(Diario Financiero) A cinco de meses desde que se concretó la interconexión de las principales redes eléctricas del país, la gestión del Coordinador Eléctrico Nacional, organismo que tiene a su cargo la operación del sistema, ha estado en el centro de las críticas. ¿La razón? Los reiterados atrasos y correcciones en los cálculos de los pagos que deben realizar los integrantes del sistema, vale decir, generadoras, empresas de transmisión y usuarios, ya sean clientes libres o distribuidoras.
Según estimaciones de la industria, se pueden cifrar en varios millones de dólares el impacto de estos ajustes. Aunque para las eléctricas de mayor tamaño no tiene una implicancia significativa, entre pequeños actores que han irrumpido en los últimos años, ha provocado más de un impasse. Esto, porque los flujos que ellos reciben se ven reducidos, a lo que se suman factores tributarios, por la constante emisión de facturas y posteriores notas de crédito para ajustar los montos corregidos por el coordinador.
Junto con administrar la operación del sistema con un criterio económico, determinando las centrales que deben operar en cada momento del día según la demanda y sorteando en muchos casos restricciones de seguridad dadas por los cuellos de botella en la capacidad de transporte de la energía, el Coordinador Eléctrico Nacional también tiene a su cargo la gestión de procesos como el balance financiero ente la energía que se inyectó al sistema y aquella que se retiró, a partir de lo cual se desencadenan los pagos o las recaudaciones, según sea el caso.
El problema se suscitó, explican en el sector, porque posterior a la unión de los desaparecidos Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC y del SING, la prioridad para el organismo continuador fue lograr con éxito la unión de ambos sistemas, hito que se logró a doce meses desde esa integración.
De hecho, cerca del mediodía del 21 de noviembre pasado se concretó la interconexión SIC-SING sin que nadie en el país lo notara. Ese fue el principal requerimiento para los técnicos involucrados: que la unión se produjera sin apagones que pudieran poner en tela de juicio este hito, a diferencia de lo que sucedió en el caso de Ecuador y Colombia, donde sufrieron tres blackout antes de conseguir el objetivo.
De ahí la decisión del Coordinador y su consejo directivo de enfocar a todos los equipos en esa tarea y dejar en segundo plano otros procedimientos, como los balances económicos o trámites como la conexión de instalaciones.
Hoy estos otros temas son los que han levantado las críticas de la industria, según reconoce el director ejecutivo de esta corporación, Daniel Salazar, quien señala que los principales gremios del sector, las asociaciones de Generadoras, de Energías Renovables (Acera) y de Consumidores No Regulados (Acenor), les han planteado directamente el tema. Esa etapa de operación correspondió a una fase de instalación, asegura Salazar. La semana pasada, en la primera cuenta pública de la entidad, el ejecutivo dijo que hoy la situación es distinta y el Coordinador Eléctrico está en una transición en la que buscan corregir estas situaciones que han provocado la molestia de las empresas que se relacionan en el sistema.
Estos “dolores del crecimiento” no sólo se explican por el hecho de lidiar con equipos más numerosos por la unión de los dos antiguos CDEC, sino que la reforma legal que instauró al coordinador, le asignó tareas adicionales, como el monitoreo de la competencia y la creación de unidades como la de ingeniería y proyectos.
A ello se suma el enfrentar un mercado eléctrico que cambió y creció debido a la irrupción de nuevos generadores de menor tamaño y de un número cada vez mayor de clientes. El Coordinador no estaba preparado para esto, especialmente en pleno proceso de ajuste interno, lo que incluyó una reorganización de funciones al interior de sus equipos.
Además, algunos nuevos coordinados no están preparados, como las empresas más grandes, para entregar la información con el nivel de detalle y la forma que se requiere para que, a su vez, el coordinador pueda cumplir con tareas como los balances económicos de energía.
¿Cuál es la condición del coordinador?
El Coordinador Eléctrico es una corporación autónoma de derecho público, sin fines de lucro, con patrimonio propio y de duración indefinida. Su organización, composición, funciones y atribuciones se rigen por la Ley de Transmisión. Si bien no forma parte de la Administración del Estado, a sus consejeros, director ejecutivo y a su personal se les extiende la calificación de empleados públicos sólo para efectos de aplicarles el Artículo 260 del Código Penal.
Su máxima instancia, el consejo directivo, es nombrado en base a un proceso de concurso público por un comité especial de nominaciones integrado por el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), el presidente del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, un integrante del Panel de Expertos (organismo que dirime disputas en esta industria) y uno del Consejo de Alta Dirección Pública.
Su presupuesto es financiado por la totalidad de usuarios finales, libres y sujetos a fijación de precios, a través de un cargo por servicio público fijado anualmente por la CNE.
Daniel Salazar, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico, aborda los problemas que han surgido en el proceso de instalación del organismo.
-¿Qué ha significado la instalación del Coordinador?
-El balance es positivo y, haciendo una cuenta del 2017, primero teníamos que garantizar la continuidad operacional en los sistemas y hubo coyunturas como los incendios del verano 2017, en medio de la instalación, donde hubo que hacer mucho y muy rápido. Después, vino la interconexión del SIC y el SING, a la que llegamos bien, pese a las dudas y la expectación. Para eso tuvimos que decidir sobre nuestros procesos más importantes, con soluciones de transición.
-¿La prioridad para la interconexión impactó en otras áreas?
-Tuvimos que priorizar la interconexión. Nos habría gustado haber llegado mejor con temas como la automatización de algunos procesos o que otros fueran los definitivos, pero no fue posible. Eran muchos los riesgos que se corrían si se privilegiaba esa otra agenda como los balances, por ejemplo.
-¿Se plantearon una reestructuración del Coordinador de cara a esta transición?
-No sólo le dimos continuidad a la operación de ambos sistemas y nos preparamos para la interconexión. También nos hicimos cargo de hacer nacer una nueva organización, porque este coordinador tiene responsabilidades mucho mayores que las que nunca tuvieron los CDEC y esto se dio en un entorno que cambió en volumen y complejidad, porque hay más proyectos y empresas, junto con exigencias normativas más exigentes.
-¿Priorizar la interconexión implicó molestia en la industria?
-No tenemos duda de que esa era la prioridad, pero eso no nos hace desconocer que tenemos otras obligaciones y que de nosotros se espera un estándar más alto. Por eso, en esta transición, iremos mejorando esos otros aspectos y buscando generar cambios con la participación de todos los que integran el sistema. En 2018 los procesos y los sistemas de información serán la prioridad, porque hay momentos y etapas de evolución.
-¿Y eso ayudará a mejorar estas situaciones que pegan en el bolsillo de los generadores?
-Sí, mejorará de manera importante, pero eso no sólo involucra a las empresas y al coordinador, sino que también a la autoridad. Este ecosistema necesita reglas y requiere ajustes normativos para que todos nos adecuemos a esta nueva realidad porque esta dinámica de mercado está generando trastornos y cambios con efectos de diversa índole.
-¿Qué hay que cambiar?
-Definiciones normativas que se adapten a los nuevos contextos como la dinámica del Coordinador o, por ejemplo, la forma y la profundidad con la que los actores del sistema tienen que informar para que podamos hacer los balances, evitando así discrepancias que podrían suscitarse ante el Panel de Expertos y que influyan en las decisiones normativas que la Comisión Nacional de Energía tiene en su plan de trabajo para adecuarnos a este nuevo sistema.