La propuesta, según estimaciones del Gobierno, permitiría reducir en un 7% el costo de la energía que pagan los hogares, lo que equivale a cerca de un 5% en la cuenta final. Pero además respondería a una inquietud levantada por clientes libres ante el aumento en los costos sistémicos relacionados al precio estabilizado, un aspecto que beneficia a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). Eso sí, los expertos llaman a diseñar cuidadosamente el mecanismo para no afectar el financiamiento de nuevos proyectos.
Cuando todas las miradas del sector eléctrico estaban puestas en la discusión sobre cómo aumentar el monto del subsidio a los hogares vulnerables, el Ejecutivo sorprendió al adelantarse en el debate sobre cómo reducir los costos de la energía. Un aspecto considerado en el marco del trabajo de la mesa técnica que el Ministerio de Energía tiene con los parlamentarios, pero en el cual no se conocían aún su preferencias, y donde las ideas que rondaban -empujadas por un grupo minoritario de diputados- apuntaban a renegociar contratos caros y antiguos con generadoras, provenientes de las primeras licitaciones de suministro.
Así, la idea de buscar que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) -centrales de hasta 9MW de capacidad- puedan vender su energía en forma directa a las distribuidoras eléctricas y así abastecer al segmento residencial, tomó por sorpresa a varios en el sector.
Los PMGD ya estaban en la discusión regulatoria desde antes, dada la mirada crítica de varios actores -incluyendo el Coordinador Eléctrico Nacional- al precio estabilizado, un aspecto que beneficia a las generadoras del segmento, que algunos califican como un subsidio e incluso una distorsión en el mercado eléctrico. Esto porque el mecanismo, definido por una proyección de la Comisión Nacional de Energía (CNE), remunera las inyecciones de dichas plantas de manera preferente, en la que se compensa la diferencia entre el precio estabilizado y el costo marginal del mercado eléctrico, generando un pago lateral, como se le conoce en la industria.
En los últimos años, este último estuvo por sobre el nivel estabilizado, incrementando las transferencias desde clientes libres y generadoras a estos proyectos. Así, hay voces que empujan por eliminar el precio estabilizado, pese a que este mecanismo permitió impulsar fuertemente la instalación, principalmente de plantas fotovoltaicas, que actualmente abastecen principalmente a clientes libres, pero no los de mayores consumos de energía.
A diciembre de 2023, los PMGD alcanzaron en su conjunto 2.741 MW en capacidad instalada. De ellos, 81% son plantas fotovoltaicas, y representan un 5,5% de la generación del Sistema Eléctrico Nacional. Su impulso llega a tal nivel que a fines del año pasado habían sido declarados en construcción nuevos PMGD, que alcanzan los 2.073 MW, de los cuales 96% son plantas solares.
Así, la modificación planteada por el Ejecutivo es seguida desde cerca por múltiples actores del sector, atentos a conocer más detalles de la propuesta. Pese a que las dudas se irán despejando en la mesa técnica, este martes el ministro Diego Pardow entregó algunas de las razones que a su juicio justifican la modificación legal.
En entrevista con Radio ADN, el secretario de Estado planteó que la reforma busca reducir el cobro del precio estabilizado, aminorando además el impacto de una de las medidas que buscan aumentar el subsidio eléctrico, específicamente el mayor cobro del Cargo por Servicio Público (CSP) a consumidores por sobre los 5.000 MWh.
“Este pago lateral ha crecido mucho en los últimos años y es un costo productivo significativo del sistema. Sin embargo, este precio estabilizado es menos que el promedio de la canasta al cual compran los residenciales. Entonces, si los clientes residenciales, pasan a comprarle a los pequeños medios de generación distribuida, pasan a comprarles a un precio más barato, y a su vez esto absorbe el impacto productivo que estaríamos generando con el aumento del CSP”, indicó.
Pardow detalló que el menor precio redundaría en una baja de “alrededor de un 7% en energía, cerca de un 5% en cuenta final”, cifra que en todo caso, admitió corresponde a estimaciones iniciales y requiere ser revisado con los asesores parlamentarios en la mesa técnica, pero defendió la medida como una “optimización” del funcionamiento del sistema.
Para Daniel Salazar, socio director de EnergiE y asesor de de la mesa técnica, su estimación preliminar indica “que se podría alcanzar una reducción de solo 4,4% en una cuenta tipo residencial”.
El experto detalla que los PMGD “colocaron 4,6 TWh el año 2023, equivalente al 15% de la energía anual que consumen los cliente regulados”. Considerando todo, cree que el diseño del mecanismo “debe ser lo suficientemente cuidadoso respecto a los incentivos y efectos que puede generar. Me refiero a la aparición de una nueva fuente de debilitamiento del modelo de project finance que soporta los PPA regulados, y al cada vez más cuestionado modelo de precio estabilizado -sin riesgo de colocación- que hoy día se aplica a estos activos en donde urge corregir las distorsiones diagnosticadas”.
Samuel Toro, socio y gerente de Negocio de Minería en Symnetics, consultora chilena de origen brasileño, ve la propuesta como “una gran oportunidad para seguir impulsando los PMGD, pero reconoce como un riesgo “la capacidad de respuesta de los proyectos en términos de financiamiento, tramitación y regulación, lo que afecta negativamente su capacidad de ejecución. También es un riesgo la presión por cambiar o modificar la ley de precio estabilizado”.
En su estimación es factible conseguir la rebaja en los precios de la energía que estima el Ejecutivo, aún cuando “no están claras las variables que hacen el cálculo para la reducción del 7% del precio de la energía”.
“Ante las distintas opciones que ha planteado el gobierno para hacer frente al alza de energía, la más innovadora es la relacionada con los PMGD (que en su gran mayoría son Cooperativas, cerca del 70%), a través de la instalación compartida o inyección directa. Quienes están detrás de los PMGD ven una oportunidad en este tipo de inversión por las condiciones de precio estabilizado (hasta el 2034), lo que les permite lograr precios menores que los de contratos por suministros y, por otra parte, poner energía limpia al sistema”, agregó.
Para Roberto Muñoz, gerente general de Andes Solar, “los resultados dependerán de las condiciones de diseño y de los detalles del proceso que se implemente” y aunque plantea que “el beneficio para los clientes regulados es evidente”, entre otros varios puntos a resolver, están lo que pase “con aquellos contratos de suministro vigentes en que los precios de suministro son actualmente más baratos que el precio estabilizado”
“La solución no es trivial, y los (buenos) resultados dependerán de cómo se aborda el proceso de integrar los PMGD como suministradores a clientes regulados”, agregó.