Una serie de hechos relevantes están marcando los primeros pasos hacia un robustecimiento de la operación eléctrica en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). La entrada de nueva capacidad instalada y los esfuerzos, en términos de infraestructura y normativo, para reforzar las redes de transmisión tienen en estado de alerta al coordinador del despacho, que no sólo habla hoy de la normalización del sistema sino que proyecta un crecimiento programado y armónico.

En entrevista con Revista ELECTRICIDAD, el director ejecutivo del CDEC-SING Daniel Salazar realiza un análisis del estado actual del sistema, pero poniendo énfasis en los desafíos que se vienen por delante ante las nuevas exigencias, entre ellas, la materialización de importantes reglamentos.

– A los ojos del CDEC-SING, ¿cómo está hoy el sistema?
– En 2011 es cuando se normaliza la operación, siempre se tiene que tener presente porque la memoria es frágil, tuvimos una crisis profunda que nos acompaño cuatro o cinco años por lo menos. Entonces 2010 marca el punto de inflexión, con la llegada del GNL, y en 2011 se incorporaron al sistema los proyectos a carbón decididos hace aproximadamente cuatro años en plena crisis. Estamos en ese proceso de salida o de cierre del capítulo más duro que acompañó a este sistema en la década pasada. Lo que viene es una adaptación, una normalización de la operación del sistema, yo hablo de adaptación física, entendido como infraestructura, recursos de generación, de transmisión, que permiten abastecer de buena forma la demanda. El sistema tiene un nivel de robustez y márgenes del equilibrio oferta y demanda razonables, que son los que acompañan los próximos años, advirtiendo que no hay grandes modificaciones de aquí a los próximos tres o cuatro años. Por lo tanto, el régimen o la normalidad que se alcance en 2011 nos acompaña fácil hacia 2014, sino es 2015 también.

A nivel más organizacional, están pasando otras cosas, estamos ya con casi tres años de implementación de la nueva normativa del CDEC, que está en plena aplicación y régimen. No hay nada pendiente, se hicieron las grandes incorporaciones que demandaba el nuevo régimen, cambió el directorio, se agregó una nueva dirección a Administración y Presupuesto, se han cumplido los hitos que la misma norma y el gobierno demandaban. Hay presencia activa de los clientes, la industria minera, que también es un signo a destacar, y con distintas posiciones y visiones del negocio y con expectativas y demandas al CDEC, lo cual me parece sano y le da un equilibrio que nos genera un beneficio.

– ¿Está totalmente empoderado el Directorio del CDEC?
– Yo creo que eso, a lo mejor, requiere más tiempo. Las empresas eléctricas están presentes en el negocio y están muy activas, muy observantes y muy atentas a lo que hace el CDEC. Pero en el caso de los clientes, hoy tenemos gerentes de Energía en las principales compañías y eso no puede pasar desapercibido: lo hace Codelco, BHP, Collahuasi; y no solamente hay gerentes de Energía, sino que hay equipos que trabajan en el negocio o en el rubro energético, en particular el eléctrico, y están bien asesorados, por lo tanto están dando pasos y mejorando su posición y presencia, y eso se nota. Ahora, tenemos del orden de 40 integrantes y en esa lista hay muchos clientes de tamaño pequeño, que a lo mejor por escala o por presencia en el sistema no tiene la misma dedicación, no maneja la misma información y no pone a disposición los mismos recursos.

– ¿Cuál es hoy la mayor complejidad por la que debe atravesar la coordinación del CDEC-SIC, en términos operativos y administrativos?
– No queremos hablar de complejidades, lo que ocurrió en 2010 y 2011 ya es de suficiente magnitud porque cambió la topología y la característica del sistema, Lo hace ser un sistema mucho más enmallado, ingresaron muchas líneas de transmisión, no solamente se integraron tres proyectos a carbón, sino que se reconfigura el sistema. Por lo tanto, lo que ocurre entre 2010 y 2011 es fuerte como cambio y ha sido sorteado de manera bastante exitosa, no ha habido retrasos ni desfases relevantes, las plantas entraron en fechas que estaban comprometidas y ese es un cambio importante. Este sistema recibió del orden de 800 MW de generación y una cantidad importante de activos de transmisión. ¿Qué viene?, una demanda fuerte que está centrada en la segunda mitad de esta década, y a partir de esto se van a tomar decisiones de aquí a fin de año o primer semestre del próximo.

