Ante frecuentes críticas de representantes de la industria que acusaban que al sector eléctrico le faltaba liderazgo, señales de precios, planificación, pero por sobre todo, acciones para enfrentar problemas de corto plazo, el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Marco Mancilla, responde que el gobierno está consciente de la situación y actuando en consecuencia.

Este ingeniero civil industrial, que suma un cuarto de siglo en ese organismo regulador y donde hasta antes de ser llamado a liderarla por este gobierno −primero como subrogante y desde el mes pasado, como titular− era jefe del Departamento de Hidrocarburos, enfatiza que buena parte de lo señalado tiene que ver con el diseño de políticas públicas, leyes, reglamentos, normativas, que están fuera del ámbito de la CNE, aunque son materias en las que apoyan el ministerio.

“El ministro Pardow se está haciendo cargo de una serie de problemas de larga data desde el punto de vista regulatorio, como lo ha demostrado en la tramitación de la Ley de Almacenamiento, en el impulso que le dará a la Ley de Promoción de Energías Renovables y en las distintas mesas de trabajo público-privado donde se están revisando el reglamento de potencia, las situaciones de insolvencia y el mercado mayorista o de corto plazo. También estamos viendo una eventual propuesta para un proyecto de gas natural. Es decir, estamos tomando el toro por las astas”, explica.

Y agrega: “Incluso en la mirada de largo plazo, que tiene que ver con la transición energética y la descarbonización, hemos trabajado en forma tripartita −ministerio, CNE y Coordinador− en levantar condiciones habilitantes para que estos procesos sean exitosos. Y eso se hace cargo de muchas de las cosas de la transición, de cómo llegamos al objetivo resguardando a los consumidores, la industria y la seguridad del sistema”.

¿Es partidario de mantener o adelantar las metas de descarbonización?

Más importante que los plazos que se fijan es que el objetivo como política pública-país está claro; esto viene distintas administraciones y hay consenso a nivel de la industria y de los académicos. Si es posible adelantarnos respecto de las metas iniciales, mejor aún. Lo importante es que se haga bien y las condiciones habilitantes son clave porque determinan los plazos razonables para cumplirlo. El foco debe ponerse en las condiciones habilitantes más que en el plazo concreto. La situación de Bocamina muestra que esto no es lineal, puede haber avances y retrocesos por cosas exógenas a la decisión de la autoridad. Lo importante es que en el promedio avancemos.

¿Hasta cuándo la buena hidrología y nieve de este año despejan los riesgos de abastecimiento?

La nieve acumulada en la cordillera de las cuencas de embalses ha sido mejor que la del año anterior, lo que aumenta la proporción de generación hidroeléctrica en el sistema interconectado. Esto impacta en los resultados de los modelos que proyectan la operación, los que no prevén problemas de abastecimiento para los meses estivales. Sin embargo, el presente año hidrológico sigue bajo lo normal.

Las condiciones de abastecimiento eléctrico desde abril en adelante, aparte de depender de la temporada de lluvias que comienzan ese mes, también dependerán del suficiente abastecimiento de gas natural para las termoeléctricas, tanto desde Argentina como GNL del resto del mundo. Por estas y otras razones, estamos monitoreando la situación para de ser necesario tomar medidas en pro de minimizar riesgos de suministro eléctrico, sobre todo entre abril-septiembre 2023.

¿Hay crisis en el sector de las energías renovables tras la cesación de pagos de dos pequeñas empresas del sector?

No hay crisis. La primera etapa de penetración de energías renovables fue muy exitosa y relativamente fluida, pero ahora los cambios tecnológicos y situaciones de mercado hacen que pasar a la segunda etapa sea más complejo. También hay factores exógenos mundiales impactando en la situación actual y eso ha dificultado más el paso a esta segunda fase, en que hay que hacerse cargo de cosas más estructurales.

Lo que tenemos es una situación acotada de dos empresas, que tanto la CNE como el Coordinador estamos abordando con la normativa vigente. El ministro pidió hacernos cargo de factores sistémicos, exógenos, que pueden estar afectando el mercado en general. Por eso se creó la mesa de diálogo con generadores, distribuidores, transmisores, clientes libres, etcétera, para que hagamos un diagnóstico. Probablemente haya que hacer algo en términos regulatorios y de operación del sistema; esperamos tener listo el trabajo en diciembre.

Uno de los diagnósticos transversales es que la regulación de la transmisión se quedó corta respecto del avance tecnológico de las energías renovables. Si bien hubo una reforma importante en 2006, hay que hacer modificaciones para que no sea el cuello de botella de la transición energética. El ministro ha dicho que su prioridad, luego del proyecto de Ley de Promoción de Energías Renovables, es el proyecto de Promoción de la Transición Energética, anunciado hace unos días.

¿Por qué no han avanzado con más proyectos relevantes de transmisión si la capacidad de Kimal-Lo Aguirre está copada antes de que se construya?

Eso no es tan así. En el plan de expansión 2021 se incluyó una instalación de almacenamiento de gran escala, el control de flujo Parinas-Lo Aguirre, con una inversión sobre US$ 200 millones. Este proyecto definido por el regulador permitirá aumentar la capacidad de transmisión desde el norte hacia la zona central, así es que en paralelo sí se van haciendo cosas. Estamos a la espera del decreto del Ministerio de Energía para que la construcción sea licitada por el Coordinador.

¿Hay muchas demoras burocráticas en todos estos procesos?

Eso es parte de lo que se abordará en el proyecto de ley en se verá la transmisión. Yo no diría que son tiempos burocráticos, sino los que se requieren para hacer un análisis técnico efectivo y eficiente de los proyectos. Hay que tener cuidado con disminuir mucho los plazos.

