Por Javier Tapia, Director Ejecutivo de la Asociación de Transmisores de Chile 

Mientras más se desarrollan los mercados, más se multiplican los problemas de competencias, por lo tanto, es razonable que el sector eléctrico vaya avanzando hacia una mayor supervisión. Los datos de la CNE empiezan a mostrar que efectivamente a partir del año 2000 y hasta 2020, el número de actores en generación crece exponencialmente. Desde 2010, se ha más que duplicado el número de actores que están desarrollando proyectos de generación. Por ende, se podría esperar más niveles de competencia en distintas tecnologías también, no sólo en número de actores. 

Por su parte, los temas regulatorios pasan por el acceso, en cómo toda esta competencia accede al segmento monopólico en condiciones no discriminatorias y equitativas. Por ello, las normas de acceso han devenido en un tema cada vez más importante en materia de competencia. De hecho, hemos ido perfeccionando el régimen de acceso a lo largo de los años. En el año 2004 la trasmisión se definió como servicio público y se inició por primera vez el concepto de servicio de acceso. Luego, hemos tenido desarrollos bastante importantes en materia de acceso abierto, desde la ley de 2016 hasta las resoluciones y la reglamentación de 2017 – 2019. 

Entonces cabe preguntarse cómo nos estamos haciendo cargo institucionalmente de este tema que está creciendo. El Coordinador tiene una unidad de monitoreo de la competencia que tiene varias características distintas. El modelo fue sacado de los operadores independientes (ISOs por sus siglas en inglés) de Estados Unidos. Pero esos operadores tienen una función que no tiene nuestro Coordinador que es la función de diseño de mercado y, por lo tanto, nuestro monitoreo de la competencia no tiene que ver con las condiciones de mercado y cómo ésta afecta a los distintos agentes. El monitoreo de la competencia aquí en Chile está enfocado al acceso, licitaciones y servicios complementarios que son funciones, más o menos regulatorias, más allá de un operador. Está enfocado en el lado de mercado, básicamente, más o menos fallas y acceso a combustible, gas fundamental. 

Los casos de la unidad de monitoreo de la competencia no son vinculantes, son simplemente una remisión de antecedentes a la fiscalía. El caso chileno, en que tenemos un regulador y un operador con funciones de competencia, es medio sui géneris en el derecho comparado. Entonces, la pregunta que cabe aquí es si podríamos tener, por ejemplo, competencia en manos reguladoras aquí en Chile, y si no sería mejor dejarle la competencia al regulador conversando siempre con la Fiscalía Nacional Económica. 

Por otro lado, en este mercado en transición, quizás también se podrían repensar las instituciones. Hoy día tenemos objetivos de confiabilidad, de sostenibilidad cada vez más importantes, otros que tienen que ver con la comunidad, con impactos y costos ambientales, y tenemos objetivos de competencia. Si uno toma las jurisdicciones comparadas de Inglaterra y España, se desprende que tienen estos objetivos en manos de un mismo ente. Nosotros tenemos estos objetivos más o menos separados institucionalmente, entonces quizás, una buena pregunta es si efectivamente nuestro sistema institucional hoy día, sobre todo considerando la competencia, da el ancho para los temas de competencia que se van a venir a futuro, pero también si efectivamente es el sistema adecuado para nuestro sistema y cómo éste se está desarrollando. 

Necesitamos un mandato más claro para mantener la competencia en el mercado. Esto es algo transversal a Chile, no hay un mandato de competencia explícito. Los operadores independientes en Estados Unidos tienen un mandato de precios lo más bajos posibles que es muy distinto a los precios más bajos. Entonces, lo más bajo posible considerando otras condiciones, es lo que expresan los organismos de competencia. Más allá de que de verdad uno pueda pensar que nuestro sistema hasta el minuto ha funcionado bien, y no tenemos por qué pensar lo contrario hacia el futuro, siempre es bueno hacerse preguntas en relación a si el sistema es el más adecuado en la forma que está hecho.

