor anual de la transmisi\u00f3n que corresponda. El c\u00e1lculo del valor anual de las instalaciones de transmisi\u00f3n nacional, zonal, para polos y el pago por uso de instalaciones de transmisi\u00f3n dedicadas utilizadas por usuarios sometidos a regulaci\u00f3n de precios los realizar\u00e1 la CNE cada 4 a\u00f1os en base a la valorizaci\u00f3n de estas instalaciones. Este es un cambio relevante para la transmisi\u00f3n zonal (antiguamente conocida como subtransmisi\u00f3n), pues anteriormente s\u00f3lo se pagaba las instalaciones econ\u00f3micamente adaptadas y no el valor real de las instalaciones efectuadas.<\/p>\n
Cabe destacar que la Ley 20.936 de 2016 establece que la tasa de descuento que deber\u00e1 utilizarse para determinar la anualidad del valor de inversi\u00f3n de las instalaciones de transmisi\u00f3n no podr\u00e1 ser inferior a 7% ni superior a 10%. La tasa es determinada por la CNE cada 4 a\u00f1os mediante un estudio siguiendo una metodolog\u00eda est\u00e1ndar, licitada p\u00fablicamente y con resultados apelables ante el Panel de Expertos en caso de discrepancias. El reglamento D.S. N\u00b010 de 2019 establece las disposiciones aplicables a los procesos de calificaci\u00f3n, valorizaci\u00f3n, tarificaci\u00f3n y remuneraci\u00f3n de las instalaciones de los sistemas de transmisi\u00f3n.<\/p>\n
Principios del sistema de remuneraci\u00f3n de la transmisi\u00f3n posterior a la Ley de Transmisi\u00f3n<\/h4>\n
Para cada uno de los sistemas de transmisi\u00f3n nacional y zonal se establecer\u00e1 un cargo \u00fanico por uso con cargo a la demanda, de modo que esta recaudaci\u00f3n constituya el complemento a los ingresos tarifarios reales para as\u00ed recaudar en total el valor anual de la transmisi\u00f3n de cada tramo del sistema. Se entiende como ingreso tarifario a la diferencia que resulta de la aplicaci\u00f3n de los costos marginales de la operaci\u00f3n real del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energ\u00eda en dicho tramo. Asimismo, se establecer\u00e1 un cargo \u00fanico a la demanda para el pago asociado a la remuneraci\u00f3n de la transmisi\u00f3n dedicada utilizada por los usuarios sometidos a regulaci\u00f3n de precios. Por \u00faltimo, en el caso de la transmisi\u00f3n para polos, se establecer\u00e1 un cargo \u00fanico a la demanda que remunere la proporci\u00f3n de las instalaciones no utilizada por la generaci\u00f3n existente. El valor anual de la transmisi\u00f3n no cubierta por dicho cargo, ser\u00e1 asumido por los generadores que inyecten su producci\u00f3n en el polo correspondiente a prorrata de su capacidad instalada de generaci\u00f3n y de su ubicaci\u00f3n.<\/p>\n
En resumen, el pago de los cargos \u00fanicos anteriores ser\u00e1 de cargo de los consumidores finales libres y regulados, y ser\u00e1 calculado semestralmente por la CNE. Este sistema de cargos simples a la demanda rige a partir del a\u00f1o 2019 a todos los nuevos contratos de suministro. Sin embargo, los contratos suscritos con anterioridad y cuyas partes no acuerden cambiarse al nuevo sistema seguir\u00e1n bajo el sistema antiguo hasta su expiraci\u00f3n.<\/p>\n
Principios del sistema de remuneraci\u00f3n antiguo<\/h4>\n
Uno de los principios fundamentales del antiguo sistema de remuneraci\u00f3n de la transmisi\u00f3n es la asignaci\u00f3n directa de costos, por lo que las metodolog\u00edas utilizadas son bastante complejas y detalladas, ya que se debe estimar cuanto de cada tramo de la transmisi\u00f3n utilizaba cada participante del mercado, simulando un gran n\u00famero de diferentes escenarios, condiciones, hidrolog\u00edas, etc.<\/p>\n