Más que en tiempos de tramitación, se podría pensar en una planificación de la transmisión separada entre proyectos de largo plazo, que pueden tener un tiempo más largo de decisión de parte del regulador; y aquellos urgentes, donde un plan de expansión anual puede ser mucho tiempo para que estas obras salgan antes. También es parte del análisis si el regulador puede tener la facultad de definir obras urgentes; actualmente solo son definidas por nosotros si alguien las solicita.

¿Es momento de revisar el marco regulatorio de licitaciones de suministro para clientes regulados?

Siempre es revisable, la última vez se hizo en 2015. Pero antes de revisar el marco regulatorio hay que ver si las bases de las licitaciones, que son prerrogativa de la CNE, requieren perfeccionamientos. Para la siguiente licitación estamos pensando en qué aspectos mejorar, tanto por los resultados del último proceso como por las empresas que cayeron en insolvencia. Pero el marco regulatorio nos pone límites. Se pueden poner exigencias de capacidad de suministro para los bloques en que se hace la oferta, como hicimos la última vez, y eso da más seguridad de que quien se lo adjudique tendrá capacidad de inyectar la energía.

¿Están incorporando los costos de la transición a la carbono neutralidad?

Sí. En la última licitación se estableció la obligación de tener respaldo para las ofertas en los distintos bloques horarios; perfectamente alguien con una central solar podría ofertar por las 24 horas, asumiendo el riesgo de compra en el mercado spot. Estamos pensando si avanzar más en esta línea o no.

¿Cuáles serían las “condiciones suficientes” para autorizar el término anticipado de contratos suspendidos?

Lo que nos interesa es que las suministradoras cumplan con sus obligaciones. Nos parece que autorizar algo así entregaría incentivos inapropiados para dejar de cumplir obligaciones libremente asumidas en una licitación supervisada por el Estado de Chile.

¿No es mejor sincerar el mercado y sacar los contratos con precios imposibles de sustentar en las actuales condiciones?

Que sea imposible o no es relativo y depende de la situación de cada empresa. Una compañía con riesgo diversificado en distintos contratos, tecnologías y ubicaciones geográficas está en mejores condiciones para sustentarlo que una mono tecnológica ubicada en un lugar. Podría haber contratos con precios bajos perfectamente posibles de servir por sus dueños. El precio bajo no es condición limitante a priori.

¿Cómo se llega a que una empresa con garantías por $ 900 millones acumule acreencias por $ 4.000 millones sin que salten alarmas?

Es uno de los temas que se está analizando en la mesa de corto plazo y es posible que haya que perfeccionar cómo se definen y recalculan periódicamente las garantías, para que funcionen como tal y haya un monitoreo permanente.

Más allá del déficit de transmisión, ¿proyectan abordar los costos sistémicos que distorsionan los costos marginales?

Estamos analizando cómo influyen las condiciones habilitantes para la transición energética. Los costos sistémicos derivan de las dos etapas de la transición energética que mencioné. En la medida que no haya condiciones habilitantes, los costos sistémicos estarán porque se requieren para dar seguridad al sistema, por ejemplo tener unidades carboneras o termoeléctricas. Con el avance en las condiciones técnicas habilitantes se podrán ir disminuyendo los costos sistémicos. Esa es una vía de ataque del problema. Otra vía, más de fondo, es reformar el esquema regulatorio de la generación e ir a un esquema de costos ofertados. El ministro evalúa cuál es la reforma profunda que se trabajará el próximo año. Mientras eso no esté, el almacenamiento será un gran factor de alivio de estos costos.

Respecto del actual decreto de racionamiento, ¿tenía sentido remunerar adicionalmente la adquisición de diésel?

No fue necesario ocuparlo en 2022 y evaluaremos el esquema. Por un lado hay que considerar que es un combustible fósil con dificultades de abastecimiento, pero el esquema de diésel de seguridad propendía a mejorar el abastecimiento. Hay que ver si hay otra opción.

¿Es momento de abrir el debate sobre el modelo de tarificación del mercado mayorista de generación? ¿La CNE no estaba estudiando la opción de ir hacia un modelo de oferta?

Tenemos las conclusiones que propuso el consultor, pero no hemos hecho recomendación porque no se ha abierto la puerta a nivel político para discutir el tema. Entiendo que el ministro Pardow analizará si es la reforma por hacer u otra. Hay tiempos políticos de por medio porque estas son reformas profundas y complejas.

Una de las críticas que se le hace a la CNE es el atraso de los procesos tarifarios. ¿Por qué se han llegado a juntar dos fijaciones y cuál es plan de acción en este ámbito?

Efectivamente, me tocó asumir la dirección de la CNE con una serie de procesos tarifarios en curso que han tardado más de lo originalmente planificado y, dados los plazos legales, casi inmediatamente terminado uno debe iniciarse otro, lo que implica que cualquier atraso se arrastra al proceso que sigue. La mayoría de las veces estas situaciones son por causas exógenas a la CNE, por ejemplo la disponibilidad de información base para los procesos de calificación y valorización de la transmisión. En otros casos ha influido el tratarse del primer proceso con una nueva regulación, como el Valor Agregado de Distribución, donde por primera vez empresas y regulador supervisan en conjunto el trabajo del consultor que elabora el estudio de costos.

El desafío durante mi dirección es converger hacia plazos adecuados. La clave es la capacidad de gestión, adelantarse a posibles causas de atrasos y mitigar sus efectos. Por ejemplo, el Departamento de Hidrocarburos ha implementado todos los procesos regulatorios derivados de la Ley N°20.999 en tiempo y forma, gracias a la capacidad de gestión y planificación.