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Discrepancias sobre el uso de instalaciones de transmisión adicionales, en el ejercicio del derecho del acceso abierto, fue el tema más discrepado en el Panel en 2022.

El acceso abierto es un tema muy relevante para el correcto funcionamiento de la industria energética y se suelen enfrentar dos intereses dispares: el dueño o usuario original de la línea dedicada, por una parte, y por la otra, el nuevo entrante, el tercero que quiere hacer uso de la eventual capacidad disponible mediante el ejercicio del derecho que le otorga el acceso abierto.

La reforma de 2016, que amplió el concepto de acceso abierto, quedó algo ambigua en lo relativo a algunas materias, cuestiones que se han ido aclarando con los dictámenes del Panel.

A grandes rasgos, las novedades de los dictámenes del año 2022 han sido las siguientes:

• Que para determinar la capacidad disponible de una línea dedicada deben considerarse las condiciones de seguridad pactadas en los respectivos contratos de peajes. La discrepancia se refiere en especial al criterio del N-1, señalándose que en caso de que en un contrato de peaje hubiera pactado dicha calidad de servicio, aquello debía considerarse para efectos de determinar la capacidad disponible de la línea, de modo que no estaba disponible para el uso de un tercero. Esto es una buena noticia, porque se da preminencia a los contratos y a las condiciones de seguridad pactadas en ellos. No debemos olvidar que las instalaciones dedicadas se adecúan a los requerimientos del usuario original para la cual fue construida, de modo que si aquel espera una calidad de confiabilidad mayor, mediante el criterio N-1, corresponde que terceros ajenos respeten ese acuerdo (Discrepancia 6-2022).
• Que para determinar la capacidad disponible de una línea dedicada debe considerarse los automatismos de desconexión de generación (EDAG), si aquellos ya están presentes en las instalaciones. Esta discrepancia es relevante por cuanto obliga al coordinador a determinar la capacidad disponible considerando la presencia de automatismos en la línea. El asunto fue bastante debatido, y la decisión fue dividida dentro del Panel (Discrepancia 27-2022, con votos de minoría en la decisión).
• Que para considerar un automatismo del tipo EDAG al determinar la capacidad disponible se requiere la voluntad del propietario de las instalaciones dedicadas. Esta decisión complementa la jurisprudencia manifestada en la discrepancia 27-2022, descrita en el punto anterior. En la primera discrepancia el EDAG existía, y en la segunda se pedía que se modelase como si existiese. Acoger esta discrepancia hubiera abierto la discusión sobre quién debiese hacer esas modificaciones en las instalaciones, si el discrepante o las empresas que ya utilizan la línea. El Panel optó por lo práctico, si las instalaciones no cuentan con automatismos que aumenten su capacidad de transporte, no puede simularse como si existiesen para determinar la capacidad disponible de las instalaciones. (Discrepancia 36-2022).
• Que para la determinación de la capacidad técnica disponible se deben considerar las condiciones de operación más exigentes. El hecho que una unidad generadora no haya sido despachada en un cierto periodo, por extenso que este sea, igualmente debe ser considerado en el cálculo de la capacidad técnica disponible (Discrepancia 37-2022).
• Que para la determinación de los pagos por los sistemas dedicados no deben considerarse las holguras no utilizadas de las líneas. El pago de las instalaciones dedicadas no depende de la capacidad de la línea, sino del uso que se hace de ellas. Haber acogido la discrepancia aseguraría a los dueños de las líneas dedicadas el pago del 100% de sus instalaciones, independientemente del uso que se tenga de ellas. Varias discrepancias del año 2022 confirman esta decisión.

Una lectura detallada de todas estas discrepancias guarda una armonía que a veces no resulta evidente de la primera lectura de las decisiones, pero al revisar con detalle los hechos debatidos, va quedado clara la jurisprudencia del Panel, y se esclarecen varias situaciones que en su momento la regulación no precisó.

Luego del acceso abierto, el segundo tema más discrepado fue la operación del sistema eléctrico, en especial por la vía de discrepar de los IVTE, esto es, de los Informes de Valorización de Transferencias Económicas. Hay siete discrepancias que se refieren al tema.

Un tema recurrente en este tipo de discrepancias se refiere a los criterios de seguridad utilizados por el Coordinador para la operación del sistema. Reiteradas veces las empresas generadoras discreparon contra él sobre el uso de criterios que priorizan excesivamente la seguridad en desmedro de la operación económica del sistema.

Sobre la discusión, seguridad versus costos, nos parece evidente que, a la luz de la regulación, el Coordinador tiene muchos más incentivos a resguardar la seguridad del sistema que a la reducción de los costos de operación. Claramente, cuando ambos temas están en tensión el Coordinador preferirá la posición más conservadora. El temor a que el sistema tenga una falla siempre será mayor a que el sistema opere a un mayor costo.

En esa tensión el Panel suele apoyar al Coordinador en sus decisiones, pero con matices.

