RODRIGO CASTILLO *

La conflictividad del sector eléctrico de Chile aumentó con el incremento de actores y la complejidad respecto de cambios estructurales frente a nuevas tecnologías. Los criterios de planificación y despacho de una época reciente en que la matriz estaba conformada principalmente por un mix hidro-térmico quedaron obsoletos y debemos adaptarnos.

Esta adaptación ha sido difícil y ha derivado en una ola de discrepancias sobre decisiones del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). Un ejemplo es la reciente discrepancia N°26 2023 en contra del CEN, cuyos alegatos, de ser correctos, dan cuenta respecto de cómo una simple decisión de la autoridad (una minuta de operaciones) habría traído una cadena de consecuencias entre octubre de 2021 y diciembre de 2022 que se resumen así: 1) habría implicado la operación continua de centrales a diésel con un sobrecosto para el sistema de más de US$70 millones; 2) respecto del resto del sistema interconectado, habría duplicado los precios spot promedio en Puerto Montt y los habría triplicado en el bloque solar; y 3) habría aumentado el costo de las compras de energía a los generadores de la zona por unos US$200 millones.

Así, la medida habría provocado un desequilibrio financiero insostenible en los generadores renovables adjudicados con energía regulada en 2015, ya que, a causa del desacople que habría provocado el CEN, debieron comprar energía en el mercado spot a un promedio de US$200/MWh, para luego venderla en sus contratos a un precio promedio de US$65/MWh durante 2021.

De acuerdo a la empresa discrepante, la razón de que el precio ofertado por los generadores no incluyera el riesgo de congestión en transmisión, se explica por la ley de transmisión de 2015, la cual comprometió que las líneas requeridas por el sistema estarían construidas a tiempo. Esta es una de las causas de la reciente declaración en insolvencia de algunos generadores renovables y que, además, pone en riesgo a otros.

A la vez, si hacemos fe de lo señalado por la discrepante, el CEN no habría cumplido su mandato de operar el sistema a mínimo costo y se habría negado a evaluar alternativas que, siendo más económicas, aseguraban la calidad de servicio, como la instalación de sistemas de automatismos que permiten aumentar las transferencias en las líneas.

El CEN tampoco habría cumplido su mandato de vigilar las condiciones de competencia, ya que la aplicación de un procedimiento interno para que los mismos generadores puedan proponer automatismos, da por hecho que existe un mercado de desconexión de cargas en donde los generadores pueden adquirir estos servicios, sin embargo, en la práctica no hay evidencia de acuerdos, lo que indica una falla de mercado que conlleva que el referido Procedimiento Interno devenga en inaplicable para muchos casos.

No planteo que todas las afirmaciones que sustentan estas controversias sean correctas, pues desconozco los detalles, sino que hay que tomarlas como ejemplo de la relevancia que pueden tener para el desarrollo de la industria renovable simples definiciones administrativas del CEN.

Esto debiera hacernos mirar con cuidado las definiciones y asegurarnos que sean las más adecuadas para cumplir con la regla fundamental de la coordinación, cual es que, respetando los criterios de seguridad, se debe conseguir la operación más económica. Eso es, ni más ni menos, de lo que trata la mayoría de las últimas denuncias y discrepancias relativas a la coordinación y sus efectos en la competencia.

* Socio de Táctica Abogados Consultores y Director Magister en Regulación Económica UAI