– Existe bastante normativa que no ha sido oficializada, principalmente reglamentos. ¿Cuán difícil se hace trabajar con un marco normativo establecido, pero incompleto?
– Yo entiendo que los pendientes ya están reducidos a una dimensión mínima, estamos hablando de dos reglamentos relevantes: Servicios Complementarios y Transmisión Adicional. Siento que son los dos más importantes y están bastante avanzados en su tramitación. Esos dos reglamentos tienen importancia por las expectativas que generan, por el impacto que tienen precisamente en el Norte Grande y no en el SIC. La relevancia es desde la perspectiva nuestra, es decir, tienen efectos y van a generar modificaciones en el SING.

Respecto de si tienen impacto en la operación o no, el sistema opera y hoy hay una ley, existe normativa, hay facultades nuestras que nos obliga a hacer funcionar el sistema, a coordinar su operación, a someternos o a exigir reglas y estándares de seguridad, a tomar decisiones que, además, vayan acompañadas de criterio y dimensión económica. Por lo tanto, pese a que esos reglamentos no están vigentes, el mandato del CDEC está por sobre la presencia o ausencia de sus cuerpos normativos. ¿Qué vendrían a agregar?, mejoras, que tal vez hoy no se pueden implementar, exigencias adicionales que hoy no se pueden salir a pedir.

– ¿No ha habido problemas en términos de la interpretación de la ley ante la ausencia de los reglamentos?
– La ley o las reformas legales hacen definiciones más bien escuetas, definiciones conceptuales, de un nivel jerárquico superior. Obviamente la bajada tiene que hacerla un reglamento cuando define, por ejemplo, el sistema de precios de los Servicios Complementarios, cuando define la forma de valorizar las instalaciones de Transmisión Adicional, esa es la bajada que falta y la que tiene frenado ciertas mejoras. Pero de ahí a ir a aplicar la ley, por ejemplo, cuando se refiere a acceso abierto en Transmisión Adicional, la ley se aplica porque dice que la Transmisión Adicional tiene acceso abierto. Obviamente pueden haber interpretaciones y posiciones divergentes, pero eso tiene mecanismos institucionales para resolverse: Panel de Expertos o Facultad Interpretativa de la SEC.

– Respecto del Reglamento de Transmisión Adicional, ¿qué es lo que el CDEC-SING espera?
– Nosotros hemos participado del proceso de observaciones y revisión de borradores y la última versión entiendo circuló a fines de 2009, ese documento es el que nos sirve de guía para prepararnos a una implementación pronta en los próximos meses. Y ahí hay una serie de obligaciones y responsabilidades que van a permitir tener un marco regulatorio más definido para el régimen de esas instalaciones, y no sólo en el tema de acceso abierto, sino también en su valorización en el pago de peajes o negociaciones y acuerdos bilaterales que suscriben los agentes. ¿Y por qué la importancia que le asignamos?, porque nuestro sistema es eminentemente adicional, tenemos un 83% del sistema de transmisión en adicional, y ahí se abre otras derivadas: ¿quién es el propietario de esas instalaciones?, principalmente compañías mineras, genera una adaptación a que quienes son los propietarios de los activos de transmisión tendrán que tomarla y someterse a ella. Vamos a pedir mucha información, levantar reportes, aplicar procedimientos de diversa especie, entonces nos genera una interacción que hasta el momento no ha sido tan activa y tan nutrida ni tan dinámica como sí lo va a ser con esa norma vigente.

– ¿Y existe interés por parte de las mineras por entregar esa información?
– Van a recaer obligaciones en ellos que hacen abstracción del giro principal: los van a tratar como transmisores porque son propietarios de transmisión, no van a tener un tratamiento privilegiado, y en ese sentido van a tener que hacer un esfuerzo adicional.

