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Ley establece un Nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea un Organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional (Ley 20.936)


El 20 de julio de 2016 se publicó la Ley N° 20.936 que “Establece un Nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y crea un Organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional” (en adelante, la “Ley de Transmisión”). Ésta busca que la transmisión deje de ser una barrera de entrada a la generación, incrementar la competencia en el sector eléctrico, y potenciar el desarrollo de las energías renovables no convencionales. La nueva ley introdujo cambios de relevancia a la regulación eléctrica contenida en el DFL N° 4/20.018 que establece la Ley General de Servicios Eléctricos (en adelante, la “LGSE”) y en la Ley N° 18.410 que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (en adelante, la “Ley SEC”).

Las modificaciones más relevantes introducidas por la nueva ley son las siguientes:

  1. Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional
    La Ley de Transmisión introduce un nuevo y único coordinador del sistema eléctrico (en adelante, el “Coordinador”), en reemplazo de los Centros de Despacho Económico de Cargo (en adelante, el “CDEC” en singular o “CDECs” en plural). El Coordinador será independiente de los actores del mercado, a diferencia de lo que hoy sucede, donde sus representantes son elegidos por empresas que forman parte del sistema eléctrico. Este organismo no tendrá fines de lucro, estará dotado de personalidad jurídica propia y no será parte de la administración del Estado.

    La nueva ley mantiene en el Coordinador las responsabilidades que recaían en los CDECs de preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico, garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico, y el acceso abierto a todos los sistemas de transmisión. Asimismo, le impone obligaciones y otorga facultades respecto del monitoreo de la competencia en el sector y la cadena de pagos. También le da un rol central en la planificación de la expansión de la transmisión, en la coordinación de los intercambios internacionales de energía, y las autorizaciones para conexiones al sistema de transmisión, entre otros.

    De acuerdo al Artículo Primero Transitorio de la Ley de Transmisión, se espera que el reglamento que regulará en detalle las obligaciones y facultades del Coordinador entre en vigencia a más tardar el 20 de julio de 2017.

  2. Nueva Nomenclatura en los Sistemas de Transmisión, Planificación Energética y de la Expansión de la Transmisión
    Otro importante cambio que introdujo la Ley de Transmisión es la redefinición de los sistemas de transmisión:

    (i) el Sistema de Transmisión Troncal pasa a ser el Sistema de Transmisión Nacional;
    (ii) el Sistema de Subtransmisión, pasa a ser el Sistema de Transmisión Zonal y;
    iii) el Sistema Adicional pasa a ser el Sistema de Transmisión Dedicado.

    Adicionalmente, se crea el nuevo Sistema de Transmisión para Polos de Desarrollo de Generación (en adelante, los “Polos de Desarrollo”), que estará destinado a evacuar la producción de la generación de dichas zonas geográficas1.

    Asimismo, la Ley de Transmisión consideró en su regulación los intercambios internacionales de energía, creándose el concepto de “Sistemas de Interconexión Internacional”. El Coordinador tendrá la obligación de ejercer su coordinación técnica y económica sobre ellos.

    En cuanto a la planificación del sistema, el Ministerio de Energía (en adelante, el “ministerio”) estará a cargo de desarrollar un proceso de planificación energética de largo plazo, con al menos treinta años de anticipación. Para ello, deberán considerase escenarios de proyección de oferta y demanda energética (en particular, eléctrica). Dichos escenarios deberán tener en cuenta la identificación de Polos de Desarrollo de generación, generación distribuida (net billing), intercambios internacionales de energía, políticas medioambientales y objetivos de eficiencia energética, entre otros.

    La Comisión Nacional de Energía (en adelante, la “CNE”) deberá llevar, por su parte, un proceso anual de planificación de la transmisión, que considerará un horizonte de veinte años. La planificación anual abarcará las obras de expansión necesarias del Sistema de Transmisión Nacional, del Sistema de Transmisión Zonal y de los Sistemas de Transmisión Dedicados utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios o necesarias para entregar dicho suministro, según corresponda.

