Dictamen N° 11-2009 - CDEC-SING

Transcripción

Dictamen N° 11-2009
Discrepancia: Informe de Valorización de Transferencias de abril de 2009, del
CDEC-SING
Santiago, 20 de julio de 2009
INDICE
1.
1.1.
1.2.
1.3.
1.4.
1.5.
ORIGEN DE LA DISCREPANCIA ..........................................................................3
Presentaciones ................................................................................................3
Documentos acompañados ...............................................................................3
Admisibilidad...................................................................................................4
Inhabilidades aplicables a integrantes del Panel de Expertos .................................4
Programa de trabajo ........................................................................................4
2.
ANTECEDENTES DE LA DISCREPANCIA...............................................................4
3.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
3.6.
POSICIONES DE LAS PARTES E INTERESADOS ....................................................7
Electroandina S.A. ...........................................................................................7
Dirección de Peajes del CDEC-SING ................................................................. 12
GasAtacama Chile S.A. ................................................................................... 19
AES Gener S.A. ............................................................................................. 22
Norgener S.A. ............................................................................................... 25
Compañía Eléctrica Tarapacá S.A. .................................................................... 25
4.
4.1.
4.2.
4.3.
PRESENTACIONES COMPLEMENTARIAS ............................................................ 30
Presentación Complementaria de Electroandina S.A. .......................................... 30
Presentación Complementaria de GasAtacama Chile S.A. .................................... 33
Presentación Complementaria de AES Gener S.A. .............................................. 34
5.
5.1.
5.2.
5.3.
5.4.
5.5.
5.6.
ESTUDIO DE LA DISCREPANCIA, FUNDAMENTOS Y DICTAMEN ............................ 35
Solicitud de admisibilidad................................................................................ 35
La discrepancia.............................................................................................. 37
Alternativas .................................................................................................. 37
Análisis ........................................................................................................ 38
Dictamen...................................................................................................... 44
Voto de Minoría de los integrantes Sres. Fischer y Serra ..................................... 44
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DICTAMEN N° 11 - 2009
1.
ORIGEN DE LA DISCREPANCIA
La discrepancia que resuelve este dictamen se origina en el Informe de Valorización de
Transferencias, en adelante indistintamente IVT, correspondiente al mes de abril de 2009,
realizado por la Dirección de Peajes del Centro de Despacho Económico de Carga del
Sistema Interconectado del Norte Grande, en adelante indistintamente la DP del CDECSING o simplemente DP.
1.1. Presentaciones
Con fecha 9 de junio de 2009, Electroandina S.A. compareció ante el Panel de Expertos, en
su calidad de integrante del CDEC-SING, señalando que había surgido una discrepancia
entre dicha empresa y la Dirección de Peajes del CDEC-SING respecto al IVT
correspondiente al mes de abril anterior, emitido por esa Dirección el 18 de mayo de 2009,
acompañando su posición.
En esta controversia sólo Electroandina S.A. planteó, en tiempo y forma, una discrepancia
respecto del IVT indicado. A su vez, las empresas AES Gener, S.A., Norgener S.A. y
GasAtacama Chile S.A. concurrieron como partes, acompañando sus presentaciones, en la
misma fecha que lo hizo Electroandina, apoyando lo realizado por la DP del CDEC-SING.
Posteriormente, durante la tramitación de esta discrepancia, Compañía Eléctrica Tarapacá
S.A. y Edelnor S.A., como interesados, efectuaron presentaciones favorables a una u otra
posición.
1.2. Documentos acompañados
El Panel de Expertos ha tenido a la vista y estudiado, entre otros, los siguientes
antecedentes:
a) Informe de Valorización de Transferencias del mes de abril de 2009, emitido por la
Dirección de Peajes del CDEC-SING el 18 de mayo de 2009.
b) Resoluciones Ministeriales N°s 39/2000, 59/2000 y 74/2000, del Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción.
c) Documento “Aplicación R.M.EXTA. N° 39/2000 – PROPUESTA DE LA DIRECCIÓN DE
OPERACIÓN” emitido por la DO del CDEC-SING el 6 de septiembre de 2000.
d) Propuesta de Manual de Procedimiento N° 34, “COMPENSACIONES POR APLICACIÓN DE
LA R.M. EXTA. N° 39/2000 Y OTROS SOBRECOSTOS DE OPERACIÓN” elaborado por la
Dirección de Operación del CDEC-SING como revisión y actualización de documentos
anteriores sobre la misma materia y enviado para consideración del Directorio del CDECSING el 15 de julio de 2008.
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La lista completa de documentos que integra el expediente se encuentra en el sitio de
dominio electrónico del Panel de Expertos.
1.3. Admisibilidad
De conformidad al Artículo 210°, letra b) de la Ley General de Servicios Eléctricos, en
adelante LGSE, el Secretario Abogado del Panel de Expertos realizó el examen de
admisibilidad formal de la discrepancia, en relación al cumplimiento de los plazos y de la
correspondencia de la presentación con el repertorio de materias indicadas en el Artículo
208° de la LGSE. El Panel conoció dicho informe y, por unanimidad, aceptó a tramitación la
discrepancia, emitiendo su declaración de admisibilidad el 10 de junio de 2009.
El Panel acordó que esta divergencia sea tramitada como Discrepancia 11-2009: “Informe
de Valorización de Transferencias de abril de 2009, del CDEC-SING”.
1.4. Inhabilidades aplicables a integrantes del Panel de Expertos
No se constataron inhabilidades de algún integrante en esta discrepancia.
1.5. Programa de trabajo
Se dio cumplimiento por el Panel a lo dispuesto en el Artículo 211° inciso segundo de la
LGSE, al convocarse en el plazo legal a la Sesión Especial Nº 1/D11-2009, en la que se
acordó, entre otras materias, el programa inicial de trabajo sin perjuicio de las actuaciones
que posteriormente se estimasen necesarias.
El Panel ha dado cumplimiento al programa de trabajo acordado según se detalla a
continuación:
-
Se comunicó oportunamente la presentación de la discrepancia a la Comisión Nacional
de Energía y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en su condición de
interesados, según el artículo 211° de la LGSE.
-
Se publicó, por medio electrónico, la fecha de la Audiencia Pública y la Pauta de la
misma.
-
Se efectuó la Audiencia Pública el 18 de junio de 2009, a las 15.30 horas, cuyo
desarrollo consta en el acta correspondiente.
-
Se celebraron 10 sesiones especiales para discutir y decidir la materia de la
discrepancia.
2.
ANTECEDENTES DE LA DISCREPANCIA
El hecho sobre el cual ha surgido la presente discrepancia lo constituye el Informe de
Valorización de Transferencias correspondiente al mes de abril de 2009, enviado por la
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Dirección de Peajes del CDEC- SING a los Directores de dicho organismo coordinador con
fecha 18 de mayo de 2009. Dicho informe se corresponde con las funciones que, en
general, el artículo 225° letra b) de la LGSE y, en particular, el articulo 39, letra g) del
Reglamento de los CDEC confieren a una Dirección de Peajes en los siguientes términos:
“Determinar los balances y transferencias de energía, potencia y servicios complementarios
entre las empresas que en cada caso participen, conforme a las disposiciones vigentes y al
Decreto Supremo N° 244 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 2005,
que contiene el Reglamento para Medios de Generación no Convencionales y Pequeños
Medios de Generación establecidos en la Ley”.
En el referido informe de valorizaciones se explica, a modo de introducción, que mediante la
R.M. EXTA. N° 39, en adelante RM 39/2000, del 22 de mayo de 2000, el Ministro de
Economía, Fomento y Reconstrucción resolvió la divergencia producida entre los integrantes
del CDEC-SING referida a “Cálculo de los costos marginales desde agosto de 1999, y sobre
el tema relativo a la participación de los transmisores desde julio de 1999”. Que, en virtud
del Acuerdo de Directorio N° 155 (E).1/2001 del 15 de junio de 2000, la Dirección de
Operación del CDEC-SING dio inicio a la aplicación de la RM 39/2000 a partir de la
facturación de junio de 2000. Posteriormente, con fecha 22 de septiembre de 2000, el
Señor Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción mediante la R.M. EXTA. N° 59, en
adelante RM 59/2000, aclara y modifica la redacción del Resuelvo N° 1 y Considerando N° 4
de la RM 39/2000, lo que se considera en la facturación de septiembre de 2000 en adelante.
Respecto del IVT mencionado la empresa Electroandina S.A. ha requerido la intervención
del Panel de Expertos planteando su discrepancia sobre un apartado específico de este
informe: el referido al cálculo de compensaciones que corresponde aplicar en los balances
como consecuencia de una operación a mínimo técnico de alguna unidad generadora, en
conformidad con las disposiciones de la RM 39/2000, de 22 de mayo de 2000, del Ministro
de Economía, Fomento y Reconstrucción y de sus modificaciones.
Dicha Resolución Ministerial, como ya se ha expuesto en anteriores dictámenes de este
Panel, fue emitida para zanjar diversas discrepancias originadas al interior del CDEC-SING,
incluyendo algunas que se relacionaban con la aplicabilidad de los costos marginales y, en
general, con las consecuencias económicas derivadas de la operación de centrales a mínimo
técnico por razones de seguridad u otras, operación de centrales en prueba y efecto de la
desadaptación del parque generador en condiciones especiales de operación. En lo
pertinente, la RM 39/2000 estableció que “una central operando a mínimo técnico no define
el costo marginal del sistema, ya que no es ella la que entrega el suministro para un kWh
adicional de demanda en el sistema, o alternativamente, no es su costo de operación el que
se evita cuando se deja de producir un kWh” y que “dependiendo de la razón que origina la
operación a mínimo técnico de una central, su propietario debe recibir una compensación
por el sobrecosto en que incurre como, asimismo, quienes resulten perjudicados en sus
ingresos. Esta compensación debe provenir de quienes se benefician por la operación a
mínimo técnico”. Luego, en su considerando cuarto letra a), de acuerdo con la modificación
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hecha por la RM 59/2000, establece los principios que deben regir estas compensaciones,
indicando que:
“1. La causa que origina la operación a mínimo técnico de una central determina quien
es el que debe pagar las compensaciones que correspondan. Así entonces, en caso que
la operación a mínimo técnico de una central signifique un mayor costo de operación
para el sistema en su conjunto, incluyendo dentro de este sobrecosto el propio de esa
central, dicho sobrecosto debe ser asumido no por su dueño, sino que por el conjunto
de todos los agentes que retiran, que requieren o se ven beneficiados con esa
operación, entre los cuales podría, eventualmente, incluirse su propio dueño.
2. El sobrecosto global del sistema a compensar corresponde al balance total entre los
mayores costos de quienes se ven perjudicados y las mayores ganancias de quienes se
ven beneficiados. Así por ejemplo, si la operación a mínimo técnico significa, entre
otras consecuencias, una disminución del costo marginal del sistema, ocurre que los
agentes que retiran electricidad se ven beneficiados y no perjudicados, mientras que
los que inyectan se ven perjudicados en sus ingresos. En tales casos, los agentes
beneficiados deben reintegrar los ingresos adicionales a fin de que todos los agentes
que no requieren de esa operación permanezcan neutros y no beneficiados.
3. En caso que la operación a mínimo técnico de una central signifique un menor costo
marginal de operación para el sistema en su conjunto, ni el dueño de dicha central ni
ningún otro agente debe sufrir ningún perjuicio económico por esta operación,
debiendo todos los agentes beneficiados reintegrar parte de esos beneficios, en forma
proporcional a su participación en ellos, a fin de que los agentes inicialmente
perjudicados permanezcan neutros.
4. Además de una definición de responsabilidades en los mayores costos y a fin de
identificar los beneficios y perjuicios que afectan a los distintos agentes del mercado,
derivados de la operación de una central a mínimo técnico, se requiere de un análisis de
la operación del sistema con y sin dicha central. Al respecto, se pueden clasificar las
siguientes situaciones:
i) En caso que la simple optimización del despacho requiera de la operación de una
central a mínimo técnico, se debe determinar una operación súper-óptima teórica
que no incluya esta restricción de mínimo técnico. Los agentes que en la situación
real perciban beneficios respecto de dicha situación súper-óptima deben efectuar
reintegros a los agentes que en la misma comparación resulten perjudicados, en
forma proporcional a su participación en dichos beneficios, a fin de que los últimos
permanezcan neutros…”
Las consideraciones antes mencionadas se reflejan en la parte resolutiva de la RM 39/2000,
que en su resuelvo primero, incluyendo la modificación realizada por la RM 59/2000,
dispone que:
“1.Las unidades que operan a mínimo técnico no fijan el costo marginal del sistema.
Cada vez que opera una central a mínimo técnico, deben pagarse compensaciones entre
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los agentes que obtengan un beneficio excedente y los que se vean perjudicados en sus
ingresos por el sobrecosto en que incurre el sistema, en los términos señalados para la
letra a) del Considerando N° 4 de la presente resolución. El mayor costo global del
sistema, respecto de una operación super óptima, debe ser asumido por los agentes que
retiran, a prorrata de los retiros a clientes finales”.
En torno a esta materia las partes han presentado las posiciones que el Panel debe analizar
para emitir su correspondiente dictamen.
3.
POSICIONES DE LAS PARTES E INTERESADOS
En esta controversia sólo Electroandina S.A. planteó, en tiempo y forma, una discrepancia
respecto del IVT correspondiente al mes de abril de 2009 realizado por la DP del CDECSING. A su vez, las empresas AES Gener S.A., Norgener S.A., y GasAtacama Chile S.A. se
presentaron como partes apoyando lo realizado por la DP. Posteriormente, durante la
tramitación de esta discrepancia, Compañía Eléctrica Tarapacá S.A. y Edelnor S.A., como
interesados, efectuaron presentaciones favorables a una u otra posición, todas las cuales se
resumen a continuación.
3.1. Electroandina S.A.
Electroandina S.A., en adelante Electroandina, señala que discrepa del IVT del mes de abril
de 2009. La empresa indica que al calcular las compensaciones de acuerdo a la RM
39/2000, sus unidades U10 y U11, que fueron desplazadas por otras de mayor costo de
operación operando a mínimo técnico, no recibieron las compensaciones que deberían haber
recibido de acuerdo a la citada resolución.
La empresa cita el considerando 4, letra a) de la RM 39/2000, que señala:
“Dependiendo de la razón que origina la operación a mínimo técnico de una central, su
propietario debe recibir una compensación por el sobrecosto en que incurre como,
asimismo, quienes resulten perjudicados en sus ingresos. Esta compensación debe
provenir de quienes se benefician por la operación a mínimo técnico”.
Asimismo, Electroandina hace notar que dicho considerando indica los principios que deben
guiar estas compensaciones. En particular, el principio 4, número i) establece que:
“En caso que la simple optimización del despacho requiera de la operación de un
central a mínimo técnico, se debe determinar una operación súper óptima teórica
que no incluya esta restricción de mínimo técnico. Los agentes que en la situación
real perciban beneficios respecto de dicha situación súper óptima deben efectuar
reintegros a los agentes que en la misma comparación resulten perjudicados, en
forma proporcional a su participación en dichos beneficios, a fin de que los últimos
permanezcan neutros...”.