En la transmisi\u00f3n nacional (antiguamente transmisi\u00f3n troncal), la remuneraci\u00f3n bajo el sistema antiguo se realiza a trav\u00e9s de dos ingresos principales que reciben las empresas de transmisi\u00f3n: ingreso tarifario y peajes. El peaje corresponde al valor que resulta de sustraer de las anualidades reconocidas a las empresas de transmisi\u00f3n (en el proceso de valorizaci\u00f3n del sistema), el ingreso tarifario resultante. De esta forma, un sistema con altas p\u00e9rdidas de transmisi\u00f3n tendr\u00e1 altos ingresos tarifarios (grandes diferencias en los costos marginales de inyecci\u00f3n y retiro), y por lo tanto, menores peajes. En caso contrario, un sistema con bajas p\u00e9rdidas de transmisi\u00f3n tendr\u00e1 bajos ingresos tarifarios y peajes m\u00e1s altos. El peaje es asignado a generadores y consumos de acuerdo a un esquema de prorrateo basado en el uso el\u00e9ctrico esperado que cada instalaci\u00f3n hace del sistema. Este esquema tiene tratamientos diferenciados seg\u00fan se trate de sistemas de transmisi\u00f3n nacional, zonal o dedicada.<\/p>\n
No es com\u00fan el uso del concepto de ingreso tarifario a nivel internacional. De hecho, en sistemas con bolsas de energ\u00eda uninodales no existe este ingreso y todos los costos de transmisi\u00f3n son cubiertos, por ejemplo, a trav\u00e9s de pagos tipo estampillado entre los distintos agentes del mercado. Asimismo, a diferencia de lo que sucede en pa\u00edses de Europa, este pago no depende de las relaciones contractuales que tengan generadores y consumidores. La siguiente figura resume la situaci\u00f3n descrita.<\/p>\n
![\"\"](\"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/wp-content\/uploads\/2018\/10\/Figura10-300x124.png\")
<\/p>\n
Cabe se\u00f1alar que en el pago de los peajes de transmisi\u00f3n participan todos los generadores, con independencia del nivel de tensi\u00f3n o subsistema al que \u00e9ste se interconecte. El monto del pago depende del resultado de aplicar la metodolog\u00eda de evaluaci\u00f3n del uso del sistema que corresponda.<\/p>\n
Transici\u00f3n del sistema de remuneraci\u00f3n antiguo al nuevo sistema de remuneraci\u00f3n<\/h4>\n
Debido al gran cambio que significa pasar de un sistema de asignaci\u00f3n de costos a un sistema estampillado a la demanda, la Ley considera un per\u00edodo de transici\u00f3n de forma de permitir gradualmente a los actores absorber estos cambios. Por ello, el r\u00e9gimen de recaudaci\u00f3n, pago y remuneraci\u00f3n de la transmisi\u00f3n nacional tendr\u00e1 un largo per\u00edodo de transici\u00f3n que durar\u00e1 hasta diciembre de 2034, seg\u00fan se indica a continuaci\u00f3n[16]<\/span><\/span>:<\/p>\n\n- Todas las instalaciones de transmisi\u00f3n nacional que entren en operaci\u00f3n a partir del a\u00f1o 2019 y la interconexi\u00f3n entre el SIC y el SING estar\u00e1n sujetas al nuevo r\u00e9gimen, es decir, ser\u00e1n pagadas a trav\u00e9s de un cargo \u00fanico por los consumidores finales.<\/li>\n
- Hasta diciembre de 2018 todas las instalaciones de transmisi\u00f3n nacional se remunerar\u00e1n bajo el sistema de remuneraci\u00f3n antiguo.<\/li>\n
- Durante el periodo que medie entre enero de 2019 y diciembre de 2034, los pagos por uso del sistema de transmisi\u00f3n 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 aplicar\u00e1n los principios del sistema de remuneraci\u00f3n antiguo, con algunas modificaciones, dentro de las cuales la m\u00e1s importante es que progresivamente ir\u00e1 disminuyendo el pago de peajes de los generadores y se ir\u00e1 traspasando a los consumidores finales. As\u00ed, el a\u00f1o 2035 se llegar\u00e1 a que el 100% de la infraestructura de la transmisi\u00f3n nacional es pagada por los consumidores finales a trav\u00e9s de un cargo \u00fanico.<\/li>\n<\/ul>\n
