Ni las empresas ni el Coordinador Eléctrico creen que el pago para aumentar la disponibilidad de diésel −incluido en el decreto que prorroga las medidas para prevenir el racionamiento eléctrico− resolverá las restricciones logísticas y de almacenamiento, por eso piden postergar la salida de la central Bocamina II.

Dado el crítico escenario proyectado para el Sistema Eléctrico Nacional en los próximos meses − producto de una hidrología extremadamente seca y restricciones de transmisión, más otros factores− cabría esperar que en el sector hubiesen celebrado el Decreto Supremo que extiende las medidas preventivas de racionamiento desde el 22 de marzo al 30 de septiembre de 2022. Sin embargo, lo que más se repiten son cuestionamientos.

La mayoría de los agentes de la industria generadora plantean que el Ministerio de Energía no tramitó ese decreto − ingresado el 31 de enero a toma de razón en la Contraloría General de la República− con la celeridad que requiere la crisis ad portas.

También sostienen que las medidas contempladas para aumentar la disponibilidad de diésel para generación son una buena solución para 2023, pero que no se alcanzarán a implementar en 2022. “No hubo sentido de urgencia por parte de la autoridad política”, acota un dirigente gremial. Pero en el ministerio responden que las empresas saben lo que tienen que hacer y que no requerían esperar a la promulgación el documento para actuar.

La apuesta por el diésel

La crítica situación vivida en agosto de 2021 producto de estrechez hídrica, el retiro de generadoras en el plan de descarbonización y la salida de unidades de GNL por mantenimiento, entre otras cosas, llevaron a requerir intensamente las unidades de respaldo a diésel: ese mes llegaron a aportar 5,2% del total de la generación del país, pero varias no estuvieron disponibles por no contar con combustible.

Ante esto, el Coordinador Eléctrico denunció ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) a más de una quincena de empresas por infringir la normativa vigente, un caso aún pendiente de pronunciamiento. Su argumento fue que por estar disponibles cuando sean requeridas −24/7 todo el año−, estas generadoras que operan solo en períodos críticos del sistema perciben una “remuneración de potencia de suficiencia”, la que totalizó unos US$ 180 millones 2021, y que en los últimos 10 años a lo más se ha recurrido a ellas unas dos veces. El Coordinador advirtió que las unidades diésel no estaban comprometiendo los recursos necesarios para asegurar disponibilidad de combustible.

Según un experto en regulación, si bien hay un castigo para las empresas que no dispongan de diesel para generación, aquello es irrelevante en términos económicos. “Así es que entre contratarlo y no contratarlo, da lo mismo. Estos generadores no quieren pagar el mayor costo de un suministro seguro”. Un gerente del rubro aludido refuta esa afirmación: “Si no puedes despachar, te castigan la remuneración por potencia por cinco años. Se puede discutir si es suficiente o no, pero castigo hay. No nos da lo mismo”.

Los dueños de generadoras de respaldo han planteado desde agosto al Ministerio de Energía que enfrentaban una compleja logística de distribución de diésel debido a la escasez de camiones y choferes; que tanto los costos de transporte como de almacenamiento han subido; que se requiere al menos un barco adicional para hacer cabotaje desde las refinerías a los centros de consumo, tanto en el sur como en el norte; y que la reposición es lenta, porque estaba diseñada para emergencias. En resumen, que la logística del diésel es responsabilidad de los distribuidores de combustible, por lo que el problema escapa al sistema eléctrico y que a los generadores de potencia se les está requiriendo con una periodicidad para la que no están diseñadas.

Una discrepancia entre las empresas y el Coordinador es que, según las primeras, regulatoriamente las unidades de respaldo deben funcionar 5 horas diarias y no 24/7 todo el año. “El Coordinador está endosando su responsabilidad a las centrales de respaldo. Lo que se nos paga por suficiencia son 5 horas; el estanque y la logística de las distribuidoras de combustible están diseñados para unidades de punta, que sólo entran en periodos críticos. Tener contratos a firme de combustible sería ineficiente y un riesgo financiero tremendo para estas centrales y sus abastecedores. Este escenario crítico no se daba desde 2008, así es que ni Copec ni Enap están preparadas”, insiste un ejecutivo de este rubro.