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Electroandina estima que la DP comete un error al implementar el IVT, ya que su
metodología considera como perjudicados a aquellos agentes cuyas unidades estuvieron
presentes en el despacho real, pero omite de las compensaciones a aquellas unidades que
fueron desplazadas totalmente para dar cabida a unidades operando a mínimo técnico, con
costos variables mayores. Agrega que un principio central de la RM 39/2000 es evitar el
enriquecimiento sin causa, y para ello cita una sentencia de la Corte Suprema.
La empresa señala que es evidente que la RM 39/2000 establece el principio de neutralidad
económica de los agentes que intervienen en un sistema que opera con centrales a mínimo
técnico, en el sentido que ninguno de ellos debe resultar perjudicado ni beneficiado por la
restricción. Según Electroandina, el ejercicio para determinar quiénes fueron beneficiados y
quiénes fueron perjudicados por las restricciones operativas es simple, pues basta comparar
la simulación súper-óptima, es decir sin restricciones de capacidad, con la operación real.
En consecuencia, se deben establecer las compensaciones de los primeros a los segundos
para que los sobrecostos del sistema no sean fuente de ingresos ni perjuicios adicionales.
Del examen del IVT de abril de 2009, la empresa infiere que la Dirección de Peajes al
realizar la simulación súper-óptima excluye aquellas centrales que no estuvieron presentes
en el despacho real. Al respecto, indica que la DP sigue el Manual de Procedimientos Nº 34,
“Compensaciones por Aplicación de la R.M.Exta. Nº 39/2000 y otros Sobrecostos de
Operación” el que aún no ha sido informado favorablemente por la Comisión. Según
Electroandina, el requisito del Manual de que el perjudicado debe haber tenido unidades
presentes en el despacho real se aparta de la letra y el espíritu de la RM 39/2000, pues la
Resolución no contiene una distinción entre quiénes estaban presentes en el despacho real
y quienes no lo estaban.
La empresa concluye que las violaciones concretas de la RM 39/2000 son dos, a saber: la
violación del principio del enriquecimiento sin causa, y la exigencia de un requisito adicional
a la calidad de perjudicado para tener derecho a compensación. Agrega que si se compensa
a la unidad que generó menos de lo que lo habría hecho en ausencia de mínimos técnicos,
no es lógico que no se compense a quiénes no han podido operar su unidad en absoluto
debido a ese mismo mínimo técnico.
La exposición de la empresa prosigue argumentando que la forma en que se defina la
simulación súper óptima determina las compensaciones, por lo que es crucial que dicha
simulación responda a criterios económicos estrictos, para garantizar que los agentes
perjudicados sean compensados por los agentes beneficiados por la operación real. Al
establecer que sólo se considerarán en la simulación aquellas unidades que estuvieron
presentes en la operación real, se distorsiona el sentido de la simulación, ya que es posible
que se excluyan unidades de menor costo que habrían operado de no existir la restricción
de mínimo técnico. La simulación súper-óptima debe eliminar los mínimos técnicos, y
permitir un despacho según criterios económicos que minimice el costo de proveer el
servicio, incluyendo para ello a todas las unidades, y no sólo aquellas que participan en la
operación real.
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A continuación la empresa presenta ejemplos que muestran los efectos prácticos de
considerar “sólo las unidades que estuvieron presentes en la operación real durante la hora
h”.
Cuadro: Características de las unidades
Generador
Potencia Máxima
MW
Mínimo
Técnico MW
Costo Variable
US$/MWh
Retiros para
Clientes MWh/h
G1
90
30
40
50
G2
15
10
110
15
G3
50
30
120
50
En el ejemplo del Cuadro anterior, para un despacho de 115 MW, sin considerar el mínimo
técnico, las unidades G1, G2 y G3 deberían operar con potencias horarias de 90, 15 y 10
respectivamente, con un costo marginal del sistema de US$120/MWh. Dada la restricción de
mínimo técnico de la unidad G3, la unidad G2 es desplazada totalmente, y la unidad G1 es
desplazada parcialmente. El siguiente Cuadro, elaborado por Electroandina, muestra la
operación real del sistema en el ejemplo, y el valor de los retiros, considerando que el costo
marginal lo da la unidad G1, cuyo costo variable es de US$40/MWh.
Cuadro: Operación Real
Unidad
Gen.
MWh/h
G1
G2
G3
Total
85
0
30
115
Costo
Variable
US$/MWh
40
110
120
Retiros
MWh/h
50
15
50
115
Costo
Gen.
US$
3400
-3600
7000
Valor
inyección
US$
3400
-1200
Margen
Gen.
US$
0
--2400
Retiros
Valorados
US$
2000
600
2000
En la simulación de las compensaciones de acuerdo al método de la DP, Electroandina
señala que se levantan los mínimos técnicos, pero no se despacha la unidad G2, ya que no
fue despachada en la operación real.
Cuadro: Simulación súper-óptima según la DP
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Unidad
Gen.
MWh/h
G1
G2
G3
Total
90
0
25
115
Costo
Variable
US$/MWh
40
110
120
Retiros
MWh/h
50
15
50
115
Costo
Gen.
US$
3600
-3000
6600
Valor
Inyección
US$
10800
-3000
Margen
Gen.
US$
7200
-0
Retiros
Valorados
US$
6000
1800
6000
Como se observa, el procedimiento omite despachar a la unidad G2, pese a tener un menor
costo variable. El nuevo costo marginal es de US$120/MWh. La diferencia entre la operación
real y la simulada con el procedimiento de la DP es de US$ 400, lo que da origen a las
liquidaciones que siguen, según Electroandina.
Cuadro: Compensaciones según simulación súper-óptima de la DP
Unidad
G1
G2
G3
Total
Beneficios
US$
0
1200
1600
Perjuicios
US$
3200
0
0
Sobrecostos
(1)
3200
-1200
-1600
400
Prorrata
(2)
174
52
174
400
Compensación
US$
3026
-1252
-1774
0
Según la empresa, la prorrata utilizada para asignar el sobrecosto proviene de los retiros
que hacen los generadores, de acuerdo con la RM 59/2000. A continuación, muestra lo que
estima es la simulación súper-óptima correcta, es decir, incluyendo a aquellas unidades que
en la operación real no operaron pese a tener un costo variable menor que la unidad
operando a mínimo técnico.
Cuadro: Simulación súper-óptima correcta según Electroandina
Unidad
Gen.
MWh/h
G1
G2
G3
Total
90
15
10
115
Costo
Variable
US$/MWh
40
110
120
Retiros
MWh/h
50
15
50
115
Costo
Gen.
US$
3600
1650
1200
6450
Valor
Inyección
US$
10800
1800
1200
Margen
Gen.
US$
7200
150
0
Retiros
Valorados
US$
6000
1800
6000
Se observa, continúa la empresa, que el costo marginal sigue siendo US$120/MWh, pero el
costo del sistema cae, reflejando el hecho que opera una unidad de menor costo. La
liquidación correcta, según Electroandina, sería por tanto la siguiente:
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Cuadro: Compensación correcta según Electroandina
Unidad
G1
G2
G3
Total
Beneficios
US$
0
1050
1600
Perjuicios
US$
3200
0
0
Sobrecostos
US$
3200
-1050
-1600
550
Prorrata
US$
239
72
239
550
Compensación
US$
2,961
-1,122
-1,839
0
La empresa señala que las dos metodologías dan origen a compensaciones distintas,
produciéndose transferencias injustificadas entre las empresas al usar la metodología de la
DP. La unidad G2 se ve perjudicada en US$ 130 debido al procedimiento DP, respecto a lo
que le habría correspondido en un procedimiento apegado a la RM 39/2000.
La empresa concluye recapitulando los puntos anteriores, a saber, que:
-
La RM 39/2000 se inspira en la proscripción del enriquecimiento sin causa.
-
Todos los agentes del mercado perjudicados deben ser compensados por los agentes
beneficiados al comparar la simulación real con la súper-óptima.
-
Entre los agentes perjudicados no se deben hacer distinciones según si estuvieron
presentes en el despacho real.
-
Este criterio se debe traducir en compensaciones en los IVT mensuales por aplicación de
la RM 39/2000.
-
LA DP está utilizando una metodología que no corresponde a la aplicación de la RM
39/2000.
Solicitud de Electroandina al Panel de Expertos:
1) Que la DP debe modificar la metodología utilizada para el cálculo de
compensaciones originadas en la operación del sistema con mínimos técnicos
establecidas en la RM39, en el sentido que en la Simulación Súper Óptima, al
momento de determinar las unidades generadoras y su generación bruta necesarias
para satisfacer la demanda del sistema a mínimo costo global, no sólo debe
considerar las unidades que estuvieron presentes en el despacho de la operación
real, sino también considerar aquellas unidades generadoras que no fueron
despachadas en dicha operación; y,
2)
Que la DP deberá recalcular, en el plazo que el H. Panel de Expertos
determine, el IVT definitivo del mes de abril 2009 versión 1.0, enviado mediante fax
CDEC-SING B0781/2009 de fecha 18 de mayo de 2009 y conjuntamente deberá
proceder a determinar las correspondientes reliquidaciones entre las empresas
integrantes del CDEC-SING; y,
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3)
Que la DP deberá aplicar la metodología explicitada en el número 1)
precedente en las futuras simulaciones Súper Óptimas y en la elaboración de los IVT
correspondientes.
3.2. Dirección de Peajes del CDEC-SING
La Dirección de Peajes del CDEC-SING presentó al Panel sus observaciones a las
presentaciones de las empresas realizadas por escrito así como las realizadas en la
Audiencia Pública, cuyo contenido se expone, sucintamente, a continuación:
a) La normativa vigente
Señala la DP que, de acuerdo a la normativa vigente en relación a la planificación y
operación de sistemas eléctricos interconectados1, el despacho óptimo determinado por el
CDEC considera las características técnicas de todas las instalaciones del sistema, por lo
tanto, no se puede atribuir este despacho a una característica particular de una unidad
generadora específica, como es, por ejemplo, el mínimo técnico de una unidad en
particular.
Dicho despacho óptimo, opina la DP, es resultado de una planificación de corto plazo que es
actualizada diariamente y que considera en cada actualización un horizonte de planificación
de 5 días, por lo que es incorrecto comparar dichas decisiones de operación con escenarios
virtuales de operación cuyo horizonte de planificación es menor.
En relación a las transferencias entre las distintas empresas que participan en el sistema, la
DP señala que, de una revisión general de la normativa eléctrica2, no se aprecia que en la
regulación chilena existan pagos o compensaciones derivadas de unidades generadoras que
no fueron despachadas en la operación real, a excepción de los pagos por Potencia Firme y
los Servicios Complementarios.
Según la DP es claro que las empresas que participan en las transferencias de energía lo
hacen exclusivamente a través de sus retiros e inyecciones efectivas al sistema, producto
de la operación real determinada por el CDEC. Estas transferencias se valorizan con los
costos marginales que resultan de la operación real determinada por el CDEC.
De lo anterior, la DP concluye que si determinara pagos o compensaciones por energía no
generada o no inyectada, a unidades generadoras no despachadas en la operación real,
estaría excediendo lo que la normativa vigente dispone. Si dichos pagos existieran, debieran
estar clara y explícitamente indicados, y debieran ser aplicados no sólo en el SING sino
también en los otros sistemas eléctricos del país, en particular en el SIC.
1
La DP cita al respecto el Artículo 137º y el Artículo 225º literal b), ambos de la LGSE.
2
La DP cita al respecto el artículo 119º y el artículo 149º de la LGSE, y los artículos 37 y 46 del Reglamento
aprobado por el DS 291.
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b) La RM 39/2000 y los procedimientos de aplicación
Indica la DP que existen situaciones o excepciones en la operación en las que el costo
marginal del sistema no permite cubrir los costos de operación de algunas unidades que
inyectaron en la operación real. Por ejemplo, en el caso específico de las centrales que
operan a mínimo técnico, cuando deben inyectar y vender su energía a un precio menor a
su costo variable de operación. Estas unidades deben ser compensadas dado que su
despacho resulta de la operación económica y segura que determina el CDEC. Si no se
realizara esta compensación, sucedería lo que se indica en el párrafo segundo del punto 2
del Capitulo V del informe de la CNE que acompaña a la RM 39/2000:
“En general, no es posible que el CDEC ni ningún otro organismo puedan forzar al
propietario de una central a operar en contra de su interés, en términos de que el
costo de producción de esa central sea superior al costo marginal de venta en su
punto de inyección, ya que tal situación corresponde a una expropiación ilegal a la
luz de los conceptos básicos del Código Civil”.
En este contexto, entiende la DP, es que la autoridad emitió las resoluciones ministeriales
exentas números 39/2000, 59/2000, 74/2000, así como también las resoluciones
ministeriales exentas números 23/2000, 30/2002, 65/1999 y 76/1999.
Explica la DP que, para poner en aplicación lo indicado en estas resoluciones, elaboró el
documento CDEC-SING C-0092/2000 “Procedimiento de Valorización y Asignación de
Sobrecostos – Aplicación Plan de Seguridad”.
Posteriormente, señala la DP, debido a las múltiples consultas recibidas por parte de las
empresas integrantes así como de otros interesados no integrantes, dio forma de Manual de
Procedimientos del Reglamento Interno a la metodología aplicada desde junio del año 2000
para la determinación de las compensaciones asociadas a la RM 39/2000, elaborando el
Manual de Procedimientos Nº 34 “Compensaciones por la Aplicación de la R.M. Exta.
N° 39/2000 y Otros Sobrecostos de Operación”.
Este manual considera la determinación de sobrecostos y pago de compensaciones por
cuatro conceptos:
-
Seguridad
-
Pruebas
-
Operación a mínimo técnico
-
Limitaciones del sistema de transmisión o suministro a una zona específica.
Para la determinación de los sobrecostos asociados a los tres primeros conceptos es
necesaria la elaboración de simulaciones de la operación asociadas a cada uno de ellos
(Simulación de Seguridad, Simulación de Pruebas y Simulación de Mínimo Técnico).
Una simulación de la operación corresponde a la determinación, para cada hora, del
conjunto de unidades generadoras y su generación bruta asociada, necesarios para
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satisfacer la demanda bruta real del sistema, considerando los parámetros técnicos de las
unidades y un subconjunto de las restricciones presentes en la operación real.
En cada una de las simulaciones anteriores se consideran sólo las unidades que estuvieron
presentes en la operación real. Éstas se realizan en forma consecutiva y con el siguiente
orden:
-
Simulación de Seguridad: se simula una operación considerando una reserva en giro de
4% para todas las unidades generadoras y sin considerar requerimientos mínimos de
reserva primaria en el sistema. El resto de las restricciones presentes en la operación
real se mantienen.
-
Simulación de Pruebas: considerando las mismas condiciones de la Simulación de
Seguridad se simula una operación sin pruebas.