Por Frank Wolak, Director del Programa de energía y desarrollo sustentable de la Universidad de Stanford y past president del Comité para la vigilancia del mercado de los operadores del sistema independiente de California.

Los primeros mercados en los Estados Unidos tenían muchas ineficiencias, por la simple razón del diseño zonal. En los Estados Unidos no contábamos con el beneficio de tener grandes empresas estatales que fueran dueñas de la red de transmisión. Eran todas empresas privadas de servicios básicos que, debido al proceso regulatorio, habían realizado pocas mejoras a la red de transmisión entre principios de los años 70 y el momento en que comenzó la restructuración, a finales de la década de los noventa y comienzos de la década de 2000. Por lo que se generó efectivamente en estos mercados zonales, una de las cosas que se llamó el «juego DEC» o el «juego INC», en que, en resumen, los generadores podrían vender energía a un mercado libre, el mercado financiero, que era el mercado que ellos sabían que no se podía cubrir en tiempo real, y luego, básicamente, que se les pagara por no producir. O de forma similar en el juego INC, donde sabían que se les necesitaría por una limitación local y, por lo tanto, ofertaban a un precio muy alto y se les dejaba fuera del mercado del day ahead para que se les pagara según la oferta en tiempo real. Ciertamente, esto generó que cada una de estas regiones llegara a la conclusión que al final la física gana y los proveedores saben esto y se aprovecharán de este hecho. En realidad, esto sigue ocurriendo en diferentes mercados europeos.

Todos los mercados estadounidenses adoptaron precios marginales locales. Y esto logró el objetivo de hacer que el modelo de mercado sea lo más similar al modelo que se utiliza para operar la red de transmisión. Esto elimina, en gran parte, estos programas inviables que se aceptan en el proceso de programación day ahead. La buena noticia de esto es que, Chile utiliza básicamente un mercado LMP basado en costo, pero es en realidad un mercado basado en costo en tiempo real, no existe un mercado day ahead. Uno de los grandes beneficios de este tipo de mercado es que si uno programa en el day ahead, que es un compromiso financiero a firme, se compromete a producir o a comprar del mercado, un mercado en tiempo real. Si uno no lo entrega de su unidad, esto crea un gran incentivo para que los generadores usen las unidades que pueden entregar electricidad en tiempo real.

Entonces, ¿qué es un mercado de liquidación múltiple? La planificación por adelantado provocará un despacho más eficiente de las unidades de generación. En particular, donde existen altos costos de partida u otras no convexidades, lo que significa tiempos de ejecución mínimos, niveles operativos mínimos, una serie de velocidades de ramp up y otro tipo de situaciones. Entonces, lo que podemos hacer es implementar este mercado de futuros day ahead que incluye los costos de partida, las velocidades de ramp up, y que podemos optimizar para las 24 horas del día de una vez para cumplir con las demandas de una oferta para todas esas horas. Esto crea programas financieros firmes. Estos programas que surgen de estos procesos de programación day ahead representan un compromiso financiero del vendedor de esa energía, y del comprador de ella.

Por ejemplo, si yo, como una unidad de generación en el mercado day ahead vendo 40 MW a 25 dólares, recibo 1.000 dólares. Se me garantiza ese dinero. Pero cualquier desviación de eso que haga en tiempo real, relativo al programa day ahead, debo comprarla del mercado en tiempo real o venderla en el mercado en tiempo real a precio de tiempo real.

Así que, si produzco 30, debo comprar 10 de ese compromiso en el mercado day ahead, desde un mercado en tiempo real a precio de tiempo real. La misma lógica aplica para la carga. Si la carga consume más, digamos que, en este caso, compra 100 y consume 110, debe comprar esa cantidad adicional en el mercado day ahead. Y de forma similar, si no consume todo lo que compró en el mercado day ahead, debe vender esa energía en tiempo real a precio de tiempo real.