– ¿Qué esperan ahora del reglamento de Servicios Complementarios?
– Es distinto a la Transmisión Adicional, tiene relevancia en el SING básicamente por la regla que el sistema tiene para tratar las reservas, el manejo de ciertos recursos operacionales, que en el caso del SING se tratan y resuelven con una resolución ministerial: la famosa Resolución 39. Por lo tanto, ese es el régimen que se está aplicando. Viene la expectativa que los Servicios Complementarios van a definir una nueva forma, van a redefinir el tratamiento de un conjunto de materias que tienen que ver con la seguridad del sistema. Pero ésta no va a ser sideralmente distinta, y es que hoy el sistema cumple con la Norma Técnica. Por lo tanto, es la Norma Técnica la principal guía con la cual se toman decisiones operacionales, se asignan recursos y se administran los estándares de seguridad que el sistema requiere. Lo que falta es el Reglamento de los Servicios Complementarios, que se hace cargo de los aspectos económicos, la Norma Técnica cubre sólo temas del ámbito técnico y eso tiene costos, porque hay distintos recursos que proveen generadores, transmisores, clientes, y esos costos generan transferencias entre los agentes, el tratamiento, la definición de los precios. Cómo se distribuyen esos costos o cómo se pagan o prorratean, lo va a definir el Reglamento de Servicios Complementarios.

– Para los reglamentos pendientes, ¿Cuándo ustedes necesitan que estén resueltos?
– Como ha pasado tanto tiempo esperamos que se resuelva lo antes posible, los plazos los maneja la autoridad y hay tramitaciones que se manejan en el ámbito de la administración pública. Ojalá sea antes de fin de año o principios del próximo.

– Claramente hay problemas en transmisión, ¿cuál es la preocupación del CDEC respecto a esto?
– De todas maneras, más aún en el ambiente hoy post Ley Corta I y II. Está definido y regulado para los distintos segmentos de transmisión: servicio público: troncal y subtransmisión, acceso abierto para troncal y subtransmisión, acceso abierto condicionado para en transmisión adicional. También su desarrollo, expansión, planificación y el régimen económico. Entonces, a lo regulado que es, no puede ir como respuesta o a la zaga de decisiones que se toman en otros segmentos, no sólo de generadores sino de clientes; y en el caso nuestro, que generen impacto con su desarrollo y con sus proyectos. Por lo tanto, la transmisión es un segmento relevante que tiene que ir por una apuesta un poco más audaz, que es lo que ha sido hasta la fecha.

– ¿Hay un pero desde el punto de vista económico?
– La óptica, que a lo mejor ha estado errada en el pasado, tiene que ver con criterios minimalistas, de hacer lo justo. La transmisión no se puede pensar al justo, tiene que haber redundancias, holgura, y yo creo que estamos saliendo de esa mirada minimalista. Lo que está ocurriendo en el SIC es un signo inequívoco de que todo el desarrollo del Norte Chico del SIC es precisamente la antítesis de las decisiones que se tomaron en el pasado. El punto es que las holguras y las redundancias tienen un costo y de nuevo la discusión es económica: ¿quién paga la redundancia?, ¿quién paga el sobrecosto para una expansión que no sabemos si se gatilla en 4 o en 6 años más, pero que viene? Entonces, la decisión que tengo que tomar ahora la dejo con esa redundancia para un crecimiento de 6 o 4 años, o no. La decisión técnica parece que hay consenso absoluto, el punto es quién tiene que hacerse cargo de los costos de esa redundancia de sobrecosto que se genera. De nuevo llegamos a un tema económico, y eso tiene que ver con las formas de pago de la transmisión, tenemos una regla bastante compleja y analítica, y puede que sea desmedida a la relevancia de los costos que tiene el segmento.