-
Simulación de Mínimo Técnico: considerando las mismas condiciones de la Simulación de
Pruebas se simula una operación en que el mínimo técnico de todas las unidades es
cero.
La simulación de Mínimo Técnico considera ya relajadas las restricciones de reserva en giro
superior a 4%, reserva primaria y las pruebas, por lo tanto no corresponde a una
simulación aislada que considere sólo la relajación de los mínimos técnicos de las centrales.
A continuación la DP transcribe el Resuelvo Nº 1 de la RM 39/2000 y la letra a) del
Considerando Nº 4 de dicha resolución, y resalta que las compensaciones a las que se
refieren estas disposiciones se han aplicado sin objeciones para compensar a las empresas
generadoras que participan en el mercado de las transferencias de energía (agentes) por las
siguientes causas:
-
Para compensar a los propietarios de las centrales que operan de acuerdo a las
instrucciones del CDEC, cuyo costo de producción sea superior al costo marginal del
sistema (agente perjudicado).
-
Para compensar los sobrecostos en que incurren las empresas generadoras derivados de
los mayores o menores precios de venta de la energía efectivamente inyectada por sus
unidades generadoras, o los mayores o menores precios de compra de la energía
retirada; así como de la menor o mayor producción de las centrales despachadas en la
operación real.
La DP destaca que aquellas unidades generadoras que no inyectaron energía al sistema en
el período de cálculo correspondiente, no están consideradas para ninguna compensación
derivada de la RM 39/2000. Estas unidades:
-
No presentan sobrecostos, de hecho no experimentan ningún costo de operación
efectivo debido a que no operaron;
-
Si el propietario recibiera compensaciones asociadas a estas unidades por aplicación de
la RM 39/2000, no quedaría neutro sino que sería beneficiado.
_____________________________________________________________
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c) La RM 23/2000 del CDEC-SIC
La DP señala que la RM 23/2000 resolvió una divergencia en el CDEC-SIC de características
análogas a la resuelta por la RM 39/2000 para el CDEC-SING. Contra esa resolución se
interpuso un recurso de reconsideración que fue resuelto por la RM 30/2002, de cuyo texto
la DP destaca lo indicado en el resuelvo 2b):
“Los agentes que efectúen retiros del sistema y que debido a eventuales
disminuciones del costo marginal se vean beneficiados en la situación real respecto
de la situación superóptima teórica, deben reintegrar dichos beneficios adicionales, a
fin de que las empresas generadoras que inyectan al sistema, originalmente
perjudicadas, permanezcan neutras.”
d) La presentación de Electroandina
La DP se refiere, en primer lugar, a varias afirmaciones de Electroandina en las que esta
empresa identifica el despacho a mínimo técnico de unidades de ciclo combinado de
GasAtacama como la razón por la que no fueron despachadas las unidades U10 y U11.
Según la DP dichas afirmaciones están fuera de contexto, ya que el despacho óptimo
determinado por la DO no se puede atribuir a una característica particular de una unidad
generadora específica, sino que es el resultado, entre otras cosas, de considerar las
características técnicas de todas las instalaciones del sistema. Dicha operación óptima
considera además las condiciones de operación del sistema, tales como nivel y
comportamiento de la demanda en forma global y en las distintas zonas del sistema,
instalaciones falladas o con restricciones de operación, etc.
Así por ejemplo, señala la DP, una unidad generadora puede ser “desplazada”
completamente del despacho óptimo por múltiples razones que actúan simultáneamente,
entre ellas:
-
Tiempos mínimos de operación: una unidad que se encuentra cumpliendo con su tiempo
mínimo de operación puede desplazar otras unidades de menor costo variable en el
despacho óptimo.
-
Tiempos mínimos de detención: una unidad puede no ser despachada por tener un
tiempo mínimo de detención que hace más “caro” el costo global de operación del
sistema ante otra alternativa.
-
Costos de partida: una unidad puede no ser despachada en el despacho óptimo por
tener un alto costo de partida.
-
Costos de detención: una unidad puede no ser despachada en el despacho óptimo por
tener un alto costo de detención.
Concluye la DP que si al realizar el despacho súper-óptimo se considerara a las unidades
que no generaron en la operación real, se podría estar efectuando compensaciones por
unidades generadoras que no fueron despachadas debido a, por ejemplo, que su costo de
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partida es muy alto, o debido a que habían unidades operando para cumplir su tiempo
mínimo de operación, lo cual claramente no cabe en los principios generales de la
RM 39/2000.
En relación a las peticiones de Electroandina formuladas al Panel de Expertos, la DP declara
que ellas no se avienen a lo estipulado en la RM 39/2000 y otras normas citadas. Considera
además que dichas peticiones, especialmente la indicada como Nº 1, es inaplicable por
tratarse de una petición planteada en forma incompleta, dado que omite y no otorga
solución a un conjunto de materias de la mayor importancia para la DP, que será la
encargada de realizar la Simulación de Mínimo Técnico.
La DP justifica esta afirmación señalando que:
-
En la Petición Nº 1 de Electroandina no se indica si debieran o no considerarse
restricciones tales como tiempos mínimos de detención, tiempos de partida, etc. que
podrían afectar el despacho de unidades que estando fuera de servicio en la operación
real, se encuentran disponibles para ser despachadas en la simulación de Mínimo
Técnico.
-
Tampoco se indica cómo deben ser tratadas en la simulación de Mínimo Técnico las
restricciones reales del sistema de transmisión que limitaron la inyección de algunas
unidades generadoras. Estas restricciones de transmisión actualmente son consideradas
en todas las simulaciones de la RM 39/2000 dado que sus efectos en la generación real
son efectivos. La incorporación en el despacho simulado o súper-óptimo de unidades
generadoras que no operaron en la realidad podría implicar que estas restricciones
reales tuvieran un efecto sobre las variables eléctricas que las determinan, sin embargo,
al ser una operación ficticia no se contaría con una medición que permitiera tomar las
medidas que correspondan. Para lo anterior, sería necesario que la DP realice
verificaciones, en base a estudios de flujos de potencia, respecto de lo que podría ocurrir
en cada una de las horas de la simulación súper-óptima.
-
De manera similar, en la simulación súper-óptima y debido al hipotético despacho de
unidades generadoras que no operaron en la operación real, se debería verificar la
posible aparición de otras restricciones en el sistema de transmisión que no se dieron en
la operación real.
-
Como resultado del despacho en una operación súper-óptima de unidades generadoras
que no generaron en la operación real podrían presentarse condiciones que no fueran
seguras para el sistema. En este caso la DP debiera realizar estudios de sistemas de
manera de asegurar que hora a hora el sistema cumple con las disposiciones de
seguridad y calidad de servicio que la normativa vigente impone.
-
Adicionalmente, hay que considerar que las unidades generadoras que son despachadas
en la operación real están sujetas a eventuales fallas o restricciones intrínsecas a su
operación, las cuales son reflejadas en todas las simulaciones que actualmente realiza la
DP para fines de la aplicación de la RM 39/2000. Por lo tanto al ser despachadas en la
simulación súper-óptima propuesta por Electroandina las unidades generadoras que no
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operaron en la realidad, también debe considerarse la probabilidad que fallen en la
partida, fallen durante su operación o la probabilidad de que presenten restricciones en
su operación. Para lo anterior, la DP debiera desarrollar alguna metodología o algoritmo
aleatorio para poder simular estas posibles fallas o restricciones operacionales de las
instalaciones. Además, también habría que definir cual sería la duración de dichas fallas
o restricciones en la simulación súper-óptima y en qué hora debieran considerarse o
aplicarse.
-
Otro tema relevante es que algunas de las unidades generadoras del SING tienen
restricciones asociadas al suministro de combustible, lo que implica que al operar ven
restringida o afectada su operación futura por el combustible que consumieron. Por lo
tanto, se debe determinar el tratamiento de la disponibilidad de combustible de las
unidades generadoras cuando son despachadas en la simulación súper-óptima de
manera de que no se originen inconsistencias entre lo que sucedió en la operación real
versus lo que podría suceder en la operación súper-óptima.
-
Por otra parte, es importante considerar que al realizar la simulación súper-óptima de
acuerdo a lo planteado por Electroandina, no se dispondría de las decisiones relevantes
que se hubieran tomado en la realidad por las empresas involucradas en el despacho
súper-óptimo, tales como permitir que sus unidades operen menos tiempo que el
Tiempo Mínimo de Operación, o suspender o cambiar fechas u horarios de trabajos o
desconexiones de instalaciones del sistema.
En conclusión, señala la DP, para elaborar la simulación súper-óptima debería tomar
decisiones respecto de las materias anteriores, pero no tendría certeza que se hubieran
dado en una realidad virtual. Dado lo anterior, estas decisiones estarían siempre sujetas a
controversia, considerando que todas ellas son hipotéticas.
Argumenta la DP que si se aceptara la Petición N° 1 de Electroandina, todas las desventajas
indicadas anteriormente se verían agravadas o profundizadas, ya que:
-
El despacho súper-óptimo que propone Electroandina implicaría tiempos muy superiores
a los que destina actualmente la DP para la determinación de las compensaciones de la
RM 39/2000, dado que habría que realizar además, estudios de flujo de potencia y de
sistema hora a hora para poder definir primero la operación súper-óptima.
-
Se requeriría aumentar la dotación de la DP para poder cumplir con el plazo que estipula
la normativa con relación a la publicación de los costos marginales 48 horas después de
que ocurra la operación real. Cabe hacer notar que actualmente, dada la complejidad de
la aplicación de la RM 39/2000, la DP logra cumplir con este plazo en forma muy
ajustada.
-
Las empresas involucradas en las transferencias de energía deberían capacitar y asignar
personal especial que sea capaz de revisar y reproducir los cálculos de compensaciones
que determina la DP, así como también revisar los estudios de flujo de potencia y
estudios de sistemas necesarios para determinar la operación súper-óptima.
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-
Si la aplicación actual, que ya es compleja, no permite estimar fácilmente el volumen de
las compensaciones, con el nuevo método propuesto por Electroandina sería
prácticamente imposible, dado que primero habría que determinar la simulación súperóptima para poder identificar las unidades sujetas a compensaciones.
-
Muchos clientes del SING, así como también futuros inversionistas han solicitado a la DP
que se les expliquen los alcances de la RM 39/2000 y la aplicación que actualmente
realiza la DP. Si bien esta Dirección ha dado respuesta a estas inquietudes, a estas
empresas o interesados les resulta muy difícil entender estos cálculos.
En cuanto a la distinción entre “agentes” y “unidades generadoras” planteada por
Electroandina, la DP señala que concuerda con esta distinción, pero señala que si se aplicara
lo indicado por Electroandina se podría dar la siguiente situación:
Una empresa generadora “pura”, es decir que no tiene contratos con clientes, es propietaria
de solamente una unidad generadora. Si, por ejemplo, en una hora h de un día cualquiera
esta unidad generadora no inyecta en la operación real determinada por la DO, pero sí es
despachada en la operación súper-óptima de la simulación de mínimo técnico propuesta por
Electroandina, ello implicaría que:
- En la hora h esta unidad generadora no participa en las transferencias de energía.
- En la hora h esta unidad generadora es compensada por la aplicación de la simulación a
mínimo técnico, dado que resulta ser despachada en la operación súper-óptima.
- La empresa propietaria de esta unidad es un agente que no hace retiros ni inyecciones en
la operación real, pero por el solo hecho de que su unidad generadora fue despachada en la
operación súper-óptima sería “merecedora” de una compensación. Es decir, esta empresa
además de recibir su respectivo pago por potencia firme, recibiría un pago o compensación
por no haber sido despachada por la DO, en atención a que en una operación virtual sí fue
despachada, operación que además no podría darse en la realidad.
La DP concluye su presentación con una reseña de los documentos que se han elaborado
por el CDEC-SING en relación con la aplicación de la RM 39/2000. Señala que las RM
39/2000, RM 59/200 y RM 74/2000 se han aplicado por más de 10 años, período durante el
cual la DP ha analizado detalladamente todas las observaciones de las empresas. Esta
aplicación sólo considera unidades generadoras que inyectaron en la operación real. La
complejidad propia de la RM 39/2000 implicó necesariamente la realización de diversas
consultas en distintas materias con la autoridad correspondiente durante el proceso de
elaboración de la aplicación de dicha resolución. Un aspecto tan sustantivo como la
determinación de quienes son sujeto de compensaciones no podría haber quedado
indeterminado. La demostración de aquello es la aplicación consistente que ha hecho la DP
desde el año 2000, como también que a ninguna empresa le cupo dudas ni disconformidad
respecto a la aplicación realizada por la DP hasta la fecha, en particular nunca recibió
observaciones respecto a la materia de la actual Discrepancia.
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3.3. GasAtacama Chile S.A.
GasAtacama Chile S.A., en adelante GasAtacama, señala que el objeto de esta discrepancia
es el cálculo de las compensaciones a que se refiere la RM 39/2000. Específicamente,
corresponde determinar si deben incluirse sólo las unidades del sistema que participaron de
la operación real del SING cuando alguna unidad se encuentra operando a mínimo técnico,
tal como ha hecho la DP desde agosto de 1999 y hasta el IVT de abril de 2009, o si, por el
contrario, deben considerarse también las unidades no incluidas en el despacho por haber
sido desplazadas por la unidad operando a mínimo técnico.
En primer término la empresa presenta los antecedentes que dan origen a esta
discrepancia. Indica que el objeto de la divergencia entre las empresas integrantes del
CDEC-SING que dio origen a la dictación de la RM 39/2000 por parte del Ministro de
Economía, Fomento y Reconstrucción fue el cálculo de costos marginales, en condiciones
excepcionales. GasAtacama indica que el Ministro de Economía, en el considerando 2 de la
RM 39/2000, señaló que ella se refería a:
“…...“Cálculo de los costos marginales de agosto de 1999 y sobre el tema
relativo a la participación de los transmisores de julio de 1999"……que,
específicamente, se refiere a los siguientes aspectos:
a)
Determinación de los costos marginales cuando operan centrales
caras a mínimo técnico.
b)
Si corresponde o no que el propietario de una central en prueba
reembolse el sobreprecio que han debido pagar otras empresas por
causa de una generación de la prueba inferior a la presupuestada.
c)
Validez del acuerdo N° 30.1/96 que establece pagos provisionales
para el caso en que no exista acuerdo sobre la valorización de los
costos marginales, basados en el promedio aritmético de las
diferentes proposiciones para ellos.
d)
Efecto de la desadaptación del parque generador en condiciones
especiales de operación.
e)
Si las empresas transmisoras que integran el CDEC tienen o no
derecho a participar en la valorización de las transferencias de
energía y potencia”.