Una de las cosas que es sumamente favorable de un mercado con liquidación múltiple, es la confiabilidad en los precios del suministro. En otras palabras, cada recurso en una ubicación, en un mercado LMP (Precios Marginales Localizados) con liquidación múltiple recibe como pago el mismo precio en el mismo mercado, pero dado que las unidades despachables pueden controlar cuánto producen, por lo general, recibirán un precio promedio mayor.

¿Cómo funciona esto? Tomemos un ejemplo sencillo de una unidad térmica despachable y un recurso intermitente, que venden 100 MW y 80 MW cada una en el mercado day ahead a US$ 50 MWh. Pero en tiempo real, el recurso intermitente produjo una menor cantidad que la que se programó y solo produce 50 MWh. Bueno, dado que el recurso intermitente está produciendo menos y que es muy probable que todos los recursos intermitentes, como los eólicos y solares, estén produciendo menos -esto es una característica de todos los recursos eólicos y solares, en la mayoría de los mercados existe una enorme correlación positiva entre sus producciones- significa que probablemente tendrá que subir la curva de suministro térmica y establecer un mayor precio en tiempo real.

Así que ahora, el recurso térmico vende los 30 MWh que el recurso intermitente no puede producir a US$ 90. Y luego, hago el cálculo y la liquidación. Para los 130 MWh, que el recurso térmico efectivamente produce, reciben aproximadamente 59 dólares en promedio, mientras que el recurso renovable, dado que tuvieron que comprar los 30 MWh y no produjeron los 80 MWh, obtiene un menor precio por los 50 MWh que efectivamente produjeron, casi la mitad del precio que recibe el recurso térmico. Entonces, se podría decir que esto recompensa a la despachabilidad, la respuesta rápida del recurso térmico y lo mismo aplica si tenemos una producción con una alta e inesperada intermitencia. Entonces, supongamos que ahora el recurso intermitente vende a US$ 50 y el térmico vende a US$ 130 en el day ahead, pero ahora, el recurso intermitente produce más. Y dado que el intermitente produce más, sus precios probablemente serán bajos, porque tenemos una gran caída desde la distribución de los recursos intermitentes. Entonces, el recurso térmico puede dar un paso atrás y, básicamente, producir menos en tiempo real y solo comprar del mercado en tiempo real. Y si hacemos el mismo cálculo, nuevamente, el recurso térmico deberá tener un precio promedio más alto, como recompensa por su despachabilidad en comparación con el recurso intermitente. Entonces, en este sentido, lo que obtenemos es una forma de recompensar a las unidades de respuesta rápida en el mercado. Y si se quiere recompensar aún más a las unidades de respuesta rápida en el mercado, en tiempo real, se puede recurrir a lo que se conoce como liquidaciones de cinco minutos, donde se paga por el recurso en tiempo real, el precio cada cinco minutos, que se basa en la cantidad que produjeron cada cinco minutos. Y esta es la forma de recompensar los recursos térmicos en un mercado con tiempo real en day ahead y liquidación múltiple.

Lo otro que permite este mercado de liquidación múltiple es facilitar la participación activa de la demanda final. ¿Cómo? Por el hecho que está permitiendo que los que generan la demanda o los minoristas básicamente compren un producto que venderán posteriormente en tiempo real. Por lo que esto evita la necesidad, que generalmente se tiene con los productos para respuesta ante demanda, de proporcionar lo que llamamos en los Estados Unidos, la base determinada administrativamente. En otras palabras, lo que habría consumido si no se me hubiera pedido reducir mi demanda y determinar que es virtualmente imposible. Lo bueno es que en un mercado con liquidación múltiple no es necesario hacer esto. Esto elimina toda la controversia que hemos tenido en los Estados Unidos de intentar diseñar productos para respuesta ante demanda. Tan solo decimos que puede comprar lo que cree que necesitará en el mercado day ahead o comprar la cantidad que quiera. Y si consume menos, efectivamente está vendiendo lo que no consumió en el mercado en tiempo real, y esto permitirá que básicamente se trate de forma simétrica a los generadores y cargas para mantener el sistema en equilibrio y ayudar a desarrollar un lado de la demanda activa en el mercado.

