En la segunda sesión de la Mesa de Diálogo Público-Privada coordinada por la Comisión Nacional de Energía (CNE) que tuvo lugar esta semana para abordar el mercado de corto plazo, afectado por los vertimientos de generación renovable, la congestión de la transmisión y el desacople de los costos marginales, expusieron sus diagnósticos y propuestas varios actores del sector, entre los que se cuentan Generadoras de Chile, Consejo Minero, Transmisoras de Chile y la Asociación de Comercializadores de Energía. Mayor claridad en las señales, revisar la regulación, resguardar la cadena de pagos y mejorar la planificación de la transmisión estuvieron entre los temas coincidentes.

Por el Consejo Minero, representante de las grandes compañías del rubro, el gerente de Estudios, José Tomás Morel, expuso las causas, efectos y correcciones que ven para los excesos de costos sistémicos que distorsionan los costos marginales. Respecto de aquellos derivados de la operación de centrales térmicas −atribuidos a una “excesiva inflexibilidad del parque térmico derivada de parámetros de operación fuera de estándares de eficiencia (mínimos técnicos, tiempos y costos de partida y detención)”-, el gremio propuso que el Coordinador Eléctrico (CEN) informe periódicamente sobre la compatibilidad de parámetros de operación con estándares de eficiencia y corrija brechas.

En el caso de los excesos de costos por reserva hídrica, se sindicó como causal que el actual decreto de racionamiento optó por un instrumento desalineado de la responsabilidad de los generadores deficitarios, lo que “distorsiona los costos marginales al no reflejar la escasez”. Frente a ello, el Consejo llamó a reforzar la responsabilidad de generadores deficitarios: “Si no lo hacen por sí mismos, los decretos de racionamiento deben disponer la acumulación de agua a través de la reserva operacional, que se verá reflejada en los costos marginales”.

Desde el Consejo Minero también consignaron un exceso de costos sistémicos invisibilizados debido a la inexistencia de un monitoreo permanente de los costos globales de suministro eléctrico, que redundaría en “decisiones sesgadas hacia la gestión de variables parciales y visibles (costo marginal, licitaciones de distribuidoras), desatendiendo los costos sistémicos”. Planteó que el CEN y/o la CNE publiquen mensualmente el costo de suministro global y desagregado en sus componentes, con una explicación de sus variaciones.

El gremio sostuvo que los incentivos de generadores a botar “malos” contratos, responderían según el CEN, a que las garantías son insuficientes, por lo que la autoridad regulatoria debería hacerse cargo de dicho análisis. En cuanto a la expansión de la transmisión, advirtió que sin una señal de precio para la localización de la generación hay un riesgo de inconsistencia en la expansión de esta, por lo que propuso que los planes de transmisión sean dinámicamente consistentes y expliciten dónde y por qué no se construirán obras.

Por su parte, Camilo Charme, gerente general de Generadoras de Chile planteó que el vertimiento es un fenómeno que enfrentan los sistemas eléctricos que incorporan crecientes niveles de energías renovables, y que debe ser gestionado activamente tanto por la autoridad como por el operador del sistema, dando señales adecuadas a los tomadores de decisiones.

“En el mundo, el desarrollo renovable está resultando en un aumento de desacoples y en una baja en los precios spot en esas zonas, lo que refuerza la importancia de una mejor planificación y gestión activa de la red de transmisión. Si bien los costos marginales iguales a cero no son una falla de mercado, sino el reflejo del nivel de disponibilidad de energía en un determinado momento y lugar, su ocurrencia hace necesario complementar el mercado con contratos de largo plazo”, agregó Charme.

Las propuestas de este gremio, centradas en la responsabilidad contractual, apuntan a que la CNE, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) y el Coordinador requieran formalmente los fundamentos de por qué empresas en cesación de pagos no han podido cumplir las obligaciones derivadas del contrato de suministro a clientes regulados; que la CNE solicite a distribuidoras y generadoras en posición de acreedoras que inicien los procedimientos para el cumplimiento forzado de las obligaciones de los contratos con clientes regulados, y que de mantenerse el incumplimiento, las distribuidoras soliciten la quiebra de las empresas incumplidoras (“no basta con someterse a la regulación de licitaciones de contratos, sino que también se deben adoptar medidas para procurar la estabilidad económica y jurídica de los contratos”); y el cumplimiento de lo establecido en la norma técnica de transferencias económicas por parte del Coordinador, en particular en lo relativo al monitoreo y resguardo preventivo de la cadena de pagos.