Para asegurar combustible, el ministerio optó por incorporar en el decreto una “remuneración de costos excepcionales de adquisición de diésel de seguridad”. Los costos fijos de este mecanismo serán pagados por todas las generadoras a prorrata de sus retiros de energía contratada. El Coordinador Eléctrico será el encargado de determinar cuánto diésel extra se va a necesitar, en qué zonas y definir el cargo a los retornos del sistema con que se paga el costo del combustible adicional.

La Asociación de Clientes Eléctricos no Regulados (Acenor) presentó un escrito a la Contraloría alegando “vicios de legalidad” por la socialización de estos costos en el sistema y porque una remuneración de este tipo debería establecerse por ley. Pero las autoridades sectoriales afirman que un decreto de racionamiento permite medidas de este tipo y que en el sistema eléctrico chileno no hay ninguna ley ni norma que disponga que solo algunos actores del sistema deben pagar los costos de estas situaciones extremas.

“Según la Ley Eléctrica, los costos extra son prorrateados entre todos quienes hacen retiros del sistema, porque si hay racionamiento todos se ven afectados en la misma proporción de sus retiros o contratos. La reserva hídrica (embalsamiento de aguas) también se paga a prorrata de los retiros”, afirma una fuente de gobierno.

Si bien hay quienes ven problemas de competencia en este mecanismo, por cuanto las generadoras a diésel no tendrían incentivo para la eficiencia en la contratación del petróleo al socializar el costo adicional con el resto de las empresas, un ejecutivo del sector afirma que sí habrá estímulos a la eficiencia, porque el Coordinador realizará una suerte de subasta y elegirá a las ofertas más baratas.

Otra crítica que circula en la industria apunta que, ya que el decreto no asegura un mejoramiento de la infraestructura de suministro de diésel, se puede terminar pagando más por lo mismo; y que los contratos para aumentar esta infraestructura tienen un plazo de al menos dos años, pero el decreto solo remunerará seis meses.

Según las últimas cifras difundidas por el Coordinador, la capacidad máxima de generación con diésel equivale a una disponibilidad de entre 3.500 y 4.000 m3/día, pero a partir de junio y hasta septiembre se podrían requerir más de 7.000 m3/día.

Rol de coordinación

Un representante gremial enfatiza que, dadas las características de la posible crisis se necesita que el gobierno asuma la función de coordinación logística, algo que no ven. En la industria eléctrica dicen que la única empresa capaz de abastecer con diésel en los volúmenes requeridos es Copec, lo que generaría un desequilibrio contractual entre esa compañía y las generadoras.

El cuello de botella para contar con más diésel son los camiones, por lo que varios ejecutivos dicen que se requieren medidas administrativas como “relajar” normas de seguridad y la contratación de choferes extranjeros, lo que involucraría a la CNE, la SEC, los ministerios de Transportes y Trabajo. Cada barco de suministro equivale a 40 camiones. Y que hay muchos ámbitos en que las autoridades tienen que contribuir, pero están dejando todo a la nueva administración.

Y aunque algunas empresas esperarían un rol más activo de Enap, la petrolera estatal no se vincula con las empresas eléctricas; sus clientes son las distribuidoras de combustible y sólo responde a lo que estas demanden. De hecho, ya aumentó de dos a tres los barcos mensuales a Puerto Mont y de 3 a 4 a Guayacán. Además, en Enap el tema genera reticencia pues a raíz de la crisis energética de 2008 se le exigió importar más diésel en momentos en que, como ahora, los precios internacionales estaban altos y eso le significó aumentar costos logísticos y financieros que deterioraron fuertemente sus resultados.

En el gobierno afirman que son las empresas las responsables de contar con combustible. El ministerio y la CNE están haciendo gestiones como asegurar más gas desde Argentina y buscar fórmulas para ganar eficiencias en la transmisión, entre otras medidas técnicas.