Veamos qué ha pasado con los resultados del mercado con la implementación de este mercado LMP con liquidación múltiple en comparación con la transición desde este mercado zonal. Lo que descubrimos es que en California suministrando la misma cantidad de energía proveniente de combustibles fósiles, pudimos reducir el costo operativo del sistema en aproximadamente un 2,5 %, además del combustible fósil quemado total para cumplir con esa cantidad de generación con esa fuente. Y considerando el volumen de transacción que ocurre en California, este número se traduce en ahorros de más de cien millones de dólares anuales, solo en términos del costo variable promedio de la operación de estos recursos térmicos.

En el caso de la transición en Texas, encontramos un ahorro en costos aún mayor principalmente porque ese estado posee una cantidad considerablemente mayor de recursos térmicos despachables que California. Ambos tienen carbón y gas natural. Una de las cosas que encontramos es que el costo variable de la operación del sistema disminuyó aproximadamente un 3,9 % o más de 300 millones de dólares, en relación al suministro de la generación térmica para cubrir la demanda del lugar.

En mi opinión, existen beneficios significativos de implementar este mercado con precios marginales locales day ahead y tiempo real con compromisos financieros a firme. Lo otro que es importante notar es el hecho que estos mercados también cooptimizan la adquisición de energía y los servicios auxiliares. Es decir, en el proceso de day ahead existe una demanda de servicios auxiliares y una demanda de energía.

Entonces, ¿qué puede hacer Chile? Bueno, podría operar con un mercado LMP basado en costos y liquidaciones dobles que cooptimice la energía y las reservas operativas. Seguirían utilizando los costos regulados que se utilizan para operar el mercado existente para cada recurso térmico e hídrico. Digamos que existirían ofertas con un precio con límite y de precio por cantidad para cada reserva operativa. Y luego, los consumidores y distribuidores libres podrían enviar sus demandas locales a este mercado day ahead. En otras palabras, se debería comenzar con estas demandas inelásticas, es decir, la cantidad de energía que quiero comprar en cada hora del día, y luego el operador del sistema determina las demandas para las reservas operativas para las 24 horas de un día.

Luego, el mercado de day ahead minimizaría el costo de cumplir con la oferta de demanda de energía y las reservas operativas, y de acuerdo a la red de transmisión y otras limitaciones para las 24 horas del día de una vez, esto entregaría compromisos de energía de day ahead y de reservas operativas que serían compromisos financieros a firme.

Y después, en tiempo real, solo se haría esto, casi lo mismo que se hace actualmente en el mercado en tiempo real. Aunque también debo decir que intentar hacer liquidaciones más frecuentes en tiempo real sería una gran forma de recompensar a los recursos flexibles por su flexibilidad. Lo último es que, en estos mercados LMP, se puede dar el caso que un generador que se enciende en el mercado day ahead no recupere el costo de arranque y los costos operativos completos que se enviaron, además de los ingresos por servicios auxiliares que ofertaron. Por ende, lo que se debería hacer es esencialmente un mecanismo de pago completo que diga básicamente que si existe una diferencia positiva entre los ingresos del mercado a corto plazo para el día completo, es decir en tiempo real de day ahead y los costos de producción de la energía y las ofertas de su reserva operativa durante el día, se le compensará para que no lamente haber suministrado esa energía. 

Bien. Y, ¿qué pasa con el mercado basado en costos versus el basado en oferta? Mi fuerte recomendación es que un mercado basado en costos es la forma más prudente de introducir un mercado day ahead en tiempo real en Chile, este sistema de liquidación doble. El motivo es que los mercados basados en oferta son como el fuego. Si se regulan de forma adecuada, pueden entregar inmensos beneficios. Pero si no se regulan adecuadamente, pueden destruirlo todo. 

