El nuevo Reglamento de Transferencias de Potencia −más conocido como Reglamento de Potencia− se encontraría a punto de ver la luz. En efecto, según fuentes del sector, la carpeta respectiva ya estaría sobre el escritorio del ministro de Energía, Diego Pardow, para una pronta definición sobre el tema.
El Reglamento de Potencia se creó mediante el DS N° 62, de 2006, del Ministerio de Economía, con el objetivo de reglamentar las transferencias de potencia entre las empresas generadoras. A partir de entonces, ha sufrido varias modificaciones.
En octubre de 2020 se inició el proceso para la elaboración de un nuevo reglamento. Según el ministerio de Energía, la nueva propuesta tiene como objetivos principales la implementación de la Ley N° 21.505 de Almacenamiento y Electromovilidad, en el mercado de potencia, fomentando el despliegue de esta tecnología en el sistema eléctrico. Asimismo, establecer mecanismos de estabilidad regulatoria, considerando las decisiones de inversión ya tomadas por distintos actores de la industria y generar gradualidad en la implementación de la nueva metodología.
En febrero de 2022, y finalizando el proceso de elaboración, el DS N° 3/2022 ingresó para su toma de razón en la Contraloría a fin de aprobar el nuevo reglamento de transferencias de potencia, con lo cual se derogaría el DS N° 62/2006.
Después de un primer estudio del DS N° 3 por parte del órgano contralor, el documento fue retirado por el Ministerio de Energía en septiembre de 2022, con el fin de introducirle modificaciones.
Finalmente, en marzo de este año, y tras la realización de una mesa de diálogo público-privado convocada por el gobierno, se desarrolló la consulta pública de la propuesta. Actualmente, la definición en torno al documento está en manos del Ministerio de Energía.
Diferentes posiciones
Entre las novedades que incluye la propuesta es que su entrada en vigencia será cinco años después de su publicación en el Diario Oficial. Asimismo, y también en calidad de artículo transitorio, establece que las unidades generadoras tendrán un plazo de 15 años para prorrogar su adscripción al nuevo esquema de asignación, el cual considera la metodología probabilística denominada capacidad efectiva de suministro de demanda (ELCC, por sus siglas en inglés). Durante ese período, las generadoras podrán escoger si adoptan las nuevas condiciones o bien permanecen dentro del marco el DS N° 62.
En la industria manifiestan visiones dispares con relación a la propuesta. Según la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera A.G.), el nuevo reglamento, tal como está planteado, “cumple con llenar un vacío metodológico que se tenía a nivel reglamentario para la determinación de potencia de los sistemas de almacenamiento y centrales renovables con capacidad de almacenamiento”.
En esa línea, la entidad gremial estima que la modificación reglamentaria hace una corrección, en el sentido de que “establece un periodo transitorio de 10 años en que estos sistemas se les considerará un porcentaje de reconocimiento que depende de sus horas de autonomía. Posterior a ese periodo el reconocimiento de potencia de los sistemas de almacenamiento se determinará mediante la metodología ELCC”.
Añade que “la nueva metodología propuesta en el DS N° 3, basada en la metodología ELCC, dado que se basa en técnicas estadísticas, da mayores incertezas a los ingresos de potencia de las centrales lo que perjudica a las decisiones de inversión. A su vez, esta metodología castiga fuertemente el reconocimiento de potencia de las centrales solares, sin que esta caída de ingreso pueda ser compensada por otra línea de ingreso, profundizando los problemas financieros que están afectando a la industria ERNC”.
Persisten problemas de asignación
Desde la Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec), su director ejecutivo, Rafael Loyola, afirma que la modificación del Reglamento de Potencia de suficiencia tuvo como propósito atender un problema de asignación en el aporte de ciertas tecnologías, en especial de las centrales renovables variables (ERV), como la solar fotovoltaica y la eólica.
Rafael Loyola, director ejecutivo de Apemec.