Similarmente, respecto al pago de los sistemas de transmisi\u00f3n zonal, la Nueva Ley de Transmisi\u00f3n y Coordinador Independiente del Sistema elimina el pago de los generadores y carga en un 100% a los clientes finales, lo que empez\u00f3 a regir una vez aprobada la Ley[17]<\/span><\/span>.<\/p>\nCabe mencionar que para efectos de remuneraci\u00f3n, el uso que hacen las empresas que inyectan o retiran energ\u00eda de las instalaciones del respectivo sistema de transmisi\u00f3n; y el pago por transmisi\u00f3n a las empresas propietarias u operadoras del sistema de transmisi\u00f3n nacional, se calculan como un sistema el\u00e9ctrico unificado (SEN) sin distinci\u00f3n de las instalaciones del antiguo SIC y SING[18]<\/span><\/span>.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-compress\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb title=\u00bb2.4.2.3 Planificaci\u00f3n de la transmisi\u00f3n\u00bb tab_id=\u00bbplanificaciondelatransmision\u00bb][vc_column_text]La Ley 20.936 de 2016 tambi\u00e9n realiza cambios sustanciales al proceso de planificaci\u00f3n de la transmisi\u00f3n. Entre los principales cambios est\u00e1n los siguientes:<\/p>\n\n- Introdujo un nuevo proceso de planificaci\u00f3n energ\u00e9tica de largo plazo realizado por el Ministerio de Energ\u00eda.<\/li>\n
- Extendi\u00f3 el proceso anual de planificaci\u00f3n de la transmisi\u00f3n realizado por la CNE a algunos segmentos de transmisi\u00f3n 3<\/span><\/strong><\/em><\/span> (anteriormente el proceso se limitaba a la expansi\u00f3n del sistema nacional) e incorpora nuevos criterios para la planificaci\u00f3n.<\/li>\n
- Entreg\u00f3 nuevas atribuciones al Ministerio de Energ\u00eda para definir franjas territoriales, con el fin de facilitar el desarrollo de ciertas obras de transmisi\u00f3n y la definici\u00f3n de los trazados.<\/li>\n<\/ul>\n
Bajo este nuevo esquema regulatorio, cada 5 a\u00f1os el Ministerio de Energ\u00eda debe desarrollar un proceso de planificaci\u00f3n para los distintos escenarios energ\u00e9ticos de expansi\u00f3n de la generaci\u00f3n y consumo con un horizonte de al menos 30 a\u00f1os. Este proceso debe incluir escenarios de proyecci\u00f3n de oferta y demanda energ\u00e9tica y en particular el\u00e9ctrica, considerando la identificaci\u00f3n de polos de desarrollo, intercambios internacionales de energ\u00edas, pol\u00edticas medio ambientales que tengan incidencia en el sector y objetivos de eficiencia energ\u00e9tica, entre otros. Por cada polo de desarrollo identificado, el Ministerio deber\u00e1 elaborar un Informe T\u00e9cnico distinguiendo cada tipo de fuente de generaci\u00f3n. Para ello, el Ministerio deber\u00e1 realizar una evaluaci\u00f3n ambiental estrat\u00e9gica en cada provincia o provincias donde se encuentren uno o m\u00e1s polos de desarrollo.<\/p>\n
El reglamento de Planificaci\u00f3n Energ\u00e9tica [19]<\/span><\/span> establece las condiciones, caracter\u00edsticas, plazos y etapas por las cuales se regir\u00e1 la planificaci\u00f3n energ\u00e9tica de largo plazo que debe desarrollar el Ministerio de Energ\u00eda.<\/p>\nPor otro lado, la CNE llevar\u00e1 a cabo anualmente el proceso de planificaci\u00f3n de la transmisi\u00f3n que deber\u00e1 considerar 20 a\u00f1os de horizonte. Para ello, el Coordinador enviar\u00e1 anualmente una propuesta de expansi\u00f3n para los distintos segmentos de la transmisi\u00f3n. Posteriormente, la CNE deber\u00e1 convocar a una etapa de presentaci\u00f3n de propuestas de proyectos de expansi\u00f3n de la transmisi\u00f3n, donde los promotores de los mismos deber\u00e1n presentar sus respectivas propuestas.<\/p>\n
Utilizando los lineamientos de la planificaci\u00f3n de largo plazo realizada por el Ministerio de Energ\u00eda, la propuesta anual del Coordinador y las propuestas de proyectos presentados por sus promotores, la CNE deber\u00e1 realizar una planificaci\u00f3n abarcando las obras necesarias para la expansi\u00f3n del sistema de transmisi\u00f3n nacional, de polos de desarrollo, zonal y dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio p\u00fablico de distribuci\u00f3n. Esta planificaci\u00f3n podr\u00e1 recibir observaciones de los participantes e instituciones interesadas que deber\u00e1n ser revisadas y respondidas (aceptando o rechazando fundadamente las mismas) por la CNE que finalmente emitir\u00e1 un informe t\u00e9cnico definitivo del plan de expansi\u00f3n. Por \u00faltimo, los participantes e interesados podr\u00e1n presentar discrepancias respecto del plan de expansi\u00f3n al Panel de Expertos quien deber\u00e1 emitir un dictamen en 50 d\u00edas corridos. El D.S. N\u00b037\/2021 aprueba el reglamento de los sistemas de transmisi\u00f3n y de la planificaci\u00f3n de la transmisi\u00f3n, el cual contiene las disposiciones para el proceso de planificaci\u00f3n, as\u00ed como las etapas y plazos.<\/p>\n