Así que, uno de los elementos grandes, que es un componente importante de todos los mercados en Estados Unidos, es un mecanismo para mitigación de energía para el mercado local. Lo que hace es que estos mecanismos están incorporados en el software de mercado que mitiga automáticamente las ofertas de cualquier unidad de generación que se considere que posea una capacidad significativa para lograr un poder de mercado unilateral. 

Pero antes de introducir un mercado basado en oferta, Chile claramente debería tener implementada una mitigación efectiva y comprobada de energía para el mercado local. De otra forma, esto pondría a los consumidores de electricidad en un gran riesgo, en mi opinión. Otro elemento es que, si hay una transición a un mercado basado en oferta, uno desearía que todos los proveedores se basaran en oferta o todos, en costo. Cualquier solución híbrida simplemente limitará la competencia que enfrenta un proveedor que es capaz de presentar ofertas. Es decir, si sé que compito contra una empresa basada en costo, tendré mucha información que facilitará que yo suba el precio. Por lo tanto, mi argumento sería al menos un año, o más, de operación basada en costo en este régimen de day ahead en tiempo real con liquidación múltiple, e ir trabajando en la implementación de una mitigación de energía en el mercado local antes de hacer la transición completa a un mercado basado en oferta. 

Entonces, uno de los beneficios de un mercado con liquidación múltiple es que puede controlar el ingreso de participantes completamente financieros que lo que hacen es, básicamente, negociaciones locales con diferencias de precios en day ahead y tiempo real. Pero sus acciones en cuanto a lo que negocian tienen un impacto en el despacho, que en realidad ocurre porque su oferta de energía virtual puede reemplazar en el mercado de day ahead una oferta de energía física. De forma similar, su compra de energía virtual puede reemplazar una compra de energía física, pero en tiempo real, esencialmente quedan fuera del despacho que se realiza para cumplir con la demanda real. Sin embargo, están comprometidos por la diferencia entre el precio al que compraron y el precio al que venden en tiempo real, o al que vendieron, en el precio que compran en tiempo real.

Esencialmente, lo que esto provoca es cerrar la brecha entre los precios en el day ahead y en tiempo real, lo que a su vez cierra la brecha entre los programas que surgen en el day ahead versus en tiempo real. Una investigación que publiqué en California analiza la introducción de estos participantes completamente financieros y concluye que esta introducción de oferta virtual generó una reducción de cerca del 3 % en los costos de despacho en el sistema. Una forma sencilla de ver esto es que, si se tiene a todos estos participantes financieros buscando en todas las ubicaciones diferencias de precio en el mercado day ahead y en tiempo real, ellos pueden negociar mientras las venden. Obtienen así un programa que tiene menores costos e involucra menos desviaciones entre el day ahead y el tiempo real, lo que es, por supuesto, una de las fuentes de los ahorros en costos.

Una de las grandes lecciones que aprendimos en Estados Unidos en el diseño de mecanismos de capacidad en los mercados de la zona este de Estados Unidos, es la necesidad de que las unidades de generación cumplan. En otras palabras, generalmente, pagarles solo por existir solo hace que existan y no quieran entregar energía cuando no les conviene. Entonces, lo que todos los mecanismos estadounidenses han hecho es añadir sucesivamente componentes de incentivo para que los participantes efectivamente provean la energía cuando el sistema lo necesita. Por ejemplo, todos los mecanismos para pago de capacidad en los Estados Unidos tienen lo que se puede llamar una obligación de ofertar. Esto quiere decir que, si se recibe un pago por capacidad, uno debe ofrecer su capacidad al mercado de day ahead. En caso contrario, estará sujeto a una multa por no cumplir con su obligación de oferta. 