De la lectura de los documentos, GasAtacama infiere que el objeto de aquella divergencia
era la determinación de los costos marginales en determinadas circunstancias excepcionales
de operación al interior del SING, siendo una de dichas circunstancias excepcionales la
operación de centrales caras a mínimo técnico. La empresa resalta que no se advierte que
el objeto de la divergencia haya sido analizar la situación de aquellas unidades no incluidas
por aplicación de reglas de despacho, pese a tener costos variables inferiores que las
unidades funcionando a mínimo técnico. Agrega que hay incluso menos evidencia de que al
resolver, se haya considerado si tales unidades debían ser objeto de compensaciones y, en
tal caso, de cómo debían éstas calcularse.
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La empresa comenta que durante el transcurso de esa divergencia la CNE enuncia los
“principios generales” que deben regir estas compensaciones (y que luego recoge casi
íntegramente la RM 39/2000). A juicio de GasAtacama los principios de la CNE reiteran la
necesidad de compensar los mayores costos de operación que se generan por la existencia
de una unidad generando a mínimo técnico, pero siempre apuntando a que la distorsión que
se produce a nivel de costo marginal genera beneficios y/o perjuicios para las empresas que
inyectan y retiran energía en tales momentos, siendo por tanto ellas –y no otros—quienes
deben compensarse recíprocamente. La empresa reitera que ni expresa, ni tácita, ni
referencialmente se menciona el caso de las unidades no incluidas en el despacho.
A continuación, GasAtacama se refiere a la RM 39/2000 y al alcance de sus disposiciones
sobre la materia. Indica que la RM 39/2000 siguió la lógica presentada anteriormente por la
CNE. En su considerando 4 letra (a), tras precisar que una central operando a mínimo
técnico, por la propia definición del artículo 150 de la Ley Eléctrica (hoy artículo 225), no
puede definir el costo marginal, prosigue señalando que: “Dependiendo de la razón que
origina la operación a mínimo técnico de una central, su propietario debe recibir una
compensación por el sobre costo en que incurre como, asimismo, quienes resulten
perjudicados en sus ingresos”. La empresa comenta que es al parecer de esta última frase,
“quienes resulten perjudicados en sus ingresos”, que Electroandina extrae que, por la
postergación de sus U10 y U11 en el orden de despacho por razones de mínimo técnico, ella
merece ser compensada. Agrega que es esta frase en la cual Electroandina se estaría
basando para argumentar que la DP, al no incluir a las unidades U10 y U11 en el cálculo de
compensaciones de la RM 39, estaría actuando “contra texto normativo expreso”. A juicio
de GasAtacama, de la lectura de los numerales 1 a 3, de la letra (a) del citado considerando
4 de la RM 39/2000, se desprende que las compensaciones deben beneficiar a quienes,
habiendo participado de la operación real, se han visto perjudicados por el hecho de que la
unidad operando a mínimo técnico, no fija el costo marginal.
La empresa destaca que la RM 39/2000 advirtió que en el balance de Inyecciones y Retiros
practicado en el CDEC, se producirían distorsiones, por lo que se preocupa de resolver
aquellas que afectan a tres tipos de agentes: Las unidades que operan a mínimo técnico, las
unidades que inyectan energía y los agentes que retiran energía. GasAtacama enfatiza que
la RM 39/2000 no se preocupa de compensar a unidades que no están despachadas y, por
lo tanto, que no inyectan energía, y tampoco se preocupa de forzar el despacho de unidades
que no tuvieron cabida en el despacho óptimo, “dado que la distorsión en la determinación
del costo marginal que la aplicación de la RM 39 produce, no les afecta en lo absoluto.”
El tercer punto desarrollado por la empresa se refiere a los argumentos presentados por
Electroandina. En primer lugar se refiere a la operación de unidades a mínimo técnico (y en
especial los CC1 y CC2 de GasAtacama) que estarían ocasionando la arbitraria exclusión de
las unidades U10 y la U11 de Electroandina. Al respecto GasAtacama señala que
Electroandina confunde el problema, presentándolo como una situación particular de los
mínimos técnicos del CC1 y CC2 de GasAtacama y de cómo éstos estarían afectando a sus
unidades U10 y U11. Tal afirmación sería errónea ya que cualquier máquina con mínimo
técnico puede desplazar en un momento dado del despacho económico a otra máquina de
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menor costo variable, por lo cual la situación señalada se puede dar con otras máquinas,
dependiendo de una combinatoria de costos variables, tamaños de unidades, disponibilidad
de unidades, demanda del sistema y otras restricciones. Agrega que existen condiciones de
operación, que dependen de la demanda del sistema y otros factores, en que las unidades
U10 y U11 son despachadas a pesar de que los ciclos CC1 o CC2 estén despachadas a
mínimo técnico.
De lo anterior la empresa concluye que la lista de mérito o tabla de costos variables es sólo
uno de los elementos que importan al momento de determinar la operación a mínimo costo.
La solución óptima para el funcionamiento incluye una serie de restricciones que la realidad
exige respetar a la hora de calcular la operación de mínimo costo. Vale decir, el que una
unidad pueda tener un costo variable menor no la hace necesariamente merecedora del
despacho. Por lo mismo, si en un momento dado una unidad disponible y de bajos costos
variables no es despachada, ello no implica una arbitrariedad ni una alteración del sistema,
sino simplemente que tal unidad –por aplicación expresa de las reglas de operación del
SING vigentes desde siempre- no alcanzó los méritos suficientes para ser despachada y, por
tanto, no es merecedora a compensación alguna. Por el contrario, si se forzara la operación
de esas unidades de costo variable menor, sacando del despacho a la máquina que debe
operar a mínimo técnico y que tenía un costo variable mayor, se llegaría a otra
configuración de despacho de mayor costo de operación y, por lo tanto, sub-óptima. De
incluir a las unidades U10 y U11, en las compensaciones por mínimo técnico, pese a no
participar éstas en la operación real, se produciría un enriquecimiento sin causa en favor de
unidades que no tuvieron mérito suficiente para estar presentes en el despacho real, en
desmedro de todas las otras unidades que sí lo tuvieron y que generaron en el despacho
real.
Otro argumento presentado por Electroandina dice relación con que los referidos CC1 y CC2
tendrían “elevados” mínimos técnicos. GasAtacama indica que tal argumento no es
aceptable ya que el nivel de mínimo técnico es un dato dado por las características propias
de las unidades –tal como lo son la potencia máxima, el consumo específico de combustible
y otras- y no un parámetro que se pueda cambiar para ajustar el despacho. La empresa
comenta que prácticamente todas las unidades generadoras del SING tienen restricciones
de mínimo técnico y que en la mayoría de los casos su nivel respondería a lo que
Electroandina estima “elevado” y que, en rigor, no es más que las restricciones técnicas
propias de cada unidad para poder operar en forma estable y continua, de manera de
contribuir a la continuidad y seguridad de suministro.
También la empresa se refiere al argumento de Electroandina en cuanto a que
correspondería incluir a las unidades U10 y U11 en la comparación entre la operación real y
la operación súper-óptima teórica. Al respecto, la empresa indica que si dichas unidades
recibieran una compensación bajo la RM 39/2000, pese a no haber operado en la realidad,
se estaría produciendo la percepción de una renta no merecida por tales unidades y, por
tanto, un enriquecimiento sin causa inédito en el SING. A este respecto, GasAtacama
recuerda que en la tarificación a costo marginal las rentas por energía se obtienen por el
exclusivo hecho de operar en la realidad, mientras que las rentas por potencia se obtienen
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con independencia de la operación real. De aceptarse la argumentación de Electroandina y
aceptar su petición, aparte de desnaturalizarse el espíritu de la RM 39/2000, se estaría
alterando de manera esencial la referida regla bajo la cual descansa el sistema marginalista,
introduciendo la posibilidad que una unidad que no opera perciba finalmente ingresos
vinculados con el concepto de transferencias de energía. Enfatiza que la RM 39/2000 es un
procedimiento que vino a corregir un problema de precios pero en ningún caso a modificar o
cuestionar el despacho económico establecido por el CDEC, el cual, por mandato legal,
siempre debe ser el de mínimo costo de operación del sistema.
De lo anterior la empresa concluye que a las unidades que no hayan sido despachadas, ya
sea por existir unidades operando a mínimo técnico o por cualquier otro motivo (llámese
tiempo mínimo de operación, límite de despacho o cualquier otra causa), no les afectan las
distorsiones en la determinación del costo marginal que la aplicación de la RM 39/2000
produce, puesto que dichas unidades no inyectan energía al sistema y, por lo tanto, esta
situación no les causa perjuicio ni beneficio.
Finalmente, GasAtacama destaca que esta metodología se aplica de idéntica manera desde
el 2000 a la fecha. Durante dicho lapso se han producido innumerables operaciones a
mínimo técnico en el SING, de muchas y distintas unidades -incluso de propiedad de
Electroandina- sin que esta empresa, ni ninguna otra, haya reclamado su aplicación ante las
instancias pertinentes.
Solicitud de GasAtacama al Panel de Expertos:
Resolver que el IVT correspondiente al mes de abril de 2009 es correcto y no debe
modificarse, en cuanto la DP, al contrario de lo aseverado por Electroandina, no ha
actuado en ningún momento contra texto normativo expreso, sino que ha aplicado
correctamente la RM 39 al efectuar los cálculos de las compensaciones que dicha
RM establece, para el caso en que el SING opera una unidad a mínimo técnico, tal y
como lo ha venido haciendo por ya más de diez años, con la plena aceptación de
todos y cada uno de los actores del sistema.
3.4. AES Gener S.A.
AES Gener S.A., en adelante AES Gener, solicita declarar la inadmisibilidad legal de la
discrepancia planteada por Electroandina respecto del IVT correspondiente al mes de abril
de 2009, elaborado por la DP del CDEC-SING, en base a los antecedentes que expone.
AES Gener efectúa un resumen de los antecedentes que dan origen a la presente
divergencia y que han sido expuestos en el punto 2 anterior. AES Gener concluye que al
presentar la divergencia en análisis, Electroandina pretende efectuar una modificación del
procedimiento de cálculo de compensaciones por aplicación de la RM 39/2000 que realiza la
DP del CDEC-SING en cumplimiento de sus funciones, sin respetar la formalidad específica
que, para la elaboración y modificación de procedimientos de las respectivas Direcciones de
los CDEC, establece el artículo 10 del Reglamento de los CDEC contenido en el DS
N° 291/2007. Por consiguiente, continúa AES Gener, la “pretensión de cambio de
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procedimiento técnico” requerida por Electroandina, al no ajustarse a las disposiciones del
DS N° 291/2007, ha sido formulada de manera improcedente y extemporánea, por lo que
estaría fuera de la competencia del Panel de Expertos, siendo por ello legalmente
inadmisible.
A continuación AES Gener analiza la normativa vigente respecto de modificación de
Procedimientos de las respectivas Direcciones Técnicas de los CDEC, invocando al efecto el
Dictamen N° 19-2008 de este Panel.
Al efecto, cita el artículo 10° del Reglamento de los CDEC, que establece:
"Las Direcciones de cada CDEC deberán establecer metodologías y mecanismos de
trabajo a través de Procedimientos, lo que se denominarán "Procedimiento DO',
"Procedimiento DP" o "Procedimiento DAP", según la Dirección que los realice, los cuáles
deberán ajustarse a las disposiciones de la Ley, el presente reglamento y demás normativa
eléctrica vigente. Los procedimientos antes mencionados estarán destinados a determinar
los criterios, consideraciones y requerimientos de detalle que cada Dirección necesite para
el cumplimiento de las funciones y obligaciones que le son propias.
En cualquier caso, los Procedimientos señalados y sus modificaciones, una vez
acordados por el CDEC respectivo o una vez que el Panel de Expertos hubiese emitido su
dictamen de acuerdo al inciso siguiente, deberán comunicarse a la Comisión dentro de tres
días para que ésta lo informe favorablemente previa a su aplicación.
Para efectos de lo supuesto en este artículo, se entenderá que el Procedimiento es
acordado por el CDEC respectivo si, dentro de los treinta días siguientes a su comunicación
por la Dirección que corresponda, no se hubiere presentado discrepancias por cualquier
integrante al Panel de Expertos o, en caso que dicho Panel las hubiere dictaminado dentro
de los treinta días siguientes a su presentación, con la comunicación que incorpora tal
dictamen."
Y agrega que las letras a) de los artículos 36 y 37 del Reglamento citado, establecen que es
función de la Dirección de Operación y de la de Peajes respectivamente, "Adoptar las
decisiones y elaborar los Procedimiento DO [o DP] conducentes al cumplimiento de las
disposiciones legales, reglamentarias y del Reglamento Interno, en las tareas propias de
esta Dirección"
Manifiesta, asimismo, que el Panel de Expertos en su Dictamen N° 19-2008 señaló que “en
lo relativo a elaboración y modificación de procedimientos sólo se encuentran vigentes las
normas contenidas en el Reglamento CDEC”, y que “los manuales de procedimientos
aprobados con anterioridad a la dictación del DS 291/2007 continúan vigentes, según el
Articulo 6° Transitorio del DS 291/2007, mientras las Direcciones Técnicas no propongan los
Procedimientos y sean éstos informados de modo favorable por la CNE, y en tanto no
contravengan la ley y las disposiciones del Reglamento. Esta vigencia transitoria de los
actuales manuales tiene solamente el efecto de impedir la ausencia temporal de normas;
pero, en caso alguno, se pospone la aplicación de las normas permanentes contenidas en el
Reglamento CDEC en lo relativo a elaboración, modificación y aplicación de Procedimientos
_____________________________________________________________
23 de 47
en el CDEC, las que se encuentran plenamente vigentes a partir de la publicación del
mencionado decreto supremo". Finalmente, señala que el dictamen referido concluye que:
“Tal como se ha dicho precedentemente, de lo señalado en el inciso tercero del artículo 10
del Reglamento CDEC queda claro que los conflictos o discrepancias que se refieran a los
Procedimientos y su modificación sólo pueden gestarse respecto de un Procedimiento
elaborado y comunicado por la Dirección que corresponda."
Hace notar AES Gener que en la materia a que se refiere esta divergencia, esto es el cálculo
de compensaciones por aplicación de la RM 39/2000, existe un borrador –el Manual de
Procedimiento N° 34 del año 2008- que aún no completa su proceso de aprobación ya que,
hasta la fecha, no ha sido formalmente comunicado por la respectiva Dirección a los
integrantes del CDEC-SING ni ha sido informado a la autoridad. Por ello, continúa, respecto
de dicho Manual se encuentra aún pendiente la instancia para que los integrantes puedan
formular sus observaciones, de conformidad a lo dispuesto en el inciso 3° del artículo 10 del
Reglamento de los CDEC.
Agrega que como la Dirección de Peajes del CDEC-SING no ha elaborado ni comunicado un
nuevo Procedimiento sobre compensaciones por aplicación de la RM 39/2000, ni tampoco ha
comunicado una modificación al borrador de Manual de Procedimientos, no se ha dado
cumplimiento a los supuestos establecidos en la letra m) del articulo 30 y letra b) del
artículo 36, ambos del Reglamento del Panel.
De lo anterior concluye AES Gener que:
1.