Sin embargo, añade que “la rápida disminución de los costos de inversión de la ERV y su acelerada incorporación en la matriz hace necesario una corrección urgente a esta asignación, enfocándose en el aporte efectivo que hace cada tecnología al atributo de potencia, esto es, la capacidad de entregar potencia, con alta probabilidad, cuando el sistema lo requiere”.
En esa dirección, opina que el transitorio de 15 años “mantiene los problemas de asignación y creemos que es una mala señal para lograr una descarbonización efectiva y para dar seguridad y confiabilidad a la matriz, pues dificulta el desarrollo de proyectos renovables”.
Sin perjuicio de lo anterior, Apemec considera necesario y urgente su implementación.
Modificar el DS N° 62
Una posición más crítica expresa el director ejecutivo de la Asociación de Pequeñas y Medianas Generadoras (GPM A.G.), Matías Cox. A su juicio, la propuesta de Reglamento de Potencia elaborada no soluciona ninguno de los problemas que aquejan al sector. “Es un tema importante, que está generando mucho ruido y mucha incertidumbre, dadas las señales contradictorias”, advierte el abogado.
“Nuestro deseo es que este instrumento no se siga tramitando y que podamos abordar el tema de fondo, que implica los cambios al mercado mayorista”, enfatiza Cox.
Matías Cox, director ejecutivo de GPM A.G.
Como alternativa, el directivo gremial propone que se haga una modificación en dar un impulso al almacenamiento, a través de una modificación al decreto 62, para incluir el almacenamiento, de manera que pueda entrar en el mercado de potencia. “Si vamos a cambiar el mercado mayorista, sí o sí hay que tocar el mercado de potencia y el de servicios complementarios. Nuestra propuesta incluye poner en stand by el reglamento respecto a la metodología ELCC y abrir un debate respecto a qué mercado de potencia, de energía y de servicios complementarios queremos”, plantea.
Señales confusas
Andrés Romero, socio y director de Regulación de Valgesta Nueva Energía, estima que teóricamente la metodología considerada en la propuesta de nuevo reglamento apunta de manera correcta, “pero uno de sus principales inconvenientes es que no entrega señales de largo plazo para la inversión, ya que la modelación ELCC varía con la evolución futura del parque generador y los efectos cruzados que esto genera”.
Andrés Romero, socio y director de Regulación de Valgesta Nueva Energía
Agrega que la propuesta contiene una serie de decisiones administrativas discrecionales que tienen un alto impacto en el reconocimiento de potencia y que no dependen de la gestión de los titulares de la infraestructura, asociado especialmente al factor de eficiencia y su fórmula de definición.
En cuanto al almacenamiento, Romero opina que el artículo transitorio de los 15 años ha propuesto lo que sería una señal correcta para la inversión en este tipo de activos.
Elementos valiosos
Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor) opina que el borrador del reglamento tiene elementos muy valiosos que a su juicio deben implementarse a la brevedad posible.
“Por primera vez, se define un objetivo de suficiencia del sistema; es decir, cuánto realmente queremos tener de capacidad para abastecer la demanda máxima, lo que hoy no existe, por lo cual no sabemos cuándo estamos sobreinstalados o subinstalados, respecto del consumo del país”, argumenta el líder gremial.
Javier Bustos, director ejecutivo de Acenor.
Por otra parte, recalca que el objetivo y la métrica de suficiencia que se definirán permiten hacer más eficiente el pago de la potencia por parte de la demanda, “ya que bajo el nuevo reglamento será más claro qué es lo que realmente tiene que pagar el cliente”.
Y añade que, “adicionalmente, el nuevo reglamento establece un mejor procedimiento para definir el periodo y el horario de control de punta. Por lo tanto, la visión que tenemos sobre los aspectos relacionados con la demanda en el reglamento de potencia es positiva”.
Consultados respecto a este tema, desde el Ministerio de Energía afirmaron escuetamente que “las próximas etapas del proceso van a ser comunicadas durante las próximas semanas.
Publicado en Revista Electricidad N° 279, junio 2023. (págs. 40-42)