marzo 21, 2024
El pasado martes 19 de marzo, el Ministerio de Energía en conjunto con la CNE y la SEC realizaron un interesante seminario de celebración de los 10 años de la ley que permitió operación en Chile de la generación de eléctrica residencial. Esta modalidad, denominada NetBilling, permite la instalación (especialmente en las casas) de proyectos de hasta 300 kW de energías renovables, destinados prioritariamente para el autoconsumo y conectados a la red de distribución, pudiendo la energía sobrante inyectarse a la red con una remuneración que claramente necesita ser revisada para aumentar la aún baja participación de este segmento en el sistema.
Sin embargo, sobre lo que deseamos destacar un punto no es acerca de esta importante discusión sino respecto de la contradicción esencial de la celebración ministerial. Ello, porque parte importante del foco del seminario, en vez de enfocarse en analizar los desafíos pendientes de la generación distribuida residencial, se centró en otro segmento de generación: pequeñas centrales de hasta 9 MW denominadas PMGD −sigla de “Pequeños Medios de Generación Distribuida”−, que pueden generar hasta 30 veces el máximo del NetBilling, y que ocupan, normalmente, varias hectáreas de terreno.
Según el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), la enorme proliferación de estas centrales PMGD solares está teniendo efectos catastróficos sobre la competencia en el mercado eléctrico, lo que repercutirá en las cuentas de luz de todos los chilenos, dadas las reglas establecidas para la licitación eléctrica de este año. Dicha distorsión se cimenta en un altísimo subsidio cruzado que permite a las unidades PMGD gozar de un precio distorsionado, obligando al resto de los generadores y a clientes finales a pagar caro por una energía que en el resto del sistema abunda, se desecha y se valoriza a cero pesos durante buena parte del tiempo.
En efecto, hoy el vertimiento de unidades solares, eólicas e hidroeléctricas que no son PMGD no proviene de restricciones de transmisión, sino del exceso de oferta en el sistema. Dado lo anterior, cabe preguntarse: ¿Cómo puede confundirse en un seminario gubernamental un tipo de generación de energía con la otra? Mientras el NetBilling aporta al país y tiende a bajar la cuenta de los clientes, los PMGD hacen lo contrario, pues según nos explica el propio Coordinador del sistema, su operación genera un costo social neto, lo que ha generado una situación insostenible, que en definitiva pagarán los clientes finales y del resto de la industria renovable.
Para poder resolver los gravísimos problemas regulatorios detectados por el Coordinador respecto de los PMGD resulta necesario encontrar claridad conceptual y evitar confundir dos tipos de generación eléctrica que, como vimos, requieren un trato diferenciado. Esto, a fin de poder abordar la crisis en materia de competencia en el mercado eléctrico que el organismo técnico viene alertando públicamente desde hace un año y que, paradójicamente, en el referido seminario no tuvo ni siquiera una sola mención por parte de los expositores.
febrero 28, 2024 | Industria
Expertos del sector energético, académicos y representantes del mundo público y privado, se reunieron en la Universidad Adolfo Ibáñez (UAI) para debatir sobre los desafíos de la regulación de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD’s) para el mercado y la libre competencia.
La actividad fue organizada por el Magíster en Regulación, programa conjunto de la Facultad de Derecho y la Facultad de Ingeniería y Ciencias del plantel, y tuvo como expositor a Paulo Oyanedel, jefe de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador Eléctrico Nacional.
Durante el seminario también se realizó un panel de conversación con la participación del director ejecutivo de Acesol, Darío Morales; la directora ejecutiva de Acera, Ana Lía Rojas; el director ejecutivo de Acenor, Javier Bustos; el gerente de estudios del Consejo Minero, José Tomás Morel, y la abogada y exfiscal de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Carolina Zelaya, quienes abordaron el debate emergente sobre cómo las políticas y normativas actuales afectan tanto a los actores del mercado energético, como a las dinámicas de libre competencia en este ámbito.
Lo anterior, porque el crecimiento acelerado que han tenido los proyectos de generación renovable de pequeña escala se ha convertido en una de las principales preocupaciones del sector eléctrico. En efect0, se estima que este segmento llegaría a los 4 mil MW instalados durante este año.
Al respecto, cabe destacar que las centrales PMGD acceden a un precio estabilizado, no obstante la norma que regula su operación será ajustada por la Comisión Nacional de Energía (CNE).
En este contexto, Paulo Oyanedel advirtió que las compensaciones acumuladas asociadas a la tecnología solar han tenido un fuerte incremento: pasaron de US$22 millones en julio de 2022 a US$250 millones en diciembre de 2023.
Por su parte, Darío Morales sostuvo que “la pregunta es si el mecanismo de estabilización de precios cumplió o no el rol de fomentar la competencia. A mi juicio, claramente cumplió. En el sector tenemos una diversidad mucho mayor de actores que no teníamos antes y hoy existe mucha mayor competencia”.
