No es una discusión nueva en el sector eléctrico, pero en los últimos meses los pequeños medios de generación distribuida (PMG/PMGD) han vuelto a estar en el centro de la mirada de las autoridades. Los proyectos del segmento, que cuentan con una capacidad de hasta 9 MW, alcanzaron a diciembre de 2023 una capacidad instalada de 2.658 MW, según cifras del Coordinador Eléctrico Nacional. Pese a representar cerca del 8% del total país, su crecimiento en el último año fue del 18%. En años anteriores, su expansión rondaba tasas cercanas al 30%.

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Y podrían ser más. Según el último reporte de la capacidad instalada en Chile de la Comisión Nacional de Energía (CNE), entre los PMG y PMGD operativos actualmente existen 675 proyectos en el segmento, con una capacidad instalada de 2.922 MW.

Una de las razones que explica su fuerte incremento radica en lo que ha sido calificado como una distorsión regulatoria –que está siendo revisada por las autoridades–, tanto por expertos en temas de competencia, como por el operador del sistema, el Coordinador Eléctrico. La distorsión radica en un punto: el precio estabilizado. Regulado por el Decreto Supremo (DS) 88/2019, básicamente asegura remuneración a todo evento para las generadoras del segmento. Antes, el DS/244, que fue derogado pero que se mantuvo vigente hasta abril de 2022, aseguraba un precio estabilizado único durante las 24 horas del día. Los proyectos que se acogieron a dicho régimen, tienen asegurada hasta julio de 2034 esa estructura tarifaria.

El pago por concepto de precio estabilizado, calculan consultores del sector, supera en promedio los US$80 por cada MWh generado, que son transferidos desde otros generadores por una regla de asignación de vertimientos. Se trata de un cargo que tiene un costo similar al que actualmente enfrenta una central de generación en base a gas natural, que ronda los US$76 por MWh.

Con ello, a los PMGD se les remunera como si fueran centrales que queman combustibles fósiles, pero en realidad lo hacen mayoritariamente en base a la energía del sol. Sin costo.

Hasta el momento, el problema lo han terminado asumiendo los denominados clientes libres, compuestos principalmente por actores del sector industrial, que, al ser empresas con capacidad para negociar directamente con las generadoras eléctricas, pactan contratos con tarifas distintas a los clientes regulados, como las distribuidoras eléctricas. La diferencia está en que las generadoras sí pueden traspasar estos costos al sector industrial, a diferencia de lo que ocurre -al menos hasta hoy- con el segmento regulado, donde las licitaciones de suministro tienen un precio de oferta más algunos indexadores, como precios de los combustibles y el valor del dólar, principalmente. Según informó en enero el Coordinador Eléctrico, los pagos relacionados al mecanismo del precio estabilizado acumularon compensaciones por US$250 millones a diciembre de 2023. Y las previsiones apuntan a que dichos cargos sólo aumentarán.

Por lo anterior, el mecanismo es visto como un subsidio. Así lo planteó el Coordinador Eléctrico en el marco de una consulta al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) que un grupo de empresas levantó para corregir el sesgo, principalmente tecnológico, ya que favorece a los PMGD solares. En un “téngase presente”, el operador del sistema afirmó que el mecanismo no asegura “neutralidad a los participantes en algún periodo de evaluación, sino más bien se asemeja a un subsidio que deben asumir los agentes que actúan como comercializadores mayoristas del mercado”.

¿Por qué surgió el precio estabilizado? La norma proviene de una ley aprobada en 2014, que buscaba estabilizar los flujos financieros de las firmas del segmento, impedidas por normativa de participar en las licitaciones de suministro de energía que abastecen a los clientes regulados. Esto, se creía, daría acceso al financiamiento de los proyectos. Pero como le metodología de cálculo del precio estabilizado finalmente favoreció a los proyectos solares, se produjo una instalación masiva de nuevas centrales de este tipo..