  3. Polos de Desarrollo
    El Ministerio, dentro de su planificación energética de largo plazo, deberá identificar las áreas donde puedan existir Polos de Desarrollo2. A través de éstos podrá, previa Evaluación Ambiental Estratégica3, determinar formalmente la existencia de zonas con alto potencial de generación de energías renovables dentro del Sistema Eléctrico Nacional, cuyo aprovechamiento resulte de interés público. Al respecto, resulta interesante la obligación impuesta por la nueva ley que requiere que una cantidad de energía equivalente al 20% de los retiros totales de los Polos de Desarrollo, cada año calendario, deba ser inyectada al sistema eléctrico por medios de generación renovables no convencionales (en adelante “ERNC”)4.

    La CNE podrá considerar en su plan de expansión anual de la transmisión, sistemas de transmisión para dichos Polos de Desarrollo, en caso de existir problemas de coordinación entre propietarios de proyectos de generación, de modo tal que impliquen que la totalidad o parte de la capacidad de producción de uno o más de los Polos de Desarrollo ya determinados no pueda llegar a materializarse. Podrá para ello incorporar líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, como Sistema de Transmisión para Polos de Desarrollo de Generación.

  4. Definición de Trazados
    En el esquema actual de definición de trazado, una vez que se decide la expansión del sistema de transmisión a través de una nueva línea, el operador llama a una licitación para su construcción, con información mínima para los participantes. Además, es responsabilidad del adjudicatario privado la definición del trazado, la obtención de la resolución de calificación ambiental y la presentación de la solicitud de concesión definitiva. Adicionalmente, se definen plazos de puesta en marcha y se aplican penalidades en casos de incumplimiento.

    De acuerdo a la Ley de Transmisión, el Estado tendrá un nuevo rol en el desarrollo del Sistema de Transmisión Nacional, involucrándose en la definición de trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión. La nueva ley crea un nuevo procedimiento de Estudio de Franja por parte del Ministerio para trazados de transmisión eléctrica de interés público. Éste será sometido a evaluación ambiental estratégica y al proceso de Consulta Indígena contenido en el Convenio N° 169 de la Organización Internacional del Trabajo, en caso de ser necesario, y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad5.

  5. Acceso Abierto
    Por acceso abierto se entiende el atributo por el cual las instalaciones de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico pueden ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas que no resulten discriminatorias entre los usuarios. A cambio, dichos terceros deben pagar la remuneración del uso del sistema de transmisión que corresponda.

    Si bien el concepto de acceso abierto ya era conocido de forma previa a esta ley, a través de ésta se incorpora la posibilidad de acceso abierto a los Sistemas de Transmisión Dedicados en caso de cumplirse los requisitos impuestos por la ley (i.e. la existencia de capacidad técnica disponible, entre otros). Antes de este cambio, sólo era posible tener acceso abierto a los Sistemas Adicionales en caso de que aquellas instalaciones hubieren hecho uso de concesiones eléctricas o bienes nacionales de uso público. Corresponderá al Coordinador establecer los pagos que se deban hacer por concepto de conexión, estudios, análisis de ingeniería o derechos de uso de las instalaciones, y los plazos para establecer la conexión.

  6. Remuneración del Sistema
    En un cambio profundo respecto al modelo anterior, la nueva ley traspasa a los clientes finales (tanto libres como regulados) el pago de los costos de los Sistemas de Transmisión Nacional, Zonal y Dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios6. Con la entrada en vigencia de la nueva ley se establece un sistema de transporte con cargos de acceso único, que ha sido denominado “estampillado”.

    La Ley de Transmisión establece un artículo transitorio para definir el régimen de recaudación, pago y remuneración del Sistema de Transmisión Nacional. Dicho régimen estará vigente hasta el 31 de diciembre de 2034, con el objeto de mantener invariable el pago del transporte de los actuales contratos de suministro, de modo que deberá compensarse el pago efectuado por clientes finales, si correspondiere bajo tales contratos.