Esto tiene el resultado bastante favorable de indicar que usted está ofertando, usted está aceptando suministrar energía, debido a sus condiciones del sistema altamente estresantes. En caso de no suministrar tal energía, tiene la obligación de reemplazar esa energía comprándola del mercado en tiempo real. Esto genera un incentivo muy fuerte para que el generador asegure primero que puede operar, y segundo, que tiene el combustible de entrada suficiente para hacerlo porque si no lo hace, está sujeto a obligaciones de compra considerables desde el mercado en tiempo real para suministrar la energía que vendió en el mercado de day ahead. 

Como en Estados Unidos estamos aprendiendo de las experiencias de Texas y California, tener estos mecanismos de incentivos para la conveniencia de recursos a largo plazo es especialmente importante en regiones donde se tiene una gran cantidad de generación renovable intermitente, y dado que ese tipo de generación puede desaparecer sin aviso, se querrá que esas unidades de generación térmica despachables estén disponibles y listas para el suministro cuando eso ocurra.

Una de las lecciones más grandes que aprendimos en Estados Unidos a partir de la experiencia con la reestructuración es que no existe el diseño de mercado perfecto. Uno puede hacer su mayor esfuerzo por encontrarlo, pero hay cosas que se repiten constantemente como los cambios tecnológicos, los objetivos de las políticas y la conducta de los participantes del mercado. 

Una de las cosas importantes que se desarrollaron en los Estados Unidos y que ha sido un beneficio real para este proceso es lo que se conoce como el proceso independiente de monitoreo de mercado. Y curiosamente, varios mercados comenzaron con solo un monitor interno de mercado que estaba dentro del operador del sistema. Y esto generó el problema de lo que llamo «el problema de los dos amos» entre la gestión del operador del mercado y el proceso regulatorio. En otras palabras, como monitor de mercado interno de ISO, no querré decir nada demasiado malo acerca del ISO porque mi sueldo, bonificaciones y mi desarrollo profesional dependen de la gestión del ISO. Esto no es una relación sana para asegurar que ocurra una autoevaluación crítica del rendimiento del mercado. Y con esto, se generaron grandes conflictos. Uno de los más importantes ocurrió en PJM, donde hubo un gran problema entre el monitor interno de mercado, que duró dos años en la Comisión Federal Reguladora de la Energía, hasta que finalmente decidieron eliminar todo monitoreo de mercado independiente externo. 

El otro problema es que lo que queremos intentar hacer es básicamente comunicar información para permitir a las entidades realizar los análisis que les gustaría realizar. También, que puedan elaborar índices de salud del mercado y puedan ayudar a identificar los problemas en el diseño del mercado en el futuro. Creo que estas son las lecciones básicas que se pueden entregar desde la experiencia de los Estados Unidos para Chile en cuanto a lo que se puede hacer más adelante. Tenemos este mercado de day ahead basado en costo en que permitimos que los participantes financieros y la participación del lado de la demanda activa tengan precaución en mercados basados en oferta hasta que exista un mecanismo de mitigación para la energía del mercado local, que se entregue incentivos en el proceso de RA a largo plazo, y se establezca un proceso para el monitoreo independiente del mercado.

Por Javier Bustos, Director Ejecutivo de ACENOR

¿Qué reglas institucionales deberían facilitar el rol del cliente en este proceso de transición energética? Si efectivamente este cliente está en el centro, cómo facilitamos que efectivamente esta institucionalidad asegure una transición energética exitosa. 

Hoy en día tenemos todavía un paradigma de expansión centralizada. Tenemos que construir centrales para mayor electrificación, descarbonización, más líneas de transmisión, de distribución, donde las autoridades tienen muchos incentivos para anunciar cada vez más obras. Según las noticias, hay 10 mil millones de dólares en obras, y eso es lo que se quiere mostrar como sinónimo de crecimiento, de instituciones robustas, de inversión de empleo. Cabe preguntarse si el cliente realmente tiene la posibilidad de ser un contrapeso técnico regulatorio a cargos que son finalmente prorrateados a la demanda para la construcción de todo este sistema.  

