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Introducción

Uno de los temas mas relevantes del Sistema Eléctrico Nacional (“SEN”) es la coordinación y operación de las distintas instalaciones eléctricas interconectadas entre sí; las empresas “Coordinadas”. Los principios que rigen dicha coordinación y operación están consagrados en la Ley General de Servicios Eléctricos (artículo 72°-1 y siguientes), y su materialización es complementada a través de Reglamentos y Normas Técnicas.

En relación con lo anterior, cabe recordar que el Reglamento de Coordinación y Operación del SEN fue publicado en el año 2019 (Decreto Supremo N° 125/2017), siendo ahora el turno de adecuar las metodologías y procedimientos contenidos en la Norma Técnica (“NT”).

Por ello, la Comisión Nacional de Energía (“CNE”) está llevando a cabo un proceso de revisión y modificación de la NT de Coordinación y Operación del SEN que contiene elementos tan relevantes como: (a) el cálculo de los costos marginales, (b) la declaración de costos variables de las unidades de generación, (c) las funciones de despacho y de control, (d) las transferencias económicas, y (e) la programación del SEN.

Este último capítulo es el que analizamos en detalle en este documento, dado el proceso de consulta pública en curso abierto por la CNE, en la cual los interesados podrán hacer sus comentarios y aportes hasta el próximo 13 de abril de 2021.

Los antecedentes y formato para el envío de observaciones a la CNE disponibles en: https://www.cne.cl/normativas/electrica/consulta-publica/

Contenido general de la Consulta Pública

En esta oportunidad, la CNE está sometiendo a consulta pública aquellas normas relativas a la información que deberán entregar al Coordinador Eléctrico Nacional (“Coordinador”) los titulares de centrales hidroeléctricas, la metodología aplicable a la proyección de caudales afluentes, los pronósticos de generación que deberán entregar los titulares de centrales con Energía Renovable Variable (“ERV”), la programación de los mantenimiento preventivos mayores de las centrales (“PMPM”) y las solicitudes de trabajo de curso forzoso, dejando para una próxima consulta pública aquellos temas relacionados con el procedimiento de Programación de la Operación; modelación de recursos térmicos; modelación del Sistema de Transmisión; programación de sistemas de almacenamiento de energía y centrales con capacidad de regulación; y valorización de energía embalsada y convenios de riego.

Pronósticos ERV

En lo que se refiere a los pronósticos de generación de los coordinados titulares de Centrales con Energía Renovable Variable (“ERV”), la propuesta de la CNE considera el envío al Coordinador de:

• Pronóstico del día siguiente; en MW, a enviar cada hora del día con una resolución de, al menos, 15 minutos, y con un horizonte de 24 horas; y
• Pronóstico de los días siguientes; en MW, a enviar a las 8:00 y a las 13:00 de cada día con una resolución de, al menos, 15 minutos, y con un horizonte que va desde las 00:00 horas del día siguiente hasta por lo menos los 10 siguientes días;

Se considera que, para el cumplimiento de los requerimientos de información precedentes, los coordinados puedan solicitar al Coordinador autorización para realizar pronósticos conjuntos de sus centrales de generación y/o usar equipamiento de medida compartido, lo que en todo caso no eximirá a cada coordinado de su responsabilidad individual por el envío de los pronósticos al Coordinador.

Estándar de pronósticos ERV

Asimismo, la propuesta de NT dispone de indicadores de desvíos, para una hora y un día en adelante, a los que estarán sometidos los pronósticos enviados por los coordinados, en relación al Pronóstico Centralizado de Generación o el Pronóstico de Energía Afluente elaborados por el Coordinador. Sin perjuicio de ello, el máximo error de desvío respecto al pronóstico promedio de cada año, será solo aplicable a aquellas centrales que tengan al menos dos años de funcionamiento desde su entrada en operación.

Respecto de aquellos coordinados titulares de centrales ERV que tengan una diferencia significativa entre sus pronósticos y los del Coordinador (mayor al 25%), éste último deberá requerirles la realización de un plan de adecuación de su pronóstico que le permita mejorar la calidad de éste, el que deberá implementarse en un plazo no superior a cuatro meses desde el requerimiento del Coordinador.

La propuesta de norma igualmente considera la publicidad de los indicadores enviados por los coordinados, y la publicación de un ranking de éstos, por parte del Coordinador, en el que se detallará el nombre de la central, tecnología, potencia instalada, nombre del coordinado que opera la central y grupo empresarial.

Centrales PMG y PMGD

En relación a las centrales PMG y PMGD, la propuesta de la CNE las exime de la obligación de envío de pronósticos al Coordinador, sin embargo, éste último podrá, en razón del impacto sistémico y el aporte en cuanto a la eficiencia económica y seguridad del SEN, solicitar a los coordinados titulares de dichas centrales el envío de pronósticos de generación o de energía afluente (éste último en el caso de los coordinados titulares de centrales ERV con capacidad de regulación o con capacidad de almacenamiento, cuyo insumo primario es solar y/o eólico).

Otras materias sometidas a Consulta Pública

Finalmente, cabe señalar que la CNE está sometiendo igualmente a consulta pública los anexos que regulan la definición de parámetros técnicos y operativos para el envío de datos al Sistema de Información en Tiempo Real (“SITR”), la información técnica de instalaciones y equipamientos, el programa de mantenimiento preventivo mayor y el programa de solicitudes de trabajo. Los anteriores, se tratan de anexos que actualmente son parte de la NT de Calidad y Seguridad de Servicio (“NTSyCS”), pero que se incorporarán como parte de la Norma   Técnica de la Operación y Coordinación del SEN, con las modificaciones que se someten a consulta pública.

“El presente documento no constituye asesoría legal y el estudio Guerrero Olivos no será responsable por actos u omisiones de terceros basados en la información contenida en él”.