Conforme a lo dispuesto en el inciso tercero del artículo 10 del Reglamento CDEC
queda claro que los conflictos o discrepancias que se refieran a los Procedimientos, y los
criterios contenidos en ello, o sus modificaciones, tienen una instancia determinada para ser
observados y objetados, que es el plazo de 30 días allí dispuesto para presentar la
correspondiente discrepancia ante el Panel de Expertos, no correspondiendo formular una
discrepancia por la aplicación de estos criterios, presentación que es improcedente e
intempestiva.
2.
En cuanto a la objeción de Electroandina sobre los criterios utilizados por la DP en el
cálculo de compensaciones RM 39/2000 de abril de 2009, recalca que la DP no ha realizado
modificación alguna a los criterios, que se han mantenido inalterados en cuanto a la forma
en que previa y constantemente han sido elaborados los informes respectivos, sin que
existiesen reparos a su respecto por parte de Electroandina. Lo anterior, indica la empresa,
ha sido confirmado por la DP.
3.
Por consiguiente, continúa AES Gener, la objeción elevada por la vía de una
divergencia ante el Panel de Expertos, resulta ser el intento unilateral de Electroandina de
introducir una modificación de procedimiento, a partir del mes de abril de 2009, a los
criterios que utiliza el CDEC-SING desde el año 2000, sin esperar la publicación por parte de
la DP del Procedimiento respectivo.
4.- Finalmente, AES Gener señala que es importante que sea la DP la que, en su carácter de
órgano eminentemente técnico, evalúe si corresponde o no modificar el criterio de cálculo
_____________________________________________________________
24 de 47
de las compensaciones, e incorporar los eventuales cambios en el borrador de Manual
N° 34, que ha sido aplicado hasta la fecha, acelerando la publicación del procedimiento
definitivo, en la forma dispuesta por el Reglamento CDEC, quedando en tal caso sometido
en su revisión y discusión al estatuto reglamentario correspondiente que, en opinión de AES
Gener, no es el de la presente divergencia.
De este modo, en parecer de AES Gener, se resguarda el derecho y la igualdad entre todos
los integrantes del CDEC-SING en orden a poder realizar las observaciones, comentarios y
presentar las discrepancias según sea el caso, de acuerdo a la forma y los plazos
establecidos en dicho reglamento y no por una vía que, erradamente según lo pretende
Electroandina, resulta anómala, extemporánea y completamente inadmisible.
Solicitud de AES Gener al Panel de Expertos:
No dar curso a la Discrepancia, declarándola legalmente inadmisible.
3.5. Norgener S.A.
Norgener S.A. manifiesta al Panel que adhiere a la posición de AES Gener S.A., la que da
por expresamente reproducida en su presentación.
3.6. Compañía Eléctrica Tarapacá S.A.
Compañía Eléctrica Tarapacá S.A., en adelante Celta, hace presente su posición en calidad
de "participante interesado", de acuerdo a lo indicado en el Programa de Trabajo definido
por el Panel para esta discrepancia. Explica Celta que Electroandina impugna el criterio que
la DP utilizó en el cálculo del IVT de abril de 2009, consistente en que en una de las etapas
de simulación contempladas por la RM 39/2000, denominada súper-óptima, sólo se hayan
considerado las unidades que participaron en el despacho real del sistema, excluyéndose las
unidades U10 y U11, de su propiedad, que teniendo costos variables inferiores a las
unidades CC1 y CC2 de propiedad de GasAtacama, no fueron despachadas en la operación
real, en razón de los mínimos técnicos de estas últimas. Según Celta, Electroandina
sustenta su posición sobre la base de que en el CDEC-SING no existe un manual de
aplicación de la RM 39/2000 con aprobación unánime del Directorio ni con el informe
favorable de la CNE, invalidando así los documentos de aplicación de esa Resolución,
publicados en septiembre del 2000 y en julio de 2008.
Celta diverge de la posición de Electroandina, y en consecuencia concuerda con el cálculo
del IVT definitivo del mes de abril de 2009 realizado por la DP del CDEC - SING, por las
razones que a continuación se indican.
Celta resalta, en primer lugar, lo extemporánea de la actitud de Electroandina, al cuestionar
un procedimiento de cálculo que se ha venido aplicando desde el año 2000 sin el reparo de
ninguna empresa generadora, incluso en situaciones similares a aquellas en que
Electroandina invoca un supuesto perjuicio. Es impensable, agrega Celta, que sólo después
_____________________________________________________________
25 de 47
de casi 10 años se descubra que existe un error en un aspecto del procedimiento de cálculo
tan importante como el que objeta Electroandina.
Celta también disiente de la descalificación que Electroandina hace de los documentos
elaborados por el CDEC-SING, en los años 2000 y 2008, relativos a la aplicación de la RM
39/20003, que señalan que el cálculo de las simulaciones debe realizarse con las unidades
que fueron despachadas en la operación real. Señala Celta que si bien esos documentos no
cuentan con la aprobación del Directorio del CDEC-SING ni con el informe favorable de la
CNE, han constituido la base del procedimiento utilizado por la DO y DP para realizar las
simulaciones consignadas en la RM 39/2000, sin que hasta la fecha haya existido reparo
alguno de las empresas generadoras sobre la materia in litis.
Adicionalmente, sostiene Celta que la RM 39/2000 pasó a formar parte de pleno derecho de
las normas del Reglamento Interno del CDEC-SING, en virtud de lo establecido en el artículo
179 del DS 327, vigente a la fecha de la dictación de dicha Resolución. Por lo tanto,
concluye, la aplicación realizada por el CDEC-SING de la RM 39/2000 constituye por sí
misma el procedimiento de cálculo legítimamente válido para esta Resolución, sin que para
ello se deba contar con Manuales de Procedimiento complementarios. En consecuencia,
opina Celta, los documentos antes mencionados pueden considerarse como "guías
complementarias" para el cálculo de los aspectos regulados por la RM 39/2000, sin que por
ello deban ser acordados por el Directorio ni informados favorablemente por la CNE.
A continuación Celta señala que la normativa vigente obliga al CDEC a realizar una
operación de mínimo costo, preservando los estándares de seguridad exigidos por las
normas vigentes (artículo 137° de la LGSE y DS N° 291/2007). Para este efecto debe
considerar todas las restricciones técnicas que condicionan la operación del sistema. Dado lo
anterior, puede ocurrir que producto de las inflexibilidades de las instalaciones, tiempos de
partida, mínimos técnicos y otros, una unidad cuyo costo variable sea menor al costo
marginal del sistema no sea despachada en la solución de mínimo costo, sin que ello dé
origen a compensación alguna.
Celta ilustra su posición con el ejemplo ficticio que presenta en los Cuadros de Oferta y
Operación siguientes. En el ejemplo, las restricciones de mínimo técnico afectan el despacho
óptimo (factible), pero sin que ninguna central opere a mínimo técnico y por tanto sin
necesidad de aplicar la RM 39/2000. La demanda, que en el ejemplo alcanza a 1.156 MW,
es abastecida de manera óptima en la forma que se muestra en solución A2, que es la de
mínimo costo entre las factibles. En la solución A2 la unidad U2 no es convocada al
despacho, aún cuando su costo variable es inferior al de la unidad marginal del sistema (U3
opera a un nivel mayor que su Mínimo Técnico y marca el costo marginal del sistema). La
3
"Aplicación R.M. Exta. N° 39/2000-propuesta por la Dirección de Operación", Dirección de Operación del CDECSING, de septiembre de 2000 y "Compensación por Aplicación de la R.M. Exta. N° 39/2000 y otros Sobrecostos de
Operación", Dirección de Peajes del CDEC-SING, de julio de 2008.
_____________________________________________________________
26 de 47
U3 es despachada en vez de la U2, para conseguir una operación óptima del sistema, sin
que ello implique compensar a la unidad U2.
Cuadro: Oferta
Unidad
U1
U2
U3
U4
Sin Mínimo Técnico
Pot Max
CVAr
MW
US$/MWh
1000
50
100
100
300
110
100
200
Con Mínimo Técnico (MT)
Pot MT
CVAr MT
MW
US$/MWh
50
110
155
120
55
210
Cuadro: Operación
Infactible
(MW)
U1
U2
U3
U4
1000
100
56
0
Costo
Oper.
(MUSS)
50
10
6
0
Total
1156
66,2
A1
(MW)
A2
(MW)
1000
100
0
56
Costo
Oper.
(MUSS)
50
10
0
11
A3
(MW)
1000
0
156
0
Costo
Oper.
(MUSS)
50
0
19
0
951
50
155
0
Costa
Oper.
(MUSS)
48
6
19
0
1156
71,2
1156
68,7
1156
71,7
Este ejemplo muestra, según Celta, que el orden de mérito de los costos variables de las
unidades generadoras es sólo uno de los factores considerados para determinar la operación
a mínimo costo, puesto que la solución óptima está sujeta a un conjunto de restricciones.
Concluye Celta que, como consecuencia de las reglas de la operación económica, no cabe
que una unidad que no ha sido convocada al despacho económico, por causa de una
restricción de mínimo técnico de otra central, deba recibir una compensación económica en
las transferencias de energía por dicha causa.
En opinión de Celta, el objetivo de la RM 39/2000 es regular el efecto económico que se
produce en el sistema con la operación a mínimo técnico de una unidad generadora, sin que
ésta marque costo marginal; pero con el exclusivo propósito de compensar los sobrecostos
que se producen debido a la operación de mínimo técnico.
A mayor abundamiento, indica Celta, todas las simulaciones asociadas a las distintas
operaciones a mínimo técnico contempladas en la RM 39/2000 deben tomar como base la
operación real del sistema para determinar los sobrecostos que se producen por las
operaciones a mínimo técnico. Si una de ellas pierde su referencia con la operación real (al
considerar unidades que no fueron despachadas), además de producirse una inconsistencia
con el resto de las simulaciones, se distorsiona el cálculo de sobrecostos al considerarse un
_____________________________________________________________
27 de 47
despacho ficticio totalmente diferente a la solución óptima real que sirve de referencia para
estos cálculos.
Más adelante, Celta se refiere al punto N° 2, título V del Informe emitido por la CNE con
ocasión de la divergencia que originó la RM 39/2000. De dicho punto, Celta infiere que el
propósito principal de la Resolución es normar la condición de excepción que se produce con
la operación de una central a mínimo técnico. Señala que debido a que el costo de
operación de dicha central puede ser superior al costo marginal del sistema, la RM 39/2000
tiene como propósito principal permitir que la central reciba la remuneración que sustente
su operación fuera de mérito y que los costos adicionales que provengan de tal operación, y
no de la restricción en sí, sean solventados por quienes resultan beneficiados por este
despacho excepcional.
La operación a mínimo técnico, prosigue Celta, perjudica a los generadores que inyectan
energía (venden su inyección a un costo marginal menor a su costo variable) y beneficia a
los generadores que retiran energía (menores costos de retiro). Por tanto, el cálculo de los
efectos de una operación de mínimo técnico debe realizarse en función de las reglas de
operación, esto es, entre los generadores que efectivamente inyectaron energía, incluyendo
a los que operaron su central a mínimo técnico, y los generadores que realizaron retiros del
sistema.
Según Celta, lo anterior está sancionado por la propia RM 39/2000 que en el punto 4.a).2.
señala que "el sobrecosto global del sistema a compensar se obtiene del balance total entre
los mayores costos de quienes se ven perjudicados y las mayores ganancias de quienes se
ven beneficiados". Lo que complementa indicando que "… sí la operación a mínimo técnico
significa, entre otras consecuencias, una disminución del costo marginal del sistema, ocurre
que los agentes que retiran electricidad se ven beneficiados y no perjudicados mientras que
los que inyectan se ven perjudicados en sus ingresos". Y después agrega que "En tales
casos los agentes beneficiados deben reintegrar los ingresos adicionales a fin de que todos
los agentes que no requieren de esa operación permanezcan neutros y no beneficiados.”
Dicho Considerando, continúa Celta, al señalar textualmente que deben compensarse los
mayores costos, evidentemente no puede estar refiriéndose al caso de centrales que no
inyectaron energía al sistema puesto que al no ser despachadas en la operación óptima del
sistema (despacho real) su costo es nulo y por tanto no cabe atribuirle costo adicional
alguno.
Por lo tanto, según Celta, la DP al simular el súper-óptimo hace lo correcto al no considerar
unidades que no participaron en el despacho real, puesto que esta simulación sólo tiene por
objetivo compensar distorsiones que se producen en: i) unidades despachadas a mínimo
técnico, que recibe una renta menor a su costo variable, ii) unidades cuyas inyecciones
están subvaloradas en la operación real y iii) agentes cuyos retiros están subvalorados. Más
aún, continúa Celta, si recibieran una compensación unidades que no han operado en la
realidad, se estaría produciendo un enriquecimiento sin causa, por una renta no merecida.
_____________________________________________________________
28 de 47
Celta complementa su argumentación con un ejercicio similar al presentado en los Cuadros
anteriores, pero suponiendo que la demanda es de 1.154 MW, situación en la cual la
operación optima (factible) conduce a una operación a mínimo técnico y por tanto a la
aplicación de la RM 39/2000.
Cuadro: Operación con demanda de 1.154 MW
Al
(MW)
U1 999
U2 100
U3 0
U4
55
Costo
Oper.
(MUS$)
50,0
10,0
0,0
11,6
999
0
155
Costo
Oper.
(MUSS)
50,0
0,0
18,6
Ideal
DP
(MW)
1000
0
154
Costo
Oper.
(MUS$)
50,0
0,0
18,5
Ideal
EA
(MW)
1000
100
54
0
0,0
0
0,0
0
Real
(MW)
Costo Oper.
(MUS$)
50,0
10,0
6,5
0,0
En este caso, la operación súper-óptima que consideraría la DP sólo relaja la restricción de
mínimo técnico en que opera la unidad U3, y ninguna otra. Con esta simulación, se
determinan las compensaciones entre los agentes participantes en la operación real. Así se
compensa a la central U1 por una valorización menor de sus inyecciones (menor costo
marginal y menor cantidad inyectada). La central U3 recibe el sobrecosto por haber
inyectado su energía a un costo variable (US$120/ kWh) mayor que el costo marginal real
(US$ 50/kWh). Finalmente quienes se benefician de los retiros deben compensar a los que
son perjudicados en la operación real.
También se incluye la operación súper-óptima solicitada por Electroandina (EA en el
cuadro), que implica incluir la central U2 en la operación óptima factible. Resulta, según
Celta, evidente de la comparación con la simulación anterior que se está incluyendo una
condición adicional de operación que no estaba presente en la solución factible óptima
original del problema (despacho real), razón por la cual dicha condición sigue siendo
infactible para los efectos del cálculo de las compensaciones que deben determinarse según
la RM 39/2000. La inclusión de la U2 distorsiona lo que deben recibir las unidades que
inyectaron al sistema en la solución factible óptima (U1 y U3) pero además distorsiona los
pagos que deben realizar los que retiran del sistema.