– ¿Las expansiones en el sistema también acercan un poco más la idea de la interconexión?
– Las decisiones de desarrollo de expansión de los sistemas tienen como primer objetivo hacerse cargo del desarrollo propio de cada sistema. El desarrollo del sistema troncal hacia el Norte Chico está gatillado por importantes proyectos mineros que están en estado de avance importante: Relincho, El Morro, Caserones y otros más; y además, confluye que hay proyectos a carbón importantes que están en esa zona, por lo tanto se necesita a todas luces un troncal más robusto en el Norte Chico, pero es la primera aproximación. Tiene también el alcance y una orientación estratégica de acercar los sistemas, pero están primero las necesidades locales de la Región de Atacama. En cambio en el SING, los desarrollos mineros están un poco más atrasados respecto a los del Norte Chico y a principios del próximo año vamos a tener la película un poco más clara, vamos a despejar qué es lo que realmente van a hacer los principales clientes mineros y eso despeja cierta información que te permite robustecer el sistema de transmisión. Y si eso aprovecha sinergias y se complementa con una posible interconexión, bienvenido.

– ¿Cuán difícil será coordinar la inyección de energía renovable y la interconexión de estos proyectos en el sistema?
– En el tema ERNC nuestro sistema parte de una condición inicial que es bueno que se conozca por los agentes. Nuestro sistema es eminentemente térmico, condición que le da la característica de manejo de reservas, de respuestas ante contingencias, que no tiene las mismas virtudes que un sistema hidro/térmico. Por lo tanto, cuando viene una fuente, cualquiera sea, que tiene una curva muy específica de producción, y a eso le agregamos variabilidad en esas cinco o seis horas, ésa introduce una variabilidad en el sistema para la cual hay que preparase y dimensionar reservas y recursos. Y ese es el principal desafío, dependiendo de los niveles de penetración de lo que estemos hablando. Hemos hecho análisis y niveles de penetración agresivos, obviamente que esto nos preocupa. Pero niveles más moderados o que vayan acompañados del crecimiento de la demanda, yo creo que se puede integrar perfectamente.

– ¿Qué es lo que el CDEC exigiría a una empresa que quisiera inyectar ERNC?
– No tenemos exigencias adicionales a las que ya están definidas en la norma técnica, ahí está el estándar o el conjunto de requisitos técnicos. El problema cambia de faz, y ahí hay que estudiarlo, dependiendo del tamaño y de la ubicación de cada proyecto, cuando la penetración pueda ser muy alta. Eso nos podría llevar a definir o declarar decididamente que el sistema no tiene las reservas para una penetración agresiva de energías renovables.

– Si son 1.000 MW eólicos y copan el sistema, ¿no sería conveniente que fueran térmicos?
– Ahí hay un trade off, es un problema entre la generación convencional y la renovable. Puede llegar a ser tal el nivel de perturbación renovable que el sistema térmico no pueda administrar y atender ese nivel de variabilidad de perturbación, por eso depende mucho de qué estemos hablando. Si esto se acompaña con un crecimiento normal, estudiado, moderado, versus una penetración agresiva y desatada, hay un mundo de diferencia.

– No puedo dejar de preguntar por el Caso Campanario, ¿está el SING en riesgo de repetir un episodio como este?
– Aquí tenemos que pensar bien qué vamos a tener que hacer a partir del Caso Campanario. Se podrían tomar medidas muy estrictas y que no le harían ningún favor a la competencia o al ingreso de un nuevo actor, como mayor regulación o mayores reglas y resguardos a nivel de CDEC. El tema está atajado porque hay institucionalidad que opera, tuvo que intervenir la SEC, pero esto podría haber ido a parar al Panel de Expertos. Aunque aquí tampoco estamos en presencia de un problema que no tiene solución, yo me quedo tranquilo con la institucionalidad y las reglas existentes. El punto es que a nivel CDEC lo lógico es que se requiera adoptar acciones más tempranas. Pero no pasa de eso, la cadena de pagos afortunadamente en nuestros sistemas es un bien muy preciado y quienes han amenazado o han roto esa cadena de pagos han tenido que sufrir las consecuencias de lo que eso significa.