Mantener Bocamina II

Las generadoras insisten en que el decreto se focaliza en una sola solución: el diésel, dicen, es una forma de conseguir más energía, pero tiene que ser parte de un paquete mayor. A nivel de empresas y del Coordinador estiman que la solución más eficiente y a la mano es postergar la salida de la carbonera Bocamina II por seis meses, lo mismo que la de Ventanas II, lo que permitiría reducir el consumo de diésel en unos 2.800 m3/día.

La CNE tiene la potestad de postergar su retiro hasta por un año. Hace dos viernes -en una carta de respuesta a Enel, dueña de Bocamina, que pidió un pronunciamiento al respecto-, la CNE planteó que estando en juego tanto el avance del plan de descarbonización como la seguridad de suministro, es indispensable extremar medidas para que la decisión de postergar el cierre de la central más allá del 31 de mayo se tome lo más tardíamente posible y solo si existe una mayor certeza de que su retiro comprometa la seguridad del suministro.

Por ello sostuvo que, a más de tres meses de la fecha aprobada de cierre y a poco de emitida la extensión del decreto de racionamiento con nuevas medidas, lo prudente es monitorear su efectividad antes de una nueva postergación del cierre de esta carbonera. La autoridad pidió a Enel disponer de sus mayores esfuerzos para disponer de la máxima flexibilidad posible respecto de la fecha de cierre de Bocamina II.

Consultada por Pulso, la CNE respondió por escrito que sólo solicitará postergar Bocamina II si es imperioso para asegurar la continuidad del servicio: “Hoy la mejor decisión es trabajar en tener máxima flexibilidad en la fecha de salida y/o permanencia transitoria de la central, no decidirlo tres meses antes, cuando solo tenemos proyecciones de eventos que pueden cambiar. Se debe mantener la fecha programada, lo que además nos pone la exigencia correcta en términos operacionales y de gestión, y sólo cambiar la decisión si ocurren eventos muy claros que den certeza que postergar sería lo más adecuado e inevitable. Como CNE, debemos actuar en beneficio de todo el sistema y valorando ambas opciones en beneficio de toda la ciudadanía”. Pero Enel Generación le respondió prontamente que ante la imposibilidad de obtener una instrucción formal durante febrero de postergación de la fecha de cierre, no podrán garantizar la continuidad en la operación de la central, dado que las acciones definidas en los planes de cierre en curso podrían resultar irreversibles.

Un analista cree que con su postura la CNE busca evitar un relajo en el aseguramiento de combustible y en el resto de las medidas. En el sector, en cambio, dicen que la administración saliente no quiere tomar la decisión de postergar el cierre porque el plan de descarbonización es uno de sus legados, ni comprarse un conflicto de última hora con ambientalistas. En el gobierno refutan este análisis e insisten en que lo aconsejable es no adelantar la medida. “El escenario de sequía le está costando mucho a las empresas que hacen más retiros porque el costo marginal está alto y Bocamina ayudaría a bajarlos, pero la autoridad no puede actuar en consideración a los costos de privados”, dicen.

El gerente de una importante generadora plantea que la clave para definir la pertinencia de la salida de Bocamina es si se puede aumentar en 3.500 m3 diarios la disponibilidad de diésel, diferencial entre la necesidad de 7.000 m3 que proyecta el Coordinador y la capacidad del sistema: “Ese diferencial equivale a unos 420 Gw/h al mes en energía, que sería la magnitud del racionamiento en los meses críticos. El último informe de Seguridad de Abastecimiento del Coordinador no explicitó que al no alcanzar una distribución superior a los 3.500 m3 de diésel diario, cada m3 extra equivale a racionamiento eléctrico. Debió ser más claro en que Bocamina 2 y Ventanas 2 reducen gran parte del requerimiento adicional de diésel”.

También sugiere que el Coordinador “relaje” criterios de seguridad de los sistemas de transmisión: “Chile opera con dos conductores para la transmisión, pero un cable es sólo de respaldo para evitar apagones. Por tres a cuatro meses podemos correr el riesgo de usar ambos para reducir las restricciones. Eliminaríamos el cuello de botella que impide que la generación que se produce en el día en el norte llegue al gran consumo del centro sur. Se trata de optar entre la probabilidad de un corte de transmisión y la certeza de un racionamiento, en especial en el tramo Polpaico-Lo Aguirre”.