Es conveniente que el cliente tenga que recurrir al panel de expertos, a otras instancias, por ejemplo, para ser ese contrapeso o en realidad ese balance debería estar diseñado de otra manera. Realmente se le está dando al cliente la posibilidad de participar en todas aquellas instancias que le involucran, y que finalmente le van a implicar mayores cargos. ¿Cómo se van asignar también los costos de esta transición energética?

Estamos viendo que muchas veces aquel que causa no está pagando los costos que causa. Lo vemos en la discusión que se ha dado en las declaraciones de gas inflexible, lo vemos en impuestos verdes que pagan generadores renovables, lo vemos en mercados de servicios complementarios donde la generación o la demanda de ciertos servicios complementarios genera efectos que finalmente pagan los clientes, y no necesariamente de la manera más eficiente. 

¿Cómo reasignar los costos eficientemente? Una gran noticia es que el precio de la energía de las licitaciones de clientes regulados está por debajo de los 20 dólares en algunos casos, pero es realmente el único costo que deberíamos estar mirando. ¿Qué pasa con los otros costos? Si la energía ya cuesta 18 dólares, todos los otros cargos sistémicos ya pasaron los 18 dólares. Esto es importante porque la dimensión de la insuficiencia no es la única dimensión relevante. Estamos hablando de que es necesario avanzar en eficiencia, calidad de servicio, y eso va justamente asociado a otros costos que no están incluidos hoy en el precio de la energía. 

Entonces, es apropiado que el cliente asuma riesgos que no puede manejar, que en realidad otros actores podrían manejar de mejor manera. ¿Cómo alineamos los incentivos para que los actores justamente busquen la manera más eficiente de proveer el suministro de electricidad, no solamente energía?

En descentralización, sabemos que tenemos proyecciones muy optimistas del Ministerio de Energía, que incluso hablan de que podemos llegar a 4 GW de generación distribuida al 2030. Vemos que la generación descentralizada no ha sido prioridad, vemos que hay 6.800 MW en conexión en zonas congestionadas de la red de transmisión. Cuando se planificó la ley de transmisión la idea era que la transmisión orientará la generación, no que la generación se instalará donde quisiera porque justamente los costos no los iba a ver la generación, sino que los iba a ver el cliente final pagando toda la transmisión.

Entonces, realmente estamos dando las señales correctas para aprovechar, por ejemplo, mejor la generación descentralizada. La institucionalidad aparece como algo importante porque la descentralización naturalmente implica pérdida de poder, de control al regulador centralizado. Tienen las instituciones sectoriales incentivos, justamente a ello, cómo se van a coordinar esta multiplicidad de agentes a nivel descentralizado.

Y, finalmente, cuando hablamos de digitalización sabemos que hemos tenido dificultades por ejemplo al querer avanzar en medición inteligente.  También va a ser necesario avanzar en materias de información. Esto es sumamente importante para que no sea una barrera a la entrada, pero también cautelando la información que es propia del cliente. Ahí el tema de la ciberseguridad empieza a ser un tema sumamente relevante. Entonces con todos estos desafíos en cuanto a digitalización, cómo balanceamos los incentivos que tiene el regulador para avanzar en procesos donde hay cada vez más participación de privados, y donde el regulador naturalmente tiene que entregar cierta discrecionalidad a los actores del mercado. Se debe, al mismo tiempo, avanzar en procesos regulatorios que sean trazables, que sean auditables y participativos para que generen validación social. Porque puede haber procesos muy técnicos, como ya hemos visto, que no necesariamente son percibidos con confianza por la ciudadanía. 

La experiencia internacional habla justamente de cómo transitar hacia una descarbonización, descentralización, digitalización en forma exitosa con compromisos creíbles, participación de los stakeholders, con transparencia, con accountability, con niveles de coordinación que ya no están centralizados, sino a niveles policéntricos, con reglas que fomenten la innovación, pero en forma de incentivos alineados al costo eficiencia para alcanzar estos objetivos de política energética.         