El Ministerio de Energ\u00eda, una vez recibido el informe t\u00e9cnico definitivo de la CNE podr\u00e1 fijar las obras de ampliaci\u00f3n de los sistemas de transmisi\u00f3n que deban iniciar el proceso de licitaci\u00f3n en los doce meses siguientes de acuerdo con lo indicado en el D.S. N\u00b037 de 2021. Asimismo, las obras que requieren estudio de franja ser\u00e1n determinadas por el Ministerio de Energ\u00eda en base a criterios como los niveles de tensi\u00f3n, el prop\u00f3sito de uso, las dificultades de acceso hacia o desde polos de desarrollo de generaci\u00f3n, la complejidad de su implementaci\u00f3n y la magnitud de las mismas.<\/p>\n
El estudio preliminar de franja que ser\u00e1 licitado, adjudicado y supervisado por el Ministerio de Energ\u00eda, deber\u00e1 ser acompa\u00f1ado por una Evaluaci\u00f3n Ambiental Estrat\u00e9gica (EAE)[20]<\/span><\/span>. El estudio deber\u00e1 contemplar franjas alternativas, el levantamiento de informaci\u00f3n en materias de uso del territorio, de \u00e1reas protegidas, de informaci\u00f3n socioecon\u00f3mica de comunidades, adem\u00e1s de aspectos geol\u00f3gicos y geomorfol\u00f3gicos. Asimismo, deber\u00e1 incluir los dise\u00f1os de ingenier\u00eda alternativos que permitan identificar franjas alternativas y el costo econ\u00f3mico de estas franjas, y un an\u00e1lisis general de aspectos sociales y ambientales, entre otros aspectos. Igualmente, deber\u00e1 someterse a proceso de consulta o participaci\u00f3n ind\u00edgena cuando corresponda. El reglamento que establece el procedimiento para la determinaci\u00f3n de franjas preliminares [21]<\/span><\/span>, fija con mayor detalle las etapas y plazos para la ejecuci\u00f3n del estudio.<\/p>\nComo resultado del estudio de franjas y la Evaluaci\u00f3n Ambiental Estrat\u00e9gica, el Ministerio de Energ\u00eda fijar\u00e1 la franja preliminar, la que por causa de utilidad p\u00fablica podr\u00e1 ser gravada con una o m\u00e1s servidumbres.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][vc_tta_section i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-compress\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb title=\u00bb2.4.3 Sistemas de distribuci\u00f3n\u00bb tab_id=\u00bbsistemasdedistribucion\u00bb][vc_column_text]Los sistemas de distribuci\u00f3n est\u00e1n constituidos por las l\u00edneas, subestaciones y equipos que permiten prestar el servicio de distribuci\u00f3n de la electricidad hasta los consumidores finales, localizados en zonas geogr\u00e1ficas expl\u00edcitamente definidas y limitadas. Las empresas de distribuci\u00f3n operan bajo un r\u00e9gimen de concesi\u00f3n de servicio p\u00fablico de distribuci\u00f3n en estas zonas, con obligaci\u00f3n de servicio y con tarifas reguladas para el suministro a clientes regulados bajo ciertos est\u00e1ndares definidos por normas t\u00e9cnicas. En el sector de distribuci\u00f3n se establecen dos rangos de tensi\u00f3n:<\/p>\n
\n- Alta tensi\u00f3n en distribuci\u00f3n: definida para tensiones superiores a 400 V y hasta 23 kV, muchas veces conocida como media tensi\u00f3n.<\/li>\n
- Baja tensi\u00f3n en distribuci\u00f3n: definida para tensiones inferiores a 400 V.<\/li>\n<\/ul>\n
De acuerdo a lo anterior, los alimentadores de los sistemas de distribuci\u00f3n (alta tensi\u00f3n en distribuci\u00f3n) 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 distribuci\u00f3n de baja tensi\u00f3n en Chile operan a 220\/380 V. Cabe se\u00f1alar que los niveles de tensi\u00f3n de distribuci\u00f3n utilizados en Chile difieren de los definidos en pa\u00edses europeos, donde los sistemas de distribuci\u00f3n pueden llegar a tensiones de 60 kV o mayores.<\/p>\n