En opinión de Celta, que el cálculo del sobrecosto y las compensaciones en esta condición
se identifique con una simulación denominada súper-óptima, no significa que dicha
simulación dé pie a una idealización que relaje todas las restricciones del sistema y que, en
definitiva, conduzca a una operación completamente distinta de la solución óptima real. Ello
por cuanto en ese caso se estaría compensando la activación de restricciones que va más
allá de la situación excepcional de operación a mínimo técnico. Por lo tanto, el criterio
seguido hasta la fecha por la DP de construir la simulación súper-óptima a partir de la
operación óptima real del sistema, sin incluir el despacho de unidades que no estuvieran
presentes en ella, es una aplicación correcta de la RM 39/2000.
_____________________________________________________________
29 de 47
Adicionalmente, Celta señala que la discrepancia planteada por Electroandina no tiene
fundamento legal, puesto que no hay derechos vulnerados, sino meras expectativas. En
efecto, de acuerdo con lo dispuesto en la normativa eléctrica, particularmente lo establecido
en los artículos 137 y siguientes de la LGSE, en los sistemas eléctricos en que existe un
CDEC, le corresponde única y exclusivamente a ese organismo programar la operación de
las unidades, todo conforme a las normas y reglamentos correspondientes, dentro de las
cuales está la RM 39/2000. En consecuencia, una central sólo tiene derecho a que su unidad
sea despachada cuando recibe la consigna de generación por parte del CDEC; antes no
tiene ese derecho sino una simple expectativa, vale decir, la posibilidad de ser despachada.
Añade Celta que sólo genera derecho a ser indemnizado la vulneración de un derecho
adquirido y no de una simple expectativa. Estima Celta que por ello, conforme a la
RM 39/2000, no sólo se debe compensar a las unidades despachadas en Mínimo Técnico,
sino también a otras unidades que estando despachadas deben disminuir su generación
para dejar cabida a las primeras; es precisamente a éstas últimas a las que se le aplica la
disposición de la RM 39 que establece que también se debe compensar a "quienes resulten
perjudicados en sus ingresos".
En opinión de Celta, no hay nada de arbitrario o discriminatorio en la aplicación que ha
hecho la DP de la RM 39/2000, puesto que Electroandina no puede pretender percibir el
"margen de operación" por unidades que nunca recibieron la consigna de generar, por lo
que cualquier cantidad que se le pudiere pagar a Electroandina por dicho concepto, no
tendría causa legal y constituiría un enriquecimiento sin causa para dicha empresa.
Finalmente Celta reitera que la aplicación que ha hecho la DP de la RM 39/2000, desde su
dictación en el año 2000 en forma consistente y sostenida y sin observaciones por parte de
los integrantes del CDEC-SING, hasta la presente discrepancia, constituye conforme lo
dispone el artículo 1.564 del Código Civil una valiosa fuente de interpretación de la referida
norma.
Solicitud de Celta al Panel de Expertos:
Que acoja la posición de CELTA planteada en esta presentación y que declare válido
y correcto el IVT definitivo del mes de abril de 2009 determinado por la Dirección de
Peajes del CDEC-SING.
4.
PRESENTACIONES COMPLEMENTARIAS
4.1. Presentación Complementaria de Electroandina S.A.
Electroandina, en su presentación complementaria, responde los planteamientos de AES
Gener y de GasAtacama en relación a los procedimientos requeridos para plantear una
discrepancia ante el Panel de Expertos. Respecto a la presentación de AES Gener, señala
que, contrariamente a lo que afirma dicha empresa, el procedimiento utilizado por la DO no
ha cumplido las formalidades legales necesarias para su validez. Entre otros, un acuerdo de
_____________________________________________________________
30 de 47
Directorio y el informe favorable de la DO. Por lo demás, la empresa sostiene que objeta el
IVT, y no el procedimiento utilizado por la DP. En efecto, si en un mes se produce un
desmedro a los intereses económicos de la empresa debido a la errónea aplicación de la
RM 39/2000, y la DP no responde al requerimiento de la empresa, se produce un conflicto
en el CDEC que debe ser resuelto por el Panel de Expertos, como ocurre en este caso.
La empresa reitera que no se puede reclamar contra un procedimiento inexistente, por lo
que reclama contra la aplicación de la RM 39/2000 reflejada en el IVT de cada mes. Más
aún, para recalcar que no existe un procedimiento vigente, la empresa recuerda que no se
han dado las instancias para reclamar, revisar o aprobar el Manual de Procedimiento Nº 34
desarrollado por la DP, ni éste ha sido validado por la Comisión.
La empresa continúa analizando como se deben interpretar las referencias a “agentes” en la
RM 39/2000, y a las compensaciones entre agentes afectados y beneficiados. Según la
empresa, la DP no reconoce la calidad de perjudicados a las unidades que no fueron
despachadas, no obstante ser más económicas y estar disponibles, lo que considera una
distinción arbitraria, pues se trata del mismo perjuicio y por la misma causa. Señala que la
neutralidad económica se aplica a los agentes que operan en el mercado y no sólo a las
unidades que están incluidas en el despacho real. Esto es confirmado, según Electroandina,
por las referencias en la RM 74/2000 a “todos los agentes que operan en el mercado”.
A continuación la empresa describe las ocasiones en que el desplazamiento de unidades
más económicas ha ocurrido, producto del elevado mínimo técnico de las unidades de
GasAtacama. En el gráfico que sigue se observa que hasta mediados de 2007, el costo
variable de las unidades de GasAtacama era inferior al de las unidades U10 y U11 de
Electroandina, situación que se revierte a partir del 2007 cuando las unidades de
GasAtacama pierden acceso al gas natural. A partir de ese año, las unidades U10 y U11 son
desplazadas, en algunas ocasiones, por las unidades de GasAtacama debido a su elevado
mínimo técnico, pese a tener estas últimas un costo variable superior.
Gráfico: Evolución costos variables GA, U10 y U11
140
Período con
gas natural argentino
120
Gas argentino
y diesel
Diesel
Gas
y diesel
$/kWh
100
80
60
40
20
0
Ene-03
Jul-03
Ene-04
Jul-04
Ene-05
Jul-05
GA Gas
Ene-06
GA Diesel
Jul-06
Ene-07
Jul-07
Ene-08
Jul-08
Ene-09
U10 - U11
_____________________________________________________________
31 de 47
Electroandina rechaza el planteamiento de la DP en la Audiencia Pública en cuanto a que la
propuesta de Electroandina es inaplicable e incompleta dado que omite y no otorga solución
a un conjunto de materias. Según la empresa, la DP da solución a esas mismas materias al
realizar la simulación súper-óptima. En particular, respecto a las restricciones de
transmisión que menciona la DP, señala que la simulación súper-óptima incorpora las
restricciones de transmisión. Por lo tanto, se puede extender fácilmente el procedimiento
que la DP ya realiza para las centrales presentes en la operación real, a las centrales no
activadas en la operación real debido al mínimo técnico.
Respecto a las restricciones de seguridad, y las debidas al tiempo de partida y de detención,
la empresa indica que la DP confunde la materia en discrepancia. Ello debido a que la
simulación súper-óptima respeta todas las demás restricciones reales de las unidades
generadoras, tales como las señaladas. Agrega que al planificar la operación diaria y
semanal a través del pre-despacho, la DP realiza una simulación que toma en cuenta todas
las restricciones y características técnicas de las unidades, y la única diferencia entre el pre
despacho y la simulación súper-óptima, según Electroandina, es que una se realiza antes y
la otra después de la operación real. Lo que solicita Electroandina es que en el despacho
simulado se consideren todas las unidades, y no sólo las que estuvieron despachadas en la
operación real, respetando siempre sus características técnicas y económicas.
Respecto a la posible indisponibilidad de combustible que señala la DP, la empresa reitera el
argumento anterior, ya que la DP dispone de la información sobre los stocks de
combustible, la que puede utilizar al realizar la simulación súper-óptima. Tanto cuando se
simula un aumento de la oferta de una unidad, como cuando se simula el despacho de una
central que no estuvo presente en la operación real, se simulan generaciones ficticias o
virtuales. Por lo tanto, no debería existir diferencias en su tratamiento.
La empresa cita el Resuelvo 4 de la RM 74/2000, que ordena que la DP debe adoptar los
criterios de simplicidad que estime necesarios para calcular y asignar las compensaciones
de la RM 39/2000, pero esto no debe significar que se apliquen criterios contrarios a esta
Resolución. Esto es lo que ocurre si la simulación súper-óptima utiliza sólo las unidades
despachadas en la operación real.
Luego la empresa se refiere a la afirmación de la DP en cuanto a que salvo por la
remuneración de la potencia firme, no existen otras compensaciones por energía no
generada en la operación real. Según la empresa, dicha afirmación es falsa, pues en la
RM 39/2000 se señala que aquellas unidades presentes en el despacho que debieron reducir
su generación debido al aumento de la reserva en giro de 4% a 7% o bien debido al efecto
que provoca la restricción de mínimo técnico de las unidades, tienen derecho a
compensaciones por una mayor generación que lo que contribuyeron al sistema en el
despacho real.
La empresa se refiere luego a las consultas del Panel respecto a la metodología de la DP en
sus simulaciones súper-óptimas. La empresa explica que la secuencia de simulaciones es la
siguiente:
_____________________________________________________________
32 de 47
1.
Generación Real.
2.
Seguridad.
3.
Pruebas de unidades.
4.
Limitaciones locales.
5.
Mínimo Técnico (o Súper-Optima),
Las simulaciones, según Electroandina, son consecutivas y copulativas, en el sentido que
cada simulación mantiene los supuestos de la anterior y agrega los propios de la respectiva
simulación. La DP computa los beneficios y perjuicios de los agentes calculando el efecto
inyecciones y el efecto retiros que resultan de comparar la operación real y las distintas
simulaciones. Posteriormente, ambos efectos se suman para determinar los agentes
beneficiados o perjudicados. La empresa presenta un ejemplo detallado correspondiente a
la hora 10 del 4 de abril de 2009, en el que compara la simulación de mínimo técnico de la
DP con el que ella propone.
4.2. Presentación Complementaria de GasAtacama Chile S.A.
En su presentación complementaria GasAtacama indica que la situación reclamada por
Electroandina en la operación del mes de Abril de 2009 en cuanto a que las unidades U10 y
U11 no sean despachadas, pese a tener un costo variable menor que los ciclos combinados
de GasAtacama no es nueva, y es de normal ocurrencia en el SING.
A continuación entrega una tabla donde muestra el número de veces en cada mes en que,
desde el 1° de enero de 2007 al 30 de abril de 2009, se cumplieron simultáneamente las
condiciones: a) U10 o U11 disponible, b) U10 o U11 no despachada, c) CC1 o CC2 de
GasAtacama despachado y d) Costo variable de U10 o U11 < Costo variable de CC1 o CC2.
Agrega que en dicho período se pueden encontrar casos correspondientes a otras unidades
y que, antes de 2007 se pueden encontrar numerosos ejemplos, asociados a distintas
unidades del sistema.
Cuadro: Ocasiones en que U10 o U11 no fueron despachadas pese a ser más económicas
2007
2008
2009
ENE
1
4
FEB
7
2
6
MAR
4
9
ABR
3
11
MAY
5
-
JUN
-
JUL
-
AGO
2
2
SEP
2
-
OCT
11
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DIC
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GasAtacama comenta que la metodología propuesta por Electroandina “no afecta a las
empresas generadoras en su rol de inyectores o retiradores de energía, por cuanto no
presenta diferencias con la metodología seguida por la DP desde la dictación de la RM39, en
cuanto a los beneficios o perjuicios que se producen por la distorsión en la determinación
del costo marginal en situaciones de unidades a mínimo técnico.” A juicio de la empresa la
única excepción la constituye la unidad que no es despachada en la operación real y que se
fuerza a entrar en la operación simulada.
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En relación al ejemplo usado por Electroandina en su presentación, GasAtacama observa
que el perjuicio del generador G2 de US$ 150 no tiene como contrapartida un mayor
beneficio de los generadores G1 o G3, ni como inyectores ni como retiradores. Por lo tanto,
la empresa sostiene que la proposición de Electroandina implica un aumento en los
sobrecostos que deben ser solventados por los retiros, a prorrata de sus retiros, y por ende,
por los consumidores finales.
GasAtacama comenta que su análisis demuestra que no existe error en la aplicación
efectuada por la DP por más de diez años, y que la pretensión de Electroandina no tiene
sustento.
4.3. Presentación Complementaria de AES Gener S.A.
En su presentación complementaria, AES Gener hace notar como cuestión previa, que el IVT
de abril de 2009 responde a la ejecución y cumplimiento de un procedimiento que la DP ha
aplicado de conformidad con los términos de las RM 39/2000, 59/2000 y 74/2000, las que
fueron dictadas de conformidad con los artículos 178 y 179 del DS N° 327, que contiene el
Reglamento Eléctrico. Señala que las referidas Resoluciones Ministeriales constituyen actos
jurídicos administrativos finales decisorios, de carácter obligatorio e imperativo, dictados al
amparo de las normas legales vigentes a la época, por el órgano competente, y cumpliendo
los demás requisitos o formalidades legales. Señala AES Gener que la circunstancia que la
normativa reglamentaria para la resolución de divergencias haya sido reformulada mediante
el procedimiento de discrepancia ante este Panel de Expertos, en nada altera el pleno vigor
y eficacia legal de los actos administrativos dictados por el Ministerio de Economía, con
arreglo a la normativa anterior. Recuerda AES Gener que el artículo 179 inciso segundo del
Reglamento Eléctrico vigente a la fecha de dictación de las resoluciones ministeriales
mencionadas establecía que la “resolución del Ministro sustituirá el acuerdo que la
divergencia impidió otorgar, o el provisional en su caso, así como las normas pertinentes del
reglamento interno, y producirá sus efectos a contar de la fecha de la votación respectiva,
salvo que la resolución señale, expresamente, un plazo de vigencia diferente." De lo
anterior colige AES Gener que las resoluciones ministeriales comentadas son parte del
Reglamento Interno del CDEC-SING, pues se han entendido incorporadas de pleno derecho
a dicho reglamento, a la luz del mandato reglamentario transcrito.