En síntesis, tenemos las instituciones y gobernanzas adecuadas para una transición energética. Cómo alineamos los incentivos de estos organismos en pos de estos objetivos con la participación de los clientes, de la ciudadanía. Dónde van a ver evaluaciones de impacto, rendiciones de cuenta respecto a los objetivos y a las políticas que se diseñan, y finalmente, también tenemos que pensar en ciertos grados de autonomía e independencia, en ciertos organismos o estructuras de gobierno que sean diferentes a las que hemos tenido hasta el momento. 

El Consejo de la Sociedad Civil (COSOC) es uno de los mecanismos de participación ciudadana en la gestión pública contemplados en la Ley N° 20.500, sobre Asociaciones y Participación Ciudadana en la Gestión Pública. El artículo 74 de dicha ley señala que los órganos de la Administración del Estado deberán establecer consejos de la sociedad civil, de carácter consultivo, que estarán conformados de manera diversa, representativa y pluralista por integrantes de asociaciones sin fines de lucro que tengan relación con la competencia del órgano respectivo. Respecto a nuestra institución, la función principal del COSOC es acompañar a la Comisión Nacional de Energía en los procesos de diseño, ejecución y evaluación de sus planes, programas y políticas.

El COSOC para el período 2021 – 2022 de la CNE se conformó en el marco de la Ley N°20.500, sobre Asociaciones y Participación Ciudadana en la Gestión Pública. Los COSOC constituyen uno de los diversos mecanismos de participación ciudadana y su principal objetivo es el acompañamiento a la Comisión Nacional de Energía en los procesos de diseño, ejecución y evaluación de sus planes, políticas y programas.

Los COSOC componen uno de los diversos mecanismos de participación ciudadana y su principal objetivo es el acompañamiento a la Comisión Nacional de Energía en los procesos de diseño, ejecución y evaluación de sus planes, políticas y programas

El Consejo de la Sociedad Civil (COSOC) Paritario de la CNE para el año 2021-2022 está integrado por la Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios de Chile (CONADECUS), Colegio de Ingenieros de Chile A.G., Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Diego Portales, Consejo Internacional de Grandes Redes Eléctricas (CIGRE), Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM A.G.), Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A.G. (ACENOR A.G.), Asociación Chilena de Energía Solar A. G. (ACESOL), Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (FENACOPEL), Asociación Chilena de Energías Renovables A.G. (ACERA A.G.), Asociación Chilena de Comercializadores de Energía A. G. (ACEN), Asociación Gas Natural A.G. (AGN), Asociación Gremial de Generadoras de Chile A.G., Asociación de Empresas Eléctricas A.G., Asociación de Transmisores de Chile A. G. y la Fundación Libertad y Desarrollo

En esta instancia se eligió como Presidenta del COSOC Paritario CNE 2021-2022 a Katherine Hoelck, Ingeniera Civil Eléctrica, representante de CIGRE Chile.

En cada sesión del COSOC CNE se discuten temas contingentes de la regulación vigente propuestos por la CNE y por los participantes del COSOC. Durante 2021, se revisaron entre otros, los siguientes temas: la descarbonización de la matriz eléctrica y el cierre anticipado de centrales termoeléctricas, la crisis hídrica, la situación del sistema eléctrico ante la sequía y el plan de contingencia propuesto por el Ejecutivo, la expansión de la transmisión, el estado del plan normativo anual, el estado de la licitación de suministro eléctrica y su buen resultado, el proceso de tarificación de sistemas medianos, la Norma Técnica de GNL, la elección del nuevo Consejo directivo del Coordinador, el estado de los PMGD y los avances en innovación y equidad de género, entre otros.

Actualmente, representan a CIGRE Chile, los socios Katherine Hoelck y Felipe Andrews, quienes destacan lo valioso que es tener esta instancia de participación que permite entender lo que está pensando el regulador tras las normativas que emite y además poder aportar con sus experiencias y opiniones en cada tema, muchas veces mostrando un punto de vista distinto, lo que es muy valioso para la autoridad.