En relaci\u00f3n con la tarifa que paga el cliente regulado, esta es calculada por la autoridad, y en t\u00e9rminos generales se obtiene sumando el precio de compra de energ\u00eda y potencia por parte de la empresa de distribuci\u00f3n, lo que actualmente se define mediante un proceso de licitaciones liderado por la Comisi\u00f3n Nacional de Energ\u00eda m\u00e1s los costos asociados a una empresa distribuidora modelo que opera en forma eficiente. Este \u00faltimo componente se determina con la elaboraci\u00f3n de un solo estudio que ser\u00e1 mandatado por la CNE y lo realizar\u00e1 un consultor independiente de acuerdo a lo determinado en bases de licitaci\u00f3n que pueden ser observadas por las empresas y terceros interesados. Esto \u00faltimo es uno de los cambios introducidos por Ley N\u00b021.194 promulgada en diciembre de 2019. Adicionalmente, el proceso de determinaci\u00f3n de costos permite la participaci\u00f3n de la ciudadan\u00eda, generando incentivos a la discusi\u00f3n y adopci\u00f3n de decisiones con base en argumentos t\u00e9cnicos, jur\u00eddicos y econ\u00f3micos.[\/vc_column_text][\/vc_tta_section][\/vc_tta_accordion][vc_row_inner][vc_column_inner width=\u00bb1\/2″][vc_btn title=\u00bbAnterior\u00bb color=\u00bbgreen\u00bb align=\u00bbleft\u00bb i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-chevron-left\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb link=\u00bburl:https%3A%2F%2Fmercadoernc.minenergia.cl%2F%3Fpage_id%3D361|||\u00bb][\/vc_column_inner][vc_column_inner width=\u00bb1\/2″][vc_btn title=\u00bbSiguiente\u00bb color=\u00bbgreen\u00bb align=\u00bbright\u00bb i_align=\u00bbright\u00bb i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-chevron-right\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb link=\u00bburl:https%3A%2F%2Fmercadoernc.minenergia.cl%2F%3Fpage_id%3D628|||\u00bb][\/vc_column_inner][\/vc_row_inner][\/vc_column][\/vc_row]<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
[vc_row][vc_column width=\u00bb1\/4″][vc_tta_accordion active_section=\u00bb1″ collapsible_all=\u00bbtrue\u00bb][vc_tta_section i_icon_fontawesome=\u00bbfa fa-plus\u00bb add_icon=\u00bbtrue\u00bb title=\u00bbSector El\u00e9ctrico\u00bb tab_id=\u00bb1638300718092-c65506d4-31a7″][vc_column_text] 2. Descripci\u00f3n general del sector el\u00e9ctrico chileno 2.1 Sistemas el\u00e9ctricos 2.2 Oferta de energ\u00eda el\u00e9ctrica 2.3 Consumo y clientes 2.4 Sistemas de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n 2.5 Sistemas de almacenamiento 2.6 Marco institucional del sector el\u00e9ctrico [\/vc_column_text][\/vc_tta_section][\/vc_tta_accordion][\/vc_column][vc_column width=\u00bb3\/4″][vc_column_text] 2.4 Sistemas de transmisi\u00f3n y distribuci\u00f3n Los sistemas […]<\/p>\n","protected":false},"author":3,"featured_media":0,"parent":117,"menu_order":0,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","template":"","meta":{"_acf_changed":false,"footnotes":""},"class_list":["post-387","page","type-page","status-publish","hentry"],"acf":[],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/pages\/387","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/pages"}],"about":[{"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/types\/page"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/users\/3"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=%2Fwp%2Fv2%2Fcomments&post=387"}],"version-history":[{"count":18,"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/pages\/387\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":4163,"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/pages\/387\/revisions\/4163"}],"up":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=\/wp\/v2\/pages\/117"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/mercadoernc.minenergia.cl\/index.php?rest_route=%2Fwp%2Fv2%2Fmedia&parent=387"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}