Concluye AES Gener que, a través de la objeción a una aplicación del método vigente,
Electroandina pretende en realidad realizar una modificación a un procedimiento que fue
incorporado al Reglamento Interno, y que tal proceder conlleva un desconocimiento de lo
dispuesto específicamente para ello en el Reglamento de los CDEC, en cuanto a la forma y
plazos para realizar un cambio a un procedimiento. Lo anterior, en base a los siguientes dos
argumentos:
a) Que la RM 74/2000, que resolvió una divergencia sobre la actualización del Plan de
Seguridad de Operación de Corto Plazo del CDEC-SING y el Procedimiento de Asignación de
sus Costos, “mandata” a la DO del CDEC-SING a “proceder a la elaboración de un informe
que contenga el mecanismo de valorización y asignación de sobrecostos que recoja
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adecuadamente los principios, determine los cambios que puedan afectar el costo marginal
de retiro, y que en lo atingente a la operación a mínimo técnico de las centrales recoja lo
dispuesto en ¡a R.M, Exenta. N° 39, y que a su vez incorpore la actualización del parque
generador y la topología del sistema y, sin perjuicio de lo anterior, incluya los criterios de
simplicidad que resulten razonables. Este mecanismo, propuesto por la Dirección de
Operación se aplicará desde el 6 de abril de 2000.” El documento en cuestión, según
estableció la misma Resolución, debía ser elaborado y enviado con carácter informativo a la
CNE y el Ministerio de Economía, y debía comenzar a aplicarse dentro de un plazo máximo
de 30 días contado desde la fecha de la RM 74/2000. De lo anterior, desprende AES Gener
que el informe elaborado por la DO en cumplimiento de la RM 74/2000 es un Procedimiento
y que, al no haberse recibido observaciones al mismo por parte de la autoridad, ha sido
aplicado por el CDEC-SING desde año 2000 a la fecha de manera regular e invariable.
b) Que el Procedimiento con la aplicación de las RM 39/2000, 59/2000 y 74/2000 fue
sometido a divergencia el año 2001, divergencia de la que desistieron unánimemente los
integrantes del CDEC-SING, y que fue aceptada por el Ministerio de Economía mediante RM
N° 5 del año 2005. Indica AES Gener que el efecto legal del desistimiento de la divergencia
en cuestión consiste en que las RM 39/2000, 59/2000 y 74/2000, así como el procedimiento
elaborado por la DO en cumplimiento de dichas resoluciones, constituyen normas vigentes y
aplicables del Reglamento Interno, por lo que un cambio de criterio respecto del
Procedimiento de Asignación de Costos del Plan de Seguridad importaría una modificación al
Reglamento Interno del CDEC-SING, que debe ser analizada, ponderada y discutida en las
instancias correspondientes y consultando el parecer de todos los involucrados, tal como lo
ordena la normativa aplicable al respecto.
5.
ESTUDIO DE LA DISCREPANCIA, FUNDAMENTOS Y DICTAMEN
5.1. Solicitud de admisibilidad
AES Gener y Norgener han solicitado a este Panel declarar inadmisible la discrepancia
planteada por Electroandina respecto del IVT de abril de 2009 elaborado por la DP del
CDEC-SING. Sostienen estas empresas que la discrepancia es, en el fondo, una petición de
“modificación de un procedimiento técnico” vigente en el CDEC-SING para la aplicación de
la RM 39/2000, que no se ajustaría a las normas sobre elaboración y modificación de
procedimientos de las respectivas Direcciones de los CDEC, establecidas en el artículo 10
del Reglamento de los CDEC. Al efecto, invoca AES Gener el Dictamen Nº 19-2008 emitido
por este Panel.
Atendido lo anterior, en forma previa al análisis del fondo de la materia de que trata esta
discrepancia, el Panel de Expertos ha analizado la petición de inadmisibilidad mencionada, a
la luz de las disposiciones legales y reglamentarias pertinentes.
Para resolver sobre la inadmisibilidad solicitada, cuya aceptación implicaría abstenerse de
emitir un pronunciamiento sobre la materia de fondo, se ha tenido en consideración, en
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primer lugar, que la función de este Panel de Expertos, de conformidad con el artículo 1º de
su Reglamento, es pronunciarse sobre aquellas discrepancias y conflictos que se susciten
con motivo de la aplicación de la legislación eléctrica que le deben ser sometidas conforme
a la ley.
En consecuencia, el Panel de Expertos deberá pronunciarse sobre una discrepancia siempre
que ésta, refiriéndose a la aplicación de la legislación eléctrica, esté incluida dentro del
catálogo de materias de su competencia y le sea presentada por una persona o entidad
habilitada legalmente para formularla.
Más específicamente, el artículo 30 letra m) del Reglamento del Panel de Expertos dispone
que éste debe pronunciarse sobre los conflictos que se susciten al interior de un CDEC, de
conformidad con las normas reglamentarias. Por su parte, los artículos 20 y 82 del
Reglamento de los CDEC dan competencia a este Panel para conocer las controversias,
discrepancias o conflictos que se susciten al interior de un CDEC que le sean sometidos
directamente por cualquier integrante de éste. En términos generales, en la especie se han
cumplido todos los supuestos establecidos en la legislación aplicable para que este Panel
emita un pronunciamiento sobre la discrepancia en análisis.
Por otra parte, cabe formular algunas precisiones en cuanto al planteamiento de AES Gener
y Norgener en el sentido que la petición de Electroandina se referiría a la modificación de un
“procedimiento técnico”, que sólo podría plantearse ante una iniciativa de modificación
propuesta por la Dirección Técnica correspondiente del CDEC-SING.
En primer lugar, observa el Panel que la metodología aplicada por la DP y objetada por
Electroandina no corresponde a un “Procedimiento” acordado por el CDEC-SING en la forma
establecida en el artículo 10º del Reglamento de los CDEC, cuestión que no está
controvertida.
Tampoco, en parecer del Panel, dicha metodología y los documentos que la contienen
corresponden a aquellas “disposiciones establecidas en el Reglamento Interno y Manuales
de Procedimiento” que, de conformidad con el artículo 6° transitorio del Reglamento de los
CDEC, mantienen su vigencia pese al cambio de reglamentación, mientras las Direcciones
técnicas no propongan los nuevos Procedimientos y sean éstos informados de modo
favorable por la CNE, y en tanto no contravengan la ley y las disposiciones del Reglamento.
En efecto, con ocasión de la dictación de las RM 39/2000, 59/2000 y 74/2000, la DO y la DP
del CDEC-SING, elaboraron diversos documentos que explicitan los métodos de cálculo
aplicables a las compensaciones referidas en las mencionadas resoluciones ministeriales,
entre los que se encuentra el objetado por Electroandina. Si bien es cierto que dichos
documentos han sido aplicados en forma pacífica por la DP en los últimos años, tal
circunstancia no les confiere el carácter jurídico de “Procedimiento”, ni los ha incorporado al
Reglamento Interno del CDEC-SING.
En otro aspecto, aún cuando de conformidad con el artículo 179 del Reglamento Eléctrico
vigente a la época de las Resoluciones Ministeriales en análisis, la resolución del Ministro
sustituía el acuerdo que no se había podido adoptar por el Directorio o la norma
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correspondiente del reglamento interno del CDEC, tal carácter no es extensivo a los
documentos de aplicación de dichas resoluciones ministeriales, los que debían sujetarse a
los procesos de aprobación establecidos en la normativa vigente.
En relación a lo planteado por AES Gener y Norgener en cuanto a que las razones señaladas
por el Panel en su Dictamen Nº 19-2008 para declarar inadmisible la discrepancia
presentada por el Directorio del CDEC-SIC serían aplicables a la presente situación, el Panel
considera que los antecedentes de la presente discrepancia difieren radicalmente del caso
anterior, ya que, como se señaló previamente, a su entender en este caso se cumplen
adecuadamente las condiciones contempladas en el Reglamento de los CDEC para presentar
una discrepancia ante el Panel. La recurrente Electroandina, en su condición de integrante
del CDEC-SING ha manifestado su cuestionamiento al IVT de abril 2009 sin perjuicio de las
referencias que ha debido hacer a las metodologías en aplicación. No hay causal de
inadmisibilidad en ello. La resolución de esta divergencia o conflicto por este Panel podría
tener como consecuencia que, a posteriori, la DP, ya sea de oficio o a petición de parte,
proponga los procedimientos o sus modificaciones de acuerdo a sus funciones legales, pero
ello no acarrea la inadmisibilidad del cuestionamiento concreto que se ha formulado en este
caso.
Por lo anterior, el Panel desestima la petición de inadmisibilidad planteada por AES Gener y
Norgener, y se abocará al conocimiento del asunto planteado.
5.2. La discrepancia
El tema principal en discrepancia recae en identificar cuáles son las centrales referidas en la
RM 39/2000 que deben recibir compensaciones cuando el sistema opera con una central a
mínimo técnico. Según la empresa discrepante, la RM 39/2000 establece que deben recibir
compensación todas aquellas centrales que habrían operado de no existir el mínimo técnico,
a diferencia de la posición de la DP, que sostiene que sólo aquellas centrales que
efectivamente participaron en la operación real son las que deben recibir dicha
compensación. En cuanto al monto de la compensación, la empresa discrepante coincide
con la DP en cuanto a que éste debe corresponder al margen operacional que las centrales
hubieran obtenido de no existir la limitación inducida por el mínimo técnico. Esto se
materializa a través de una comparación entre una optimización simple del despacho, que
incluye las restricciones de mínimo técnico, y una operación súper-óptima teórica, en la cual
se relajan esas restricciones.
5.3. Alternativas
La petición de Electroandina, respaldada por Edelnor, contiene tres aspectos
complementarios: modificar la metodología utilizada por la DP, recalcular el IVT de abril de
2009 con la nueva metodología y aplicar el nuevo método para el futuro.
Las demás partes e interesados en la discrepancia rechazan la propuesta de Electroandina y
apoyan la metodología aplicada por la DP y los cálculos obtenidos.
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Por lo tanto, de las posiciones planteadas por las empresas discrepantes el Panel distingue
las siguientes alternativas.
Alternativa 1: Para los cálculos del IVT desde abril de 2009 en adelante, la DP debe
considerar en la simulación súper-óptima, indicada en la RM 39/2000 para el
caso de mínimo técnico, aquellas unidades generadoras que no fueron
despachadas en la operación real.
Alternativa 2: Rechazar la petición de Electroandina.
5.4.Análisis
La discusión generada el año 2000 entre los participantes del CDEC-SING, respecto del
costo marginal a utilizar para las transacciones en el CDEC, cuando había una unidad
generando a mínimo técnico, y de la forma de asegurar el pago de los costos al propietario
de esa unidad si el costo marginal era inferior a su costo de operación, fue resuelta por la
RM 39/2000. Dicha resolución, basándose en la definición de costo marginal que había en la
LGSE, estableció que el costo marginal debía ser el de la unidad más cara que estuviera
operando y que pudiera aumentar o disminuir su generación para seguir la carga del
sistema.
De acuerdo a lo estipulado en la RM 39/2000, las unidades que operan a mínimo técnico no
marcan el costo marginal del sistema y por lo tanto el valor de sus inyecciones resulta
inferior a su costo de operación. La RM 39/2000 indica además que el propietario de la
unidad a mínimo técnico debe recibir una compensación igual al sobrecosto que le produce
la operación.
Adicionalmente, la RM 39/2000 indica que todos los demás agentes que fueran perjudicados
en sus ingresos por la operación a mínimo técnico deben ser compensados. Dichas
compensaciones deben provenir de los que fueren beneficiados por la misma operación.
Para calcular las compensaciones, la RM 39/2000, en su punto 4.a), establece cuatro
principios.
El primer principio se refiere a que la causa que origina la operación a mínimo técnico
determina los agentes que deben pagar las compensaciones por el sobrecosto. Así, si la
operación de una central a mínimo técnico produce un sobrecosto global del sistema, dicho
sobrecosto no debe ser asumido por el dueño de la central a mínimo técnico, sino por el
conjunto de todos los agentes beneficiados por la operación. En la práctica, este principio
indica que el mayor sobrecosto se agregará al pago de los que retiran o compran a nivel de
CDEC.
El segundo principio establece que el sobrecosto global del sistema que se debe compensar
se obtiene de un balance entre los mayores costos de quienes se ven perjudicados y las
mayores ganancias de quienes se ven beneficiados. Así, señala que si por la operación a
mínimo técnico disminuye el costo marginal, los agentes beneficiados (los que retiran)
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deben reintegrar los ahorros que obtuvieron a los agentes perjudicados (los que inyectaron
energía y la vendieron a un costo marginal menor).
El tercer principio refuerza el segundo y agrega que cualquier agente inicialmente
perjudicado debe ser resarcido de manera de quedar neutro y no sufrir ningún perjuicio
económico por la operación a mínimo técnico.
El cuarto principio establece, para distintos casos, la forma de calcular los perjuicios y
beneficios. Para el caso de simple optimización del sistema, que es el caso que nos ocupa,
indica que se debe determinar una operación súper-óptima teórica que no incluya la
restricción de mínimo técnico y agrega que “los agentes, que en la situación real perciban
beneficios respecto de dicha situación súper-óptima, deben efectuar reintegros a los
agentes que en la misma comparación resulten perjudicados, en forma proporcional a su
participación en dichos beneficios, a fin de que los últimos permanezcan neutros”.
El cálculo de la DP bajo discrepancia utiliza la metodología contenida en la propuesta de
Manual de Procedimiento N° 34, “COMPENSACIONES POR APLICACIÓN DE LA R.M. EXTA.
N° 39/2000 Y OTROS SOBRECOSTOS DE OPERACIÓN” elaborada por la Dirección de
Operación del CDEC-SING, en adelante MP 34, y que implementa las RM 39, 59 y 74/2000.
En relación a la operación a mínimo técnico, dicha metodología define la simulación súperóptima como una operación en la que ninguna central tiene restricción de mínimo técnico.
Este despacho súper-óptimo, simulado por la DP, no incluye aquellas centrales que
resultaron fuera del despacho real debido a la activación de la restricción de mínimo técnico.
En la simulación súper-óptima todas las centrales despachadas son más económicas que la
central que operó a mínimo técnico y, en consecuencia, quedan operando a máxima
capacidad (contemplando las restricciones de seguridad y de transmisión). La metodología
define un pseudo-costo marginal dado por el costo variable de la central de mayor costo de
operación, la que en este caso coincide con la que opera a mínimo técnico en el despacho
real. Así, la central que da el costo marginal en el despacho real inyecta más potencia en la
operación simulada. De hecho, es la única central que lo hace si no hay otras restricciones
operativas que se vean alteradas por la simulación súper-óptima.
De acuerdo a lo anterior, la metodología usada por la DP da por resultado que los agentes
presentes en el despacho real, y que inyectan energía, deben recibir por toda su generación
producida el costo variable de operación de la máquina que está a mínimo técnico. Además,
considera que aquella central que en la operación real haya reducido su generación para dar
cabida a la unidad a mínimo técnico, ha sufrido un menoscabo adicional de sus ingresos y
debe ser resarcida por el margen no recibido asociado a la energía desplazada. Por otra
parte, el método asume que las unidades que fueron desplazadas totalmente de la
operación real, por la entrada en operación de la unidad a mínimo técnico, no tienen
perjuicios que deban ser compensados.
Este Panel opina que la discrepancia se produce por la remuneración de las inyecciones
(reales o eventuales) y que no es relevante la forma en que los mayores costos de
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operación o las compensaciones se distribuyen entre los retiros. En consecuencia, el análisis
se centrará en las compensaciones por inyecciones.
