Su segunda disputa contra el Coordinador Eléctrico en menos de tres meses impulsó AES Gener. Si en junio fue la central Guacolda -donde es accionista mayoritario-, esta vez la compañía acudió directamente al Panel de Expertos, organismo especializado que dirime diferencias en el sector.
La fecha en que se concretó esto no pasó desapercibida. Esto, porque el martes 20 de agosto, cuando el organismo le cerraba la puerta a su primer alegato, a la firma de capitales norteamericanos se le declaraba admisible una nueva discrepancia que había presentado el 13 de agosto.
¿El alegato? En términos simples, la empresa acusa errores en los cálculos donde se determinan los pagos que deben hacer los distintos actores del sistema por utilizar la red de transmisión eléctrica nacional.
Si bien este componente está en una transición para ser asumido completamente por la demanda, hoy una parte la deben pagar las generadoras que inyectan electricidad.
Así, en octubre de cada año, el Coordinador Eléctrico -antes los desaparecidos Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC)- hace un cálculo preliminar de los peajes que deberán pagar los actores del sistema durante el ejercicio siguiente, según establece una resolución de la Comisión Nacional de Energía (CNE). En base a esto, se determinan los porcentajes que cada instalación paga.
Pero una vez que termina el año para el que se había realizado el cálculo, los valores preliminares se revisan bajo tres variables, según ha normado la CNE: la fecha real de entrada de las centrales generadoras que estaban contempladas, los consumos reales de los clientes libres y distribuidoras, y los ingresos tarifarios que nacen producto de la variación de los costos marginales en distintos puntos de la red.
En ese contexto, AES Gener centra su reclamo en un informe del 23 de julio, donde se fijan los peajes que se deben pagar del 2018, donde a su juicio el Coordinador no ha considerado para actualizar el cálculo una variable, que es la “condición de suministro inflexible de Gas Natural Licuado (GNL)” que presentaron algunas centrales durante el ejercicio pasado y que en la práctica implica que tienen que usar su combustible a todo evento.
En el escrito presentado por la norteamericana muestra su disconformidad con el cálculo realizado, porque básicamente el haber incluido la representación de la condición de inflexibilidad de centrales específicas habría implicado cambios en los resultados del Informe de Revisión de Peajes 2018.
La discrepante señala que, para determinar los pagos de las empresas usuarias del sistema de transmisión, “no se consideró o incluyó condiciones de operación relevantes ocurridos el año pasado, relacionada con la operación de centrales en condición de suministro inflexible de GNL”.
Según explica, las centrales que presentaron esta condición fueron despachadas, conforme la condición de inflexibilidad, en un “altísimo porcentaje de tiempo en comparación a la condición esperada de producción, convirtiéndose en definitiva en una condición de operación relevante para el sistema eléctrico nacional, la cual necesariamente debe ser incluida en los cálculos del informe en cuestión”.
Un consultor del sector, explica que el Coordinador Eléctrico considera las variables que están fijadas en la normativa para hacer estos cálculos, lo que no incluye entre las variables la condición de inflexibilidad del combustible. Además, por la legislación ellos están mandatados a calcular el uso esperado de la red.
En términos prácticos, el problema implica que algunas centrales pagan un peaje que es menor al equivalente a su electricidad despachada.
AES Gener no se quedó ahí y puso a la central Kelar de BHP como ejemplo de esto. Para esta unidad a gas se había calculado un despacho de 112 GWh, pero en realidad inyectó 1.829 GWh en 2018, valor 16 veces mayor que el utilizado en la determinación de las prorratas de uso esperado de las empresas usuarias del sistema, por lo que le corresponde pagar un peaje de US$ 174.400.
Por contra partida, puso el ejemplo de la central Termoeléctrica Andina, que tuvo una inyección real de 1.015 GWh reales, por lo que le corresponde un peaje de US$ 1,5 millón.
“Contingencia relevante”
AES Gener recalca que el objetivo de la regulación no se cumple en la modelación, ya que ha omitido la consideración de una variable técnica o contingencia relevante, la cual corresponde a la generación de centrales generadoras que operan con GNL en condición de inflexibilidad.
“Dicha omisión genera una distorsión en la determinación de los pagos que hacen los generadores por el uso de las instalaciones del sistema”, dice.
En la industria llamó la atención la discrepancia -cuya audiencia pública será el 16 de septiembre-, dado que en una versión preliminar del informe, la norteamericana no presentó observaciones.
Consultado el Coordinador Eléctrico, indicaron que “por disposiciones internas no se refieren a discrepancias actualmente en curso”.
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