En todos los casos del año 2022 en los que fue evidente esta tensión, la intervención del Panel fue siempre posterior a la decisión del Coordinador, de modo que el Panel no hubiera tenido mucho que hacer. ¿Qué hacer cuando el Coordinador opera una instalación por razones de seguridad y alguien discrepa? No vemos que el Panel sea la instancia adecuada para corregir la operación diaria del Coordinador, pues no puede el Panel, por una simple razón de plazos. Además, al acoger una discrepancia nunca podrá echar el tiempo atrás, ya que la operación del sistema fue la que fue, y nadie la podrá modificar. La alternativa que buscaron las empresas fue pedir la modificación de los balances, tratando de revertir los efectos económicos de la decisión del Coordinador, pero aquello tampoco tuvo éxito.  

Creemos que este tema seguirá por años en los debates, y las empresas generadoras intentarán diversas estrategias para lograr una mayor flexibilidad al momento de establecer restricciones de seguridad que encarecen la operación del sistema. Ya hay una discrepancia en curso este año que ha revivido este debate.

Este problema, de tener alguna solución, parece ser más bien regulatoria mediante un perfeccionamiento de la normativa en aquellos espacios que se estime que la discrecionalidad del Coordinador es excesiva, más que mediante el ejercicio de discrepancias. Tampoco parece razonable que sea el Panel el que dicte los criterios de operación del sistema eléctrico a futuro.

El tercer tema en importancia se refiere a los procesos de fijación de precios, en general, y tarifarios en particular. Se presentaron cinco discrepancias relativas a precios regulados. De esas cinco, una se refería al precio de la potencia de suficiencia y otra a la determinación de los precios de los servicios complementarios. Las tres restantes se referían a procesos tarifarios seguidos ante la CNE, a saber: tarificación de sistemas medianos, costos de distribución de gas, y valorización de la transmisión.

Analizar los resultados de esos procesos excede el ámbito de este documento, pero es relevante destacar que corresponde a una instancia muy valiosa. Una de las funciones más relevantes del Panel es resolver, en un espacio técnico, las diferencias que afectan al valor con el que debe prestarse un servicio.

El cuarto tema en relevancia, que además es recurrente anualmente, es el plan de expansión de la transmisión. Este invitado habitual esconde mucho más de lo que su apariencia externa parece indicar. Se trata de muchas discrepancias individuales acumuladas bajo un único de rol.

La planificación de la transmisión es un proceso muy complejo y es sin duda alguna el proceso regulatorio más relevante para el desarrollo del sistema eléctrico nacional.

La revisión de las discrepancias del plan de expansión de ese año no fue muy diferente a la de los años anteriores. Participó nuevamente un actor que, motivado por la disminución de pagos por peajes, buscó impedir la ejecución de determinadas obras.  Junto a aquel, comparecen empresas generadoras y transmisoras que actúan en el sentido contrario, esto es, la búsqueda de más obras en el plan.

En todas estas discrepancias, muchas veces, es su afán de ganar las empresas aportan antecedentes nuevos que no fueron nunca puestos en conocimiento de la CNE, lo que hace difícil el proceso de defensa del plan, y transforma esta instancia en una extensión el proceso de evaluación. No es así extraño que el Panel requiera a la CNE amplíe su evaluación a esos antecedentes nuevos aportados por las empresas.

Nos parece que esta forma de proceder es contraria a la correcta ejecución plan de expansión. Si bien el Panel actúa en general cautamente, y tenemos la impresión que la CNE queda generalmente conforme con los resultados del proceso de discrepancias, la relevancia del tema parece requerir un tratamiento legal diferente al actual.

Nuestra experiencia en estos procesos nos hace sugerir algunos cambios:

• La periodicidad de plan debiera ser al menos bianual. Nos parece que la complejidad del proceso no justifica su ejecución anual.
• Debieran considerarse otras opciones para obras urgentes mediante un mecanismo diferente al plan de expansión.
• Las opciones de las empresas de discrepar debiesen estar limitadas a causales específicas, por ejemplo:
  • Dejar sin efecto obras sólo cuando fueron aportados antecedentes dentro del proceso regular. No debiera permitirse así que se pida exclusión de obras alegando antecedentes nuevos, ni tampoco forzando la prueba en el regulador.
  • El discrepante debiera ser el encargado de probar el fundamento de su petición y acreditar que oportunamente acompañó esos antecedentes, y no a la inversa, donde bajo la práctica actual se le pide a la CNE que deba justificar su decisión. Esto es un simple tema jurídico, la carga de la prueba debe recaer en quien pide excluir la obra, y no a la inversa.
  • Debiera limitarse la posibilidad de que las empresas insistan con obras que no consideró la CNE en su plan de expansión, salvo que se cuente con el apoyo del Coordinador u otra instancia técnica similar.
• Debiera regularse la intervención del Coordinador en el proceso, de modo que aquel tenga una intervención reglada, y no suceda como en el proceso 2022 que intervino muy tardíamente objetando una obra propuesta por la CNE.
• Debieran ampliarse los plazos del Panel para resolver estas discrepancias. El Panel cuenta con la competencia técnica adecuada para la revisión de las discrepancias, pero los plazos reglamentarios coartan seriamente ese ejercicio.

En fin, la planificación requiere cambios para que se gane en rapidez y certeza. La revisión de la discrepancia del año 2022 entrega antecedentes de las mejoras que se pueden hacer al proceso.

Para terminar esta revisión anual, siempre es bueno recordar lo valioso que ha sido esta instancia del Panel de Expertos para la resolución de conflictos dentro del mercado eléctrico. El 2022 ha sido un buen ejemplo de ello.