(La Tercera-Pulso) Una de las grandes discusiones vigentes actualmente en el sector energético tiene como protagonistas a los pequeños generadores de electricidad. Esto, luego que en abril el gobierno propusiera cambiar el mecanismo tarifario denominado Precio Estabilizado, que en su concepción original buscaba otorgar mayores certezas a las empresas desarrolladoras de estas unidades para así acceder a financiamiento.

Estas centrales, denominadas Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), corresponden a unidades con una potencia menor a 9 MW y pueden acceder a una tarifa fija por su inyección de energía, establecida mediante una fórmula de cálculo que varía cada seis meses. Sin embargo, el Ministerio de Energía junto a la Comisión Nacional de Energía (CNE), presentaron un plan para modificar lo anterior, lo que desató la molestia de los renovables y también de los bancos, que acusaron falta de certeza jurídica.

Ante esto, la autoridad le dio plazo a los interesados para presentar sus propuestas o comentarios. En consecuencia, un grupo de profesionales y desarrolladores se organizaron como un comité técnico, que analizó la propuesta del ministerio y, consecuentemente, pidió reuniones para entender el diagnóstico que dio origen a la propuesta y desarrollar una contrapropuesta a lo planteado por el equipo de energía. Estos le pidieron a la consultora Valgesta realizar un análisis de la industria y de los efectos que tendría modificar el Precio Estabilizado.

La propuesta

Del estudio de Valgesta se desprenden diversas conclusiones, pero la más significativa es que las centrales solares serían las más perjudicadas.

En un escenario 2019-2034 en el bloque horario de día, es decir de 8 AM a 18 PM, si se cambia el Precio Estabilizado, ese bloque se vería afectado en US$4,6 por MWh promedio. En cambio, en el bloque nocturno, de 23 PM a 8 AM, las centrales que entran a esas horas se verían beneficiadas en US$7 MWh promedio.

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En tanto en el bloque de horario peak, que va desde las 18.00 hasta las 23 horas, no se ve alteración respecto al escenario base. Por ello, con la propuesta del ministerio, un PMGD que genera en el bloque nocturno se verá beneficiado en su Valor Actual Neto (VAN) en 10,3% en el plazo de la proyección entre 2019 y 2034, suponiendo una venta de energía de 360 Mwh/mes.

En cambio, para los proyectos que generan en el bloque diurno (casi el mismo horario en el que generan los proyectos solares), la modificación tiene un desmedro del VAN o valor presente de estas inversiones de un 8,4%, haciendo el mismo ejercicio.

Además, se señala que la idea que tiene el ministerio, de que los PMGD se están sobre desarrollando o sobre instalando, obedeciendo exclusivamente a una señal de precio –el mismo Precio Estabilizado-, no es correcta.

En efecto, lo que se concluye es que si bien el Precio Estabilizado es un driver para el desarrollo de los PMGD, no es el único, primando la existencia de consumos o demanda y la existencia de capacidad de la red, la cual no existe per se si no hay demanda asociada.

También, lo que se visualiza es que con la entrada de PMGD al sistema, el efecto sobre los costos marginales no es significativo.