Si embargo, Acera no compartió esta postura. Ana Lía Rojas criticó la “ausencia de una política integral del segmento de la generación distribuida dentro probablemente de lo que es la reforma a la distribución pendiente de hace tantos años. Por lo tanto, para tomar decisiones hay que entender que eso es parte de una política de largo aliento (…). Nos gustaría ver una discusión amplia con todos los elementos, donde se disputa no solamente lo que está ocurriendo en el segmento particular del PMGD”.
febrero 16, 2024 | Industria
El Coordinador Eléctrico Nacional publicó la versión definitiva del Procedimiento Interno Criterios para la Aplicación del Proceso de Interconexión de Proyectos, documento destinado a la divulgación de las metodologías de trabajo, requerimientos necesarios para la presentación de antecedentes, criterios de revisión y requisitos de aprobación en procesos de conexión.
Según el organismo, los principales objetivos del documento son «proporcionar información a todo interesado respecto a la clasificación de proyectos, los procesos llevados a cabo por el Coordinador«, además de clarificar los requerimientos de detalle para el ingreso de antecedentes que deberá considerar la empresa solicitante para cada etapa asociada al proceso de interconexión.
También busca describir la metodología que se aplica para la revisión de antecedentes en cada una de las etapas y tareas del proceso y consolidar en un único documento, los requisitos para el cumplimiento y avance en las distintas fases del proceso de interconexión o retiro, especificando la aplicación de las disposiciones contenidas en la normativa vigente para el período de Puesta en Servicio y Entrada en Operación de instalaciones.
Contenidos
En el procedimiento, que estuvo sujeto a un período de observaciones de la industria, aborda las siguientes materias:
-Interconexión de nuevas instalaciones.
-Modificación instalaciones existentes.
-Interconexión de Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD).
-Retiro, desconexión o cese de operación.
diciembre 5, 2023
Darío Morales, director ejecutivo de Acesol, en su columna titulada “Una mirada amplia de la transición energética” responde en duros términos a mi columna “Don’t look up”, la cual versa sobre los catastróficos efectos que, sobre el mercado eléctrico y las cuentas de los consumidores, produce y seguirá produciendo la incontrolada proliferación de PMGD solares en nuestro país.
Esta distorsión se cimenta en un altísimo subsidio cruzado que permite a las unidades PMGD gozar de un precio desacoplado del mercado, obligando al resto de los generadores y a clientes finales a pagar caro por una energía que en el resto del sistema abunda y además se bota. En efecto, hoy el vertimiento de unidades solares, eólicas e hidroeléctricas que no son PMGD no proviene de restricción de transmisión, sino del exceso de oferta en sistema.
El análisis de Darío −de quien tengo la mejor opinión en lo personal y profesional− lamentablemente omite toda alusión respecto de los dos últimos informes de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y el oficio enviado este año por el presidente de este organismo al ministro de Energía informando de la necesidad de abordar este problema cuanto antes. Lo anterior, a través de modificar el reglamento para que el precio estabilizado realmente “estabilice” el ingreso PMGD solares, como mandata la ley, y no “subsidie” el ingreso PMGD solar, como acontece con la actual regulación, para lo cual recomienda reliquidaciones mensuales.
Pero le tengo malas noticias a Darío: desgraciadamente, el cometa del cual hice referencia en mi columna anterior ya comienza a ser visible desde la tierra. En la sesión del miércoles 29 de noviembre pasado de la Comisión de Minería y Energía del Senado, el presidente del Consejo Minero se salió de protocolo y expuso a senadores y al ministro una lámina completa acerca de la crisis de precios que va a generar esta situación, cifrando en USD500 millones anuales las futuras transferencias directas de los clientes a los PMGD.
Asimismo, una gran empresa alemana de generación solar y eólica en crisis financiera en Chile, WPD, indicó que una de las causas de su crisis son las distorsiones presentes en el mercado de la energía local. Entre ellas, que desde 2016 a la fecha el pago que deben hacer a los PMGD solares se ha incrementado ¡en 15 veces! Y la tendencia es al alza. El mismo día, el portal internacional de noticias Bloomberg emitió una nota donde destacó la declaración de la entidad representante de los consumidores residenciales y Pymes, Conadecus, criticando las futuras alzas en las cuentas debido a los PMGD.
En definitiva, el problema de pagar por una energía cara que no aporta valor al país, dado que existe vertimiento sistémico por sobreoferta en horarios solares, genera un costo social neto y es una situación que no se sostiene. Menos todavía a costa de los clientes finales y del resto de la industria renovable.
No obstante, con Darío tenemos una coincidencia importante: la regulación no “garantiza” el precio estabilizado, sino que es −y siempre fue− una fórmula revisable, incluso cada seis meses, como él mismo indica en su columna. Eso es justamente lo que recomienda el CEN al ministro.