El MP 34 define el “Efecto Inyecciones” (EI) para establecer los beneficios o perjuicios de
quienes inyectan. El EI corresponde, para cada central k, a:
EI  PSim  (Cmg Sim  CVark )  PR  (Cmg R  CVark )
donde CmgR es el costo marginal en la operación real, CmgSim es el costo marginal en la
operación simulada, CVark es el costo variable de operación de la central k , PR y PSim son las
potencias generadas reales y simuladas por dicha central, respectivamente .
En el caso de una central que no efectúa retiros, el EI es el monto total a compensar de
acuerdo al MP 34. Por simplicidad en el análisis, el término “compensaciones” se refiere en
adelante exclusivamente a las compensaciones que considera el MP 34 para las inyecciones,
es decir, no incluye el efecto retiros.
Según el MP 34, si en la operación real se activa la restricción de mínimo técnico de una
central, cuyo costo variable CVarMT es el mayor de los costos variables de las centrales en
servicio, ocurre que CmgR < CVarMT y es necesario compensar la valorización de las
inyecciones para mantener neutros a los agentes ante esta restricción.
Se pueden caracterizar tres tipos de centrales afectadas por la operación de mínimo
técnico:
a)
La central que opera a mínimo técnico. Para este caso, k=MT, el MP 34 implica que:
EI  PSim  (Cmg Sim  CVarMT )  PR  (Cmg R  CVarMT )
Considerando que:
Cmg Sim  CVarMT
PR  PMT
Se obtiene
EI  PMT  (Cmg Sim  Cmg R )
EI  PR  (Cmg Sim  Cmg R )
Se aprecia que el MP 34 compensa a la central que opera a mínimo técnico por la
diferencia entre el costo marginal de la operación simulada y el costo marginal
obtenido de la operación real. Es importante notar que a esta central sólo se la
remunera por su inyección efectiva PR.
b)
Las centrales que en la operación súper-óptima mantienen su generación real. Para que
estas centrales queden neutras, la compensación a cada una de ellas debe ser el
producto de la potencia real generada (PR) por la diferencia del costo marginal entre la
operación súper-óptima y la operación real. En términos del EI:
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EI  PSim  (Cmg Sim  CVar )  PR  (Cmg R  CVar )
Para estas centrales se cumple PSim  PR , luego
EI  PR  (Cmg Sim  Cmg R )
Se aprecia que, al igual que en el caso a), el MP 34 compensa a estas centrales en el
menor margen que implica la valorización de su inyección real al costo marginal real.
Es importante notar que sólo se las remunera por su inyección efectiva PR.
c)
Las centrales que en la operación súper-óptima aumentan su generación al relajarse la
restricción de mínimo técnico. En este caso, el EI sería:
EI  PSim  (Cmg Sim  CVark )  PR  (Cmg R  CVark )
Definiendo P0  PSim  PR se puede reordenar la expresión anterior como:
EI  PR  (Cmg Sim  Cmg R )  P0  (Cmg Sim  CVark )
Para simplificar el análisis supongamos que sólo una central aumenta su generación,
por lo que ésta unidad es la que marca el costo marginal real y se
cumple
Cmg R  CVark . Luego, el Efecto Inyecciones se puede expresar como:
EI  PR  (Cmg Sim  Cmg R )  P0  (Cmg Sim  Cmg R )
Se aprecia que la diferencia entre las unidades en los casos a) y b) y la unidad en la
situación c) es que mientras a las primeras se las compensa revalorizando las
cantidades efectivamente inyectadas en la operación real, a la central en la categoría
c) se la compensa no sólo revalorizando la energía efectivamente producida PR,, sino
también pagando por la energía que podría haber producido de no existir el mínimo
técnico:
P0  (Cmg Sim  Cmg R ) .
Esto se puede observar en la Figura 1 a continuación, que muestra la curva de oferta
compuesta por cuatro centrales, siendo la más cara la central con mínimo técnico MT. En la
operación real, la central que determina el costo marginal CmgR es la central de costo
variable inmediatamente inferior a la central limitada por MT, y es la que debe reducir su
potencia en una cantidad P0.
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Cmg
Figura 1:
OPERACIÓN SIMULADA
Demanda
Sobrepago
metodología DP
MT
CmgSim
CmgR
M0
P0
P0
MW
En la operación simulada –que es la mostrada en la Figura 1- esa misma central puede
operar a máxima capacidad, desplazando una potencia P0 de la central con mínimo técnico,
la que ahora genera M0 (MT = P0+M0 ). La zona achurada corresponde al monto a compensar
a las centrales a las que se les valorizó su inyección al CmgR. El MP 34 compensa a la central
cuya generación es reducida en la operación real como si hubiera producido a máxima
capacidad, aplicando el costo marginal de la operación simulada. Se observa que el
rectángulo con color azul es un doble pago, pues dicho monto se paga una vez a la central a
mínimo técnico y otra vez a la central que debió reducir su potencia en la operación real.
Si a las centrales que están en la categoría c) se las compensara sólo por la energía
efectivamente producida, valorizada al costo variable de la central a mínimo técnico, no
serían perjudicadas, pues se les pagaría la energía que efectivamente generan al costo
marginal de la operación simulada, como a las demás unidades. La energía adicional que
podrían haber generado de no existir el mínimo técnico corresponde a una mera
expectativa, lo que implica que los retiros pagan por energía no producida.
El MP 34 limita las centrales que pueden aumentar su generación a aquéllas que fueron
despachadas efectivamente en la operación real. En el caso en que se aceptara el
planteamiento de Electroandina, una central que no está despachada en la operación real
pese a tener un costo inferior a la que opera a mínimo técnico, también estaría en esta
misma condición. Esto queda más claro en la Figura 2, que muestra una central que no
opera en el despacho real debido al mínimo técnico, pero que se incorpora en la simulación
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súper-óptima aportando una potencia P1 y desplaza en ese mismo monto la generación de
la central MT más cara. En la Figura 2 se muestra el sobrepago inducido por el MP 34 (color
azul), y el sobrepago adicional resultante por la propuesta de Electroandina (color rojizo),
ya que ambas áreas sombreadas serían pagadas dos veces por los retiros.
Figura 2 - OPERACIÓN SIMULADA
Cmg
Sobrepago adicional en propuesta
Electroandina
Demanda
Sobrepago
MT
metodología DP
CmgSim
CmgR
P0
P1
P0
P1
MW
Es efectivo, en todo caso, lo que señala Electroandina en cuanto a que existe una
inconsistencia en la aplicación que hace la DP de lo instruido en la RM 39/2000. De acuerdo
al MP 34, a las centrales con presencia en el despacho real se las compensa por la energía
que eventualmente habrían generado de no existir un mínimo técnico, y a las centrales sin
presencia en el despacho real, pese a tener menor costo variable que la unidad a mínimo
técnico, no se las considera en las compensaciones por la energía también eventual que
podrían haber generado. A juicio del Panel, ambas situaciones son equivalentes, ya que las
compensaciones corresponderían a sobrecostos inexistentes. Sin embargo, la inconsistencia
no justifica que se deba pagar a una central por energía que no generó al no estar
despachada.
En el caso del pago por seguridad mencionado en la presentación complementaria de
Electroandina, en que la reserva en giro se amplía de 4% a 7%, los beneficiados son los
usuarios, y las compensaciones corresponden al pago de un servicio complementario. La
operación debe verse alterada con la mayor reserva en giro, en beneficio de una mayor
seguridad de los consumidores. En el caso en comento, el costo de operación lo impone el
mínimo técnico de una central en la operación normal y el margen que deje de recibir un
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generador por menor inyección eventual, ya realizada por otra unidad, no es un sobrecosto
ni va en beneficio de los clientes, por lo que no procede una compensación.
Respecto a la afirmación de Electroandina en cuanto a que los agentes a los que se refiere
la RM 39/2000 son los propietarios de centrales, independientemente de si inyectaron o no,
el principio 2) indica que:
“2. El sobrecosto global del sistema a compensar corresponde al balance total entre los
mayores costos de quienes se ven perjudicados y las mayores ganancias de quienes se ven
beneficiados. Así por ejemplo, si la operación a mínimo técnico significa, entre otras
consecuencias, una disminución del costo marginal del sistema, ocurre que los agentes que
retiran electricidad se ven beneficiados y no perjudicados, mientras que los que inyectan
se ven perjudicados en sus ingresos. En tales casos, los agentes beneficiados deben
reintegrar los ingresos adicionales a fin de que todos los agentes que no requieren de esa
operación permanezcan neutros y no beneficiados” (énfasis agregado).
Por lo que se reafirma que los agentes que reciben las compensaciones son los que
inyectan, sin hacer referencia a los que potencialmente podrían haber inyectado.
De todo el análisis anterior, y debiendo optar ya sea por la posición de la DP o la de
Electroandina, el Panel concluye que la petición de esta última aumentaría los dobles pagos
que deben solventar quienes hacen retiros, por lo que opta por rechazarla.
5.5. Dictamen
En atención al análisis realizado por el Panel de Expertos, por mayoría se acuerda el
siguiente Dictamen:
Rechazar la petición de Electroandina.
5.6. Voto de Minoría de los integrantes Sres. Fischer y Serra
Los integrantes Fischer y Serra, concordando con gran parte de análisis del dictamen,
disienten en los términos que exponen a continuación.
Estiman que si el objetivo de la RM 39/2000 sólo fuera compensar sobrecostos, entonces
habría que remunerar la energía producida por el sistema al costo marginal real (dado por
la central que responde a variaciones de la demanda), e indemnizar exclusivamente a la
central que opera con mínimo técnico. Esta solución entregaría a los usuarios la señal
eficiente de corto plazo, pues el precio se igualaría al costo marginal de generación. Por lo
tanto, el beneficio del consumo marginal se igualaría a su costo.
Por otro lado, la literatura económica prueba, para un sistema térmico sin mínimos técnicos,
que tarificar la energía a costo marginal de corto plazo, junto con un pago por potencia
igual al costo unitario de inversión en la tecnología con menor costo de inversión, da las
señales para que la inversión, tanto en capacidad como en composición, sea la que
minimice el costo de largo plazo. Asimismo muestra que cuando existen mínimos técnicos
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en algunas centrales, el pago de potencia se debe modificar para que al tarificar la energía a
costo marginal se dé la señal correcta de inversión.4
A juicio de quienes suscriben este voto de minoría, la aplicación de la RM 39/2000 debe ser
coherente con el principio de minimizar el costo del sistema, dado el nivel de seguridad
establecido en la normativa. Lo anterior necesita dar las señales de inversión que minimicen
el costo del sistema en el largo plazo. Para lograr dicho objetivo en presencia de centrales
con mínimos técnicos, se debería tarificar la energía al costo marginal real y modificar el
pago por potencia. Esta ultima posibilidad, además de no estar contemplada en la Ley,
excede el ámbito de la discrepancia presentada al Panel, la que consiste en decidir si las
centrales que dejan de producir debido al mínimo técnico tienen derecho a ser
compensadas.
En consecuencia, con el fin de determinar si se justifica compensar dichas centrales, se
debe analizar el efecto que esta medida tendría sobre los incentivos a la inversión en el
sistema. Para ello se considera inicialmente lo que habría ocurrido si la central que opera en
mínimo técnico no hubiera tenido dicha limitación. En tal caso, salvo por las restricciones de
seguridad y de transmisión, las centrales con menor costo variable habrían operado a
máxima capacidad, recibiendo como remuneración la energía que inyectan, valorada al
costo marginal del sistema, es decir, el costo variable de la central que opera en mínimo
técnico en el despacho real. Esta forma de remunerar la energía, indica la teoría, entrega la
señal para una composición óptima de centrales cuando no existen mínimos técnicos.
Así, se puede colegir que la existencia de mínimos técnicos eleva el costo del sistema a
través de dos mecanismos. El primero es la generación en mínimo técnico, que desplaza
generación de menor costo variable. El segundo es a través del cambio en la composición
del parque generador en el largo plazo, pues se invierte menos en las centrales con menor
costo de operación que son desplazadas por la operación en mínimo técnico. Compensar las
centrales desplazadas permite revertir este segundo efecto5 y evitar el consiguiente
aumento en los costos de largo plazo. En un ambiente de competencia, que elimina las
utilidades sobrenormales de las empresas en el largo plazo, las tarifas serían más bajas. Por
estas consideraciones, a las centrales inframarginales se les debería asegurar la
remuneración que habrían obtenido de no existir los mínimos técnicos.
Por otra parte, indemnizar a dichas centrales y financiar la compensación mediante un alza
en el precio de la energía, tiene como consecuencia que en el corto plazo este precio exceda
4
Se puede demostrar matemáticamente que se debe aumentar el pago de potencia a aquellas centrales
desplazadas de la operación. La interpretación es que la existencia de un mínimo técnico implica que dichas plantas
operan menos de lo que lo harían sin el mínimo técnico, por lo que se subinvierte en ellas con respecto al parque
de generación óptimo, a menos que se aumente su remuneración por potencia.
5
La exacta reversión de este segundo efecto mediante la compensación señalada requiere que el efecto sea
independiente del primero.
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el costo marginal, lo que potencialmente distorsiona las decisiones de consumo de corto
plazo. Con todo, dado que la elasticidad precio de la demanda de corto plazo es menor que
la de largo plazo, el costo de distorsionar la señal de precios de corto plazo es, en opinión
de quiénes suscriben este voto de minoría, menos relevante que distorsionar la señal de
inversión.
En resumen, compensar la generación desplazada por la entrada de una unidad en mínimo
técnico provee una mejor señal de largo plazo que el pago por la generación real, lo que
permite reducir el costo marginal de la energía de largo plazo.
En relación a la aseveración
establece el pago por energía
al compensar a la central de
que participa en la operación
del mínimo técnico.
de algunas de las partes en cuanto a que la legislación no
no generada, se debe tener presente que el MP 34 ya lo hace
costo inmediatamente inferior a la central a mínimo técnico
real, por la mayor energía que habría generado en ausencia
La consistencia lógica, además, exige que el tratamiento de las centrales con mera
expectativa de producir sea la misma tanto para aquellas que participan en la operación real
como para las que no operan pese a tener un menor costo variable que la central a mínimo
técnico. Por lo tanto, la posición de Electroandina le devuelve la consistencia lógica al
cálculo establecido en el MP 34.
Cabe señalar que, debido a que los mínimos técnicos aumentan el costo de operación del
sistema, quienes suscriben este voto estiman de gran importancia fiscalizar activamente los
mínimos técnicos declarados por las empresas.
En conclusión, los Sres. Fischer y Serra están por acoger la solicitud de Electroandina S.A.
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Concurrieron al presente Dictamen N° 11-2009 los siguientes integrantes del Panel de
Expertos: Guillermo Espinosa Ihnen, Ronald Fischer Barkan, Germán Henríquez Véliz,
Blanca Palumbo Ossa, Enrique Sepúlveda Rodríguez, Pablo Serra Banfi, Luis Vargas Díaz.
Santiago, 20 de julio de 2009
José Manuel Ojeda Rosas
Secretario Abogado
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Dictamen N° 11-2009 - CDEC-SING

Transcripción

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