El organismo estima que el alza de clientes libres en este nivel obliga a garantizar la independencia entre estas dos labores.
En medio de la incertidumbre en torno al momento en que el Ministerio de Energía podrá retomar la tramitación de las reformas que tiene en carpeta, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), el organismo que opera el sistema, fijó posición ante la reforma a la ley de Distribución o ley larga, que la cartera esperaba tramitar este año.
“Resulta menester que la futura reforma de la ley en materia de distribución contemple mecanismos que favorezcan la competencia. En particular, se estima que tal modificación debe garantizar la independencia entre la figura del comercializador y del distribuidor (…) La separación vertical completa sería el esquema más eficiente para garantizar dicha independencia”, es una de las recomendaciones que la Unidad de Monitoreo de la Competencia (UMC) del CEN incluyó en su informe anual de actividad.
Separar las labores de comercialización de la energía y la gestión de las redes se requiere, dice el organismo, por el aumento sostenido de los clientes que migran del régimen regulado al libre y que están conectados en las redes de las concesionarias eléctricas. De acuerdo con el informe, estos pasaron de 1.100 en enero de 2019 a más de 1.700 al cierre del año.
“La motivación detrás de este tipo de restricciones es evitar potenciales conductas que tiendan a limitar el acceso abierto a las instalaciones así como las asimetrías de información, beneficiando a las partes relacionadas”, explican en el CEN.
Persiste congestión en redes de transmisión El análisis del Coordinador también arroja que aunque la entrada de la megalínea eléctrica Cardones-Polpaico aumentó la capacidad de transporte de energía reduciendo la congestión, de todas formas el año pasado solo el 46% del tiempo el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) operó totalmente interconectado. El resto de las horas, la red estuvo fraccionada en subsistemas aislados, producto de los cuellos de botella.
La zona de Puerto Montt, en el extremo sur de la red, tuvo el mayor tiempo de desacople, lo que elevó el precio mayorista o costo marginal de la energía, con promedios por sobre los US$ 100 por MWH en los meses de febrero, marzo y abril; superior a los valores del resto de la red. En el CEN precisan que el beneficio del tendido de Interchile se produjo durante la segunda parte del año pasado y se requiere nueva infraestructura para seguir reduciendo el fraccionamiento de la red.
“Mientras no se materialice la línea HDVC, de corriente continua, propuesta en el plan de obras y considerando el ingreso de nuevas centrales renovables variables, podrían existir situaciones de congestión y desacoples en el mediano plazo en el sistema”, advierten.
El informe indica, además, que una consecuencia de este fraccionamiento del sistema es un mercado medianamente concentrado, pese que el número de empresas generadoras se ha incrementado en forma importante.
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