Para terminar, insisto en que corregir esta distorsión en nada afectaría las metas ambientales del país, puesto que los vertimientos por exceso de oferta sistémica en horario solar ya sobrepasan la generación PMGD fotovoltaica. En cambio, mantener la evidente distorsión en favor de los PMGD produce justamente el efecto contrario, pues está poniendo en jaque la viabilidad financiera y desplazando el desarrollo de energía renovable competitiva y eficiente del país, siendo esto la altura del debate que nos debiese preocupar a todos quienes anhelamos lograr una matriz verde, sostenible y libre de subsidios.
noviembre 22, 2023
No requirió mucho esfuerzo titular esta columna, porque la semejanza entre la trama en que se basa la película satírica homónima de 2021 y la situación de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) solares en Chile es bastante evidente: muy pocos alertando de una situación que finalmente va a afectar gravemente al mercado y a todos los consumidores de energía, pese a las señales inequívocas sobre el evento en cuestión.
Nos referimos a la proliferación sin control de las centrales fotovoltaicas en régimen de PMGD. La base del problema consiste en que estas unidades tienen, en la práctica, un estatuto económico propio que les garantiza un precio a su energía, estructurado sin una base legal expresa, que ha servido a ciertos generadores para funcionar fuera de las reglas del mercado eléctrico.
En efecto, el precio que reciben los PMGD está por sobre los 80 dólares por cada megawatt-hora (MWh) generado, pero dado que hoy existe una enorme oferta renovable en horarios solares, el precio de mercado spot es cercano a cero, lo que es una clara señal de exceso de energía en esos horarios.
El diferencial de precio es asumido por el resto de los generadores del sistema a prorrata de sus retiros, implicando un subsidio cruzado de sus competidores renovables que se rigen por las reglas normales de mercado, que además de tener que pagar caro por esta energía deben vender la propia a cero y botar una parte importante de la misma, debido a que el Coordinador Eléctrico y el Panel de Expertos determinaron recientemente, en fallo dividido (discrepancias 44 y 45/2023), que a estos generadores privilegiados no les afecta el vertimiento.
¿Quién paga la cuenta de los PMGD solares? Todos los demás generadores que tienen contratos, pero también los clientes industriales y, a partir de lo establecido en las Bases de Licitación de este año (Licitación 1/2023), también lo pagarán los clientes residenciales y Pymes. 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.
Es decir, todo cambió para quedar igual. En ese momento se argumentó que el costo de los PMGD era muy bajo y que había relativamente pocos proyectos. Pero la puerta quedó abierta. Producto del enorme incentivo económico, este año existen 2.500 MW instalados de proyectos PMGD solares y el próximo año van a entrar 2.000 MW adicionales, con una demanda máxima total del sistema en torno a los 11.000 MW. Así, la oferta provocada por este subsidio, además de toda la cartera renovable competitiva que está por entrar en los años venideros, solo agravará la situación para estas últimas.
Durante años, empresas renovables que no están sujetas al régimen de PMGD han formulado presentaciones ante el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, Panel de Expertos e incluso Contraloría, sin resultados positivos. Lo anterior no ha hecho más que acrecentar las inversiones de este segmento de generación, al punto de que la primera gestora de fondos del mundo, la estadounidense Black Rock, entró recientemente al negocio.
Al respecto, cabe destacar que en julio de este año el Coordinador Eléctrico despachó al Ministro de Energía un oficio (CD61-23), basado en sus facultades de monitoreo de la libre competencia en el mercado eléctrico. En el documento, el organismo técnico advirtió al Ministerio de Energía de los graves efectos del subsidio que reciben las unidades de pequeños medios de generación distribuida, el cual “distorsiona el proceso competitivo al generar sobreinversiones en el segmento de PMGD”. Esto, además de causar “el aumento significativo de episodios de congestiones y recortes de energía” y la “ineficiencia generada por la eliminación de precios nulos a la hora solar”, recomendando por ende modificar el decreto respectivo y su transitorio.
Asimismo, los últimos dos informes semestrales de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador son lapidarios respecto de esta situación. Pese a ello, en el Ministerio de Energía no se ha iniciado ningún proceso de revisión de la norma.
En virtud de lo anterior, podría pensarse que tanta resistencia sistémica a abordar el problema radica en que este tipo de generación contribuiría a los logros en términos de metas por el cambio climático. No obstante, la realidad es que el nivel de vertimientos de energía renovable hoy es tal, que los PMGD solares solo reemplazan, a un alto costo para el sistema y los consumidores, energía renovable que otros tienen que verter por la congestión que ellos mismos contribuyen a producir.
En octubre de 2023 se alcanzó el récord de transferencias mensual hacia los PMGD: USD36 MM, lo que a futuro seguirá aumentando el costo del suministro eléctrico y poniendo en serio riesgo la viabilidad de la generación renovable competitiva. Don´t look up.
