La propuesta de modificación normativa en la que avanza en el Ejecutivo para obligar a las centrales pequeñas, catalogadas como Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), a verter o recortar parte de su generación de energía, tuvo reacciones disímiles al interior de este segmento de la industria eléctrica.

En la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), su director ejecutivo, Darío Morales, mostró cierta apertura a que se realicen las actualizaciones a la norma técnica de operación y coordinación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Consultado por Pulso sobre si las centrales deben estar disponibles para que se realicen recortes, Morales plantea que “por supuesto” los PMGD “deben acatar las instrucciones del Coordinador y de las empresas distribuidoras con el propósito de resguardar la seguridad y calidad de servicios de las redes”.

Y aunque remarca que el tema está siendo actualmente discutido en la mesa técnica y al interior del comité consultivo de la norma técnica, afirma que en la visión del gremio “hay una serie de elementos que se pueden mejorar con el propósito de hacer una gestión más eficiente de los flujos de energía. Por ejemplo, cuál es el nivel de monitoreo de las instalaciones que se requiere, quién es el encargado de dar la instrucción directa si es la distribuidora o el Coordinador, por nombrar algunas”.

Sin embargo, agrega que actualmente los PMGD “están efectivamente siendo recortados hoy en día”, pero que, “al ser restricciones administrativas de inyección, algunos proyectos terminan con limitaciones de inyección que pueden durar varios meses, y no solo las horas del día específicas en que existe la congestión”.

En ese sentido, plantea que en el análisis de su asociación, las pérdidas de energía renovable tienen “múltiples causas”, entre ellas, “las congestiones de transmisión que limitan las transferencia de energía desde el norte a la zona central, principalmente en horas de sol, y la inflexibilidad del parque térmico, que produce los recortes en las horas de la tarde, por nombrar algunas”. Y agrega, que “decir que los recortes de los PMGD son la principal causa de los recortes es un argumento, al menos, desproporcionado”.

En esa línea, enfatiza que la mayor parte de la energía vertida en 2024, que alcanzó un máximo histórico de casi 6.000 GWh, se produjo en la zona norte del país, ubicación geográfica distinta a donde están concentradas las centrales PMGD, principalmente entre Valparaíso y el Biobío. “Es precisamente por esta distribución geográfica complementaria que al simular el sistema eléctrico retirando los PMGDs, se puede apreciar que la energía no suministrada por ellos es suplida principalmente por centrales fósiles, y en un porcentaje menor por otras centrales renovables”, sostiene.

Por ello, descarta que las centrales del segmento tengan “una doble ventaja”, como lo ha planteado la Unidad de Monitoreo de la Competencia (UCM) del Coordinador Eléctrico, cuestionando que las centrales PMGD tengan al mismo tiempo el beneficio del precio estabilizado y además el mecanismo del autodespacho. Según Morales, las centrales PMGD “tienen otras exigencias que no tienen otros actores, como por ejemplo un acceso limitado a la redes”, y además “están obligados a reforzar a su costo las redes de distribución para permitir su inyección, y cuando hay congestiones en la transmisión zonal, el sistema no puede expandirse para permitir esta inyección”.

En ese sentido, plantea que, pese a que “algunos actores siguen proponiendo medidas parches basadas en una regulación obsoleta, tales como que participen en los recortes manteniendo la misma estructura de mercado, o eliminar el precio estabilizado, sin pensar en que sería mejor tener una mayor granularidad geográfica de precios”, la visión del gremio es avanzar en reformas integrales “y no más parches improvisados”.

“Es fundamental entender que el sistema eléctrico, es precisamente eso, un sistema, con muchas complejidades e interacciones, donde hay que mirar lo que pasa en el mundo físico y compatibilizarlo con lo que pasa en el mercado. Es el momento de abordar en serio el tema de los recursos energéticos distribuidos. Tenemos que avanzar en nuevas reglas que permitan transferir los beneficios a los clientes. Tenemos que avanzar en mecanismos que nos permitan avanzar en generación distribuida renovable, en vez de resolver los problemas instalando generadores diésel de emergencia. Tenemos que avanzar en regulaciones que permitan la adecuada interacción de las nuevas tecnologías como sistemas de almacenamiento distribuido y movilidad eléctrica, para que aporten valor a la confiabilidad de las redes de distribución. Tenemos que avanzar en que se fomente el autoconsumo residencial, comercial e industrial. Es decir, necesitamos una reforma integral y no más parches improvisados, necesitamos avanzar en serio en la reforma a la distribución”, concluyó.

Por su parte, el director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM), Mauricio Utreras, mostró una postura más inflexible. “Consideramos que cualquier propuesta de cambio normativo que afecte la operación de los PMGD debe ser analizada con extremo cuidado, asegurando que no se vulneren los principios que han proporcionado certeza a los inversionistas”, señaló.

Según explica, actualmente la normativa ya contempla disminuciones de generación para los PMGD, por lo que “el Coordinador puede instruir la limitación de sus inyecciones, utilizando los criterios de prioridad económica, cuando existan 2 o más PMGD con igual costo variable, considerando para estos la prorrata de acuerdo con su capacidad instalada”.

Agrega que “PMGD reciben limitaciones de inyección establecidas en el Informe de Criterios de Conexión (ICC) al momento de conectarse a la Red, lo cual ya determina otra restricción a su producción de energía”. En eso, subraya que “cualquier consideración relacionada con recortes de energía debe equilibrar la necesidad de seguridad del sistema con la protección de los principios que han sustentado la inversión en generación distribuida”.

“En los últimos años, la normativa ha sido adaptada progresivamente para acompañar el crecimiento de los PMGD y la creciente participación de las energías renovables. Por lo cual, creemos que cualquier cambio normativo adicional debe respetar el principio de confianza legítima de los inversionistas, asegurando que no se alteren las condiciones fundamentales bajo las cuales se diseñaron, financiaron y desarrollaron los proyectos existentes”, remarcó Utreras.

“Hoy, resulta indispensable evitar que las actualizaciones normativas generen más incertidumbre que desincentive el desarrollo de la generación distribuida. Los PMGD han demostrado ser un pilar estratégico para avanzar hacia una matriz energética más limpia, descentralizada y resiliente, contribuyendo tanto a la descarbonización como a la seguridad energética del país”, concluyó.