Se espera también que la CNE revise el marco regulatorio de las licitaciones de suministro para clientes regulados, donde sugirió incorporar mecanismos que aseguren mayor robustez financiera de los oferentes, que ante el incumplimiento permanente de un contrato adjudicado sea la CNE quien tenga la obligación de presentar la acción de cumplimiento forzado en tribunales, y analizar la incorporación en el diseño de licitaciones de suministro de factores que ponderen riesgos de congestión y desacoples en la oferta.

En tanto, la Asociación de Comercializadores de Energía (ACEN), que reúne a empresas que generan para vender suministro eléctrico a clientes libres como alternativa a las distribuidoras, propuso bajar el límite de la potencia para ser cliente libre, lo que permitiría reducir la energía que las distribuidoras tienen que comprar mediante los contratos licitados, dando más holgura; reducir la cantidad de nodos en que se valoriza la energía para efectos de las transacciones entre generadores, dejando las diferencias entre las áreas de influencia y de dichos nodos a un cargo único; avanzar hacia un nuevo modelo de valorización de la energía, migrando desde un sistema marginalista, que presenta intereses en lograr que los costos marginales sean mayores, a un sistema de ofertas; independizar la expansión de la oferta de las licitaciones de suministro regulado, pasando de un modelo puramente basado en licitaciones reguladas a uno basado en objetivos de costos, en vez de cubrir la demanda; y crear un mercado secundario de energía líquido, que permita mayor y mejor acceso a la banca, donde una posibilidad sería implementar garantías Corfo.

A la salida de la reunión su secretario ejecutivo, Eduardo Andrade, destacó que hasta ahora hay coincidencia respecto de que el mercado eléctrico no enfrenta ninguna crisis. A su juicio y haciendo referencia a la situación de las firmas de energía renovable María Elena Solar e Ibereólica Cabo Leones II, solo se trata de dos empresas que han recurrido a un mecanismo permitido por los contratos para ponerles términos y si surge otro problema, la CNE debe intervenir para que se cumplan las cláusulas contractuales. Lo que sí, indicó, es que se debe ver si se requiere cambiar las cláusulas para futuras licitaciones.

A su vez, Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chile, detalló que los proyectos de infraestructura en este ámbito requieren mayor claridad y agilizar la permisología de líneas en desarrollo. Como medidas de corto plazo este gremio sugirió avanzar hacia la discusión y elaboración de una norma sobre los automatismos (componentes y elementos eléctricos que permiten la conexión, desconexión o regulación automática de la energía eléctrica procedente de la red eléctrica hacia los receptores), a fin de definir “quién, dónde y cómo” se determina la conveniencia de su instalación y la correcta asignación de riesgos y quién asume la responsabilidad frente a eventuales fallas de estos. Además, estudiar medidas para resguardar la cadena de pagos y mitigar insolvencias, como si son suficientes las garantías para el pago de deudas; el uso de holguras en los contratos; la sociabilización de los sobrecostos, y qué hacer frente a eventuales insuficiencias de energía y falencias de pago.

Para el mediano plazo, planteó ajustar la planificación del almacenamiento y habilitar baterías (BESS) sobre cinco horas en el caso de la transmisión, a fin de que su uso no se limite a contingencias, sino también al de “líneas virtuales”. Y en cuanto a medidas para dar flexibilidad e inteligencia a la red, consignó el repotenciamiento de líneas existentes y la electrónica de potencia. Mientras que para el largo plazo, lanzó algunas preguntas clave: ¿El proceso de planificación vigente entregará un nivel óptimo de transmisión que maximizará el bienestar social en el país? ¿Las inversiones serán hechas de forma eficiente y al mínimo costo dado el objetivo que se busca?

Según Transmisoras de Chile, las metodologías actuales no son robustas ni “integradas”, ya que hacen una evaluación separada de elementos (por ejemplo, líneas y almacenamiento en vez de líneas + almacenamiento); la minimización de costos de operación no recoge todos los beneficios de la red; el manejo del riesgo es insuficiente y no se aprovechan economías de escala). Entre los cambios a la planificación sugirió definir la red del futuro y sus atributos, para luego determinar la ruta costo eficiente, y en materia de institucionalidad, separar al planificador del tarificador, entre otras cosas.