  7. Compensaciones por Indisponibilidad de Suministro
    Con la nueva ley, se incorpora un nuevo sistema de compensaciones por indisponibilidades de suministro que se produzcan en zonas de generación y transmisión. Este nuevo sistema permitirá garantizar el cumplimiento de los estándares de desempeño exigidos en la normativa eléctrica, sin perjuicio de las sanciones que sea correspondiente aplicar por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

    Bajo este nuevo esquema, se compensarán las interrupciones por indisponibilidad de suministro de instalaciones eléctricas al equivalente de la energía no suministrada, valorizada a quince veces la tarifa de energía vigente durante la indisponibilidad de suministro para el caso de clientes regulados. En el caso de los clientes libres, la compensación corresponderá al equivalente de la energía no suministrada, valorizada a quince veces la componente de energía del precio medio de mercado establecido en el informe técnico definitivo del precio nudo de corto plazo vigente durante dicho evento. No obstante, no procederá el pago de compensaciones a éstos si en sus contratos de suministro se contemplaren cláusulas especiales en relación a estas materias.

    Por último, se establecen valores máximos por concepto de compensaciones por evento, el cual será el menor valor entre el 5% de los ingresos en el año calendario, o 20.000 UTA. La empresa pagadora de la compensación podrá reclamar del pago de ésta ante la Superintendencia, la cual deberá iniciar un proceso administrativo para determinar la procedencia o no de la compensación. Finalizado el proceso de reclamo ante la Superintendencia, el afectado podrá iniciar las acciones judiciales que correspondan.

  8. Servicios Complementarios
    Los servicios complementarios son todos aquellos servicios necesarios para mantener la calidad y seguridad del suministro eléctrico, control de tensión y de frecuencia, gestión de demanda, y que, además, tienen por objeto mantener una constante actualización tecnológica en el sistema. La nueva ley establece un esquema en que la CNE determina anualmente, luego de una propuesta entregada por el Coordinador que señale los servicios que el sistema eléctrico requiera, la definición de los servicios complementarios y sus categorías, vía resolución exenta. La implementación de los servicios complementarios se realizará mediante procesos de licitación competitivos.

Por último, vale la pena mencionar la existencia de un período transitorio que regirá la implementación de una serie de aspectos tratados en esta ley.


1 Detalles respecto de los Polos de Desarrollo y los Sistemas de Transmisión para Polos de Desarrollo de Generación se incluyen en la sección 3 siguiente.
2 Según el artículo 85 de la LGSE, se entenderá por polos de desarrollo “aquellas zonas territorialmente identificables en el país, ubicadas en las regiones en las que se emplace 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 ordenamiento territorial”
3 Se entiende por Evaluación Ambiental Estratégica, según el artículo 2, letra i) bis de la Ley 19.300, que establece las Bases Generales del Medio Ambiente, como el procedimiento realizado por el ministerio sectorial respectivo, para que se incorporen las consideraciones ambientales del desarrollo sustentable, al proceso de formulación de las políticas y planes de carácter normativo general, que tengan impacto sobre el medio ambiente o la sustentabilidad, de manera que ellas sean integradas en la dictación de la respectiva política y plan, y sus modificaciones sustanciales;
4 La Ley N° 20.698 propicia la ampliación de la matriz energética mediante fuentes renovables no convencionales. Ésta establece que cada empresa eléctrica que efectúe retiros de energía desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 megawatt para comercializarla con distribuidoras o clientes finales, deberá acreditar que una cantidad de energía equivalente al 20% de sus retiros en cada año calendario haya sido inyectada por medios de generación renovables no convencionales.
5 El Consejo de Ministros para la Sustentabilidad es presidido por el Ministro del Medio Ambiente, y se compone además, de los Ministros de Agricultura; de Hacienda; de Salud; de Economía, Fomento y Reconstrucción; de Energía; de Obras Públicas; de Vivienda y Urbanismo; de Transportes y Telecomunicaciones; de Minería, y de Planificación, según lo establece el artículo 71 de la Ley 19.300, que establece las Bases Generales del Medio Ambiente.
6 Con anterioridad a la entrada en vigencia de la Ley de Transmisión, el sistema de transmisión troncal era financiado conjuntamente por empresas de generación y los clientes de acuerdo a la prorrata establecida en la LGSE.

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