En una columna titulada Don’t Look Up, el Director Ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Mediana Centrales Hidroeléctricas hace una serie de afirmaciones, tanto sobre el proceso de discusión que modificó el DS N°244 que rige a los PMG y PMGDs como de otros procesos institucionales, que creo imprescindible comentar.
La primera afirmación que quisiera analizar, es tal vez, la más preocupante: “La institucionalidad hizo algunos esfuerzos por contener esta distorsión en 2019, pero la enorme presión sobre las autoridades de la época terminó extendiendo este régimen mediante un artículo transitorio de 14 años”. Esta frase es preocupante porque desliza la idea de que si la institucionalidad del sector decide iniciar la modificación del mecanismo de precio estabilizado (que ha sido una vieja pretensión de Apemec), está procediendo correctamente, pero que cuando actúa en contra de dicha postura, entonces es debido a la existencia de enormes presiones que la autoridad, tanto del Poder Ejecutivo como del Poder Judicial, fueron incapaces de resistir.
A mi juicio, esta afirmación raya en lo temerario. Durante la discusión de las modificaciones al DS N°244 la autoridad efectúo innumerables reuniones, tanto individuales como colectivas, recibió información y estudios de todas las asociaciones gremiales y empresas que quisieron participar del proceso y realizó sus propios análisis tanto con personal interno como con consultores externos.
A pesar de que Acesol no estuvo de acuerdo con la modificación que finalmente resultó de la metodología de cálculo del precio estabilizado y de los plazos para acogerse a él, ya que estimamos que esto produciría un freno a las inversiones en el sector (lo que se hará evidente a partir de 2024); estamos convencidos de que el proceso cumplió con los estándares de debate y reflexión que el sector requiere. No hay que olvidar que el periodo transitorio, propuesto inicialmente por la banca local para mantener el precio estabilizado calculado según la metodología del DS N°244, tuvo por objeto dar estabilidad regulatoria a inversiones que son intensivas en el uso de capital.
Para reflexionar sobre este tema, es importante tener presente que la regulación de los medios de generación distribuidos tiene su origen a mediados de los años 2000. En aquella época nace la inquietud mayormente desde un grupo de empresas y personas de alto patrimonio que tenían derechos de agua en el sur de Chile y que querían aprovechar su contenido energético para participar del negocio eléctrico. Para lo anterior, la ley eléctrica estableció las condiciones para que dichos medios de generación se conectaran a las redes de distribución, que deberían asumir los costos de expansión de dichas redes y que podrían optar entre vender su energía al costo marginal o a un precio estabilizado. Es decir, se sentaron las bases para el actual diseño regulatorio de los PMG/PMGDs.
Durante los diez primeros años, fueron las pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas las que se desarrollaron amparados en esta nueva y visionaria regulación. En los primeros años de funcionamiento del mecanismo, el costo marginal superaba los 350 US/MWh y el precio nudo de corto plazo estaba cerca de los 100 US/MWh. Por lo anterior, la mayoría de los proyectos hidroeléctricos se acogieron al régimen de venta al costo marginal.
No fue sino hasta el año 2015 cuando se comenzaron a dar algunos episodios donde el precio de nudo de corto plazo era mayor que el costo marginal. Fue precisamente durante estos años en que la significativa reducción del costo de inversión de las energías renovables no convencionales se comenzó a capitalizar en nuestro país con especial foco en la energía solar fotovoltaica. Otro elemento importante a tener en cuenta es que, desde el año 2009 a la fecha, el precio de nudo de corto plazo ha estado siempre por debajo del precio promedio de toda la energía tranzada mediante contratos de energía en el mercado eléctrico, también denominado como Precio Medio de Mercado (PMM).
Con respecto a la afirmación sobre que esto implicaría para las centrales fotovoltaicas poseer “un estatuto económico propio” no es correcto por cuanto el mecanismo de precios es neutro tecnológicamente y el aumento de la participación fotovoltaica se debe exclusivamente a la competitividad de esta tecnología. Así también, la afirmación “garantiza un precio a su energía” tampoco es correcta por cuanto se trata de un precio estabilizado por períodos de 6 meses, no garantizado, tal como se estableció en diversas instancias legales, que incluyen un pronunciamiento del Tribunal de Libre Competencia.
En este sentido referirse a una “proliferación sin control” tampoco sería correcto, por cuanto el DS N°88 clarificó las reglas para la conexión y operación de este tipo de centrales e incorporó limitaciones al otorgamiento de conexiones de este tipo de proyectos cuando sus inyecciones generasen congestiones aguas arriba en la transmisión zonal y/o dedicada. Además, se reemplazó el régimen de precio al que podían acceder estos proyectos por un nuevo precio estabilizado que recoge la oferta de energía solar durante el día distinguiendo 6 bloques horarios para su régimen tarifario.
Por otro lado, afirmar que no hay “una base legal expresa, que ha servido a ciertos generadores para funcionar fuera de las reglas del mercado eléctrico.”, es incorrecto , ya que el artículo 149° inciso quinto de la LGSE mandata al Ejecutivo a establecer vía reglamento la metodología de cálculo del precio estabilizado. Finalmente, en relación con el dictamen del panel de expertos sobre los “vertimientos” (sic), tampoco es correcto decir que los PMGD/PMGDs no estarán sujetos a ellos, de hecho lo están. Lo que establece el dictamen del Panel de Expertos es que los recortes a esos medios de generación se deben hacer de acuerdo a consideraciones de seguridad ya que operan en modalidad de autodespacho.
Creemos que vale la pena aclarar que los recortes de energía y los costos marginales cercanos a cero no se deben solamente a la oferta de energía solar durante el día, sino que a otras decisiones de operación del sistema que generan distorsiones mucho más significativas en la operación del sistema, como por ejemplo la operación de centrales de gas bajo la condición de gas inflexible, la operación a mínimo técnico de las centrales térmicas a carbón y la rigidez del sistema de transmisión.
Todas ellas son condiciones que además de restringir el despacho de las centrales de generación renovable no convencional, reducen artificialmente el costo marginal en ciertas zonas del sistema. Son estas la situaciones que están afectando al sector en el corto plazo y por consiguiente tenemos que hacernos cargo.
Desde Acesol queremos contribuir a elevar el nivel del debate, teniendo una mirada amplia de los problemas y oportunidades que nos ofrece la transición energética. Hemos insistido en diversos foros en la necesidad de que nuestro país cuente con una política de medios distribuidos, tanto de generación como de almacenamiento, y que estos deben ser considerados al momento de pensar en las reformas que nuestro mercado eléctrico requiere. De lo contrario, seguiremos buscando soluciones bajo el viejo paradigma de que los medios descentralizados no son complementarios, sino que compiten con los medios centralizados, lo que está totalmente ajeno y alejado de la realidad.