Reclaman obligación de pago por servicio de respaldo a renovables que producen en el antiguo sistema del norte, pese a que operan en el centro.
De la expectación y el debate en torno a la definición del marco comercial de los servicios que respaldarán la intermitencia de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), la industria eléctrica pasó a las acciones para que se determine a quién o, más bien, a quién no le corresponde asumir los costos asociados a estas prestaciones, especialmente tras la interconexión, en octubre pasado, de los principales sistemas eléctricos del país.
En este contexto, las empresas hidroeléctricas La Higuera y La Confluencia (ligadas a la china SPIC -a través de PacificHydro- y la estatal noruega Stratkraft) acudieron al Panel de Expertos, instancia especializada que dirime las discrepancias en el sector, porque se niegan a pagar los costos asociados a los servicios complementarios para estabilizar la generación renovable eólica y solar, en la zona del otrora Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), donde no tienen presencia porque sus operaciones están en el ex Sistema Interconectado Central (SIC).
“Desde sus inicios hasta el día de hoy y en el futuro, la remuneración de los servicios complementarios es de cargo de las empresas eléctricas que operan coordinadas con los servicios complementarios, de acuerdo a las condiciones y características especiales de cada sistema eléctrico, debiendo el coordinador disponer su uso u operación garantizando la operación más económica”, dice La Higuera en el escrito presentado ante el Panel,aseguró Diario Financiero.
Añade que la seguridad que otorgan estas prestaciones a la coordinación sólo alcanza a las empresas que requieren este respaldo, “siendo ello la causa de la contribución a la coordinación que éstas deben soportar, debiendo así establecerlo el coordinador al determinar las transferencias respectivas”.
La eléctrica reclama que el Coordinador Eléctrico Nacional le asignó la remuneración de servicios prestados en la zona norte del actual sistema nacional “en condiciones operacionales transitorias, que se extenderán hasta el término de las obras de interconexión, durante un número importante de horas del día”.
Estos trabajos corresponden a la habilitación completa de la línea de transmisión Cardones-Polpaico, cuya habilitación se espera hacia fines de este año.
La semana pasada el Coordinador Eléctrico respondió a la discrepancia, asegurando que se trata de una acción extemporánea y explicó que a contar de noviembre del año pasado calcula los pagos de servicios complementarios respecto de todo el sistema y no como plantean las empresasm, como redes independientes, ya que pese a eventuales desacoples que se producen, el sistema se mantiene operando como una misma unidad y no como las estructuras independientes que eran previo a la interconexión.
El académico de la Universidad Católica y fundador de Breves de Energía, Cristián Muñoz, explica que la discrepancia contra el Coordinador Eléctrico se centra en aquellas horas en que ambos sistemas operan desacoplados como consecuencia de los trabajos de ampliación que se realizan en las líneas del norte del país.
“Al operar ambos sistemas de manera interconectada, se hace necesaria la actualización cuidadosa, no sólo de las normas técnicas, sino que también de los reglamentos que regulan las transacciones comerciales entre los generadores”, apunta el especialista.
Añade que la Ley de Transmisión no se hizo cargo de estos temas al trazar lineamientos generales para la elaboración de una regulación definitiva como, por ejemplo, que los clientes absorban directamente todos los costos relacionados con estas prestaciones tal como sucede con la transmisión.
La Ley de Transmisión establece que los servicios complementarios sean regulados a partir de un reglamento que aún no entra en vigencia porque hace unos meses el Ministerio de Energía retiró el texto de la toma de razón ante la Contraloría con la finalidad de hacerle ajustes.
En la cartera explicaron que acaban de reingresar la norma a toma de razón con modificaciones en algunos aspectos.
“Se incorporó la publicación de información de las ofertas para las respectivas subastas, con antecedentes que a la vez mantengan los principios de transparencia y asegurando la competitividad de este mecanismo”, dijeron desde la secretaría de Estado.
Trascendió que la autoridad habría advertido que el diseño de las subastas de estas prestaciones podría beneficiar más a las generadoras con una mayor componente hidroeléctrica en su mix de generación, dado que esta tecnología es la más idónea, aunque no la única disponible, para prestar estos respaldos a la generación renovable de fuente variable.
En la industria comentan que la fórmula que estaba en el reglamento complicaba la competencia.
FP