El operador del sistema viene alertando que este boom, principalmente de plantas fotovoltaicas, puede generar riesgos de seguridad al saturar ciertos puntos del sistema de transmisión. Pero además, las estimaciones de la capacidad actualmente en construcción reflejan la falta de señales de inversión correctas, ya que la capacidad instalada de proyectos solares podría superar la demanda máxima del sistema en el día, que el año pasado alcanzó los 11.533 MW.

Al cierre de 2023, la energía fotovoltaica total tenía una capacidad de 9.362 MW, y otros 5.300 MW en construcción. De ellos, 2.000 MW son PMGD. Así, sólo las plantas solares alcanzarían 14.662 MW, superando por lejos el punto máximo de la demanda.

Dado el boom de los proyectos PMGD, grandes fondos de inversión extranjeros vienen hace tiempo adquiriendo diversas iniciativas de este tipo. Algunos de ellos son BlackRock, JPMorgan y Brookfield.

En el caso de BlackRock, el mayor gestor de activos del mundo, lo hace a través de su fondo Global Renewable Power III (GRP III). En Chile ha sido asesorado en el proceso por Carey, el mayor estudio de abogados del país, en al menos tres operaciones: la adquisición de un portafolio de 18 proyectos fotovoltaicos PMGD del Fondo de Inversión Privado Tralka Energías Renovables, con una capacidad total de 80 MW; la asociación con Solek Group para la construcción y adquisición de un portafolio de hasta 28 proyectos fotovoltaicos PMGD, con una capacidad total de hasta 200 MW; y un contrato de servicios de administración de portafolio con Aediles Capital, para que se haga cargo del portafolio del fondo en Chile.

BlackRock tiene proyectado alcanzar una capacidad de hasta 435 MW a través de una inversión cercana a los US$200 millones. Esto los convertiría en uno de los mayores portafolios de energía distribuida del país. Las rentabilidades que asegura el precio estabilizado resultan atractivas.

JPMorgan lo hace vía Sonnedix, desde que en 2016 controla la firma internacional enfocada en renovables. En Chile, Sonnedix cuenta con cerca de 140 MW en proyectos PMGD.

Brookfield, propietaria de Cerro Dominador, también tiene presencia en el segmento de los pequeños medios de generación, a través de Solarity, después de adquirir una participación mayoritaria en abril de 2022, proceso en el que fue asesorado también por Carey. La meta del fondo de inversión canadiense es llegar a 1.000 plantas operativas en 2030.

Sin embargo, la falta de claridad sobre quiénes son los controladores finales de todos los proyectos PMGD llevó a que, a finales de enero, la Unidad de Monitoreo de la Competencia (UMC) del Coordinador Eléctrico solicitara información a este respecto a todas las empresas coordinadas.

En una carta enviada por Pablo Oyanedel, director de la UMC, se solicitan detalles como la estructura societaria, personas jurídicas y empresas relacionadas, con RUT, nombre y razón social, además del porcentaje de participación de cada una de ellas, “señalando claramente, además, el grupo empresarial al que pertenece y sus controladores”, dice la misiva. También se solicita detallar los segmentos del mercado eléctrico nacional al que cada persona jurídica pertenece, es decir, si representan a empresas de generación, transmisión, distribución o incluso a clientes libres.

El requerimiento agrega reportar la lista de “todos los miembros del directorio y/o cargos ejecutivos relevantes”, y un detalle de los accionistas que tengan más del 20% de la propiedad.

“Incluya dentro de su respuesta todos los medios de generación del controlador de su representada, incluyendo PMG y PMGD, identificando claramente a qué tipo se refiere con las categorías ‘Tradicional’, ‘PMG’ y ‘PMGD’”, exigió en su requerimiento el Coordinador.

En paralelo al operador del sistema, el regulador, la Comisión Nacional de Energía (CNE), ha hecho lo propio. Recientemente, la CNE comunicó el proceso de modificación normativa para los PMGD, que había anunciado en diciembre, como parte de su plan de trabajo 2024. Según detalló el secretario ejecutivo de la CNE, Marco Mancilla, el cambio busca adecuar la norma técnica de conexión y operación de este tipo de proyectos a las nuevas exigencias establecidas por el Reglamento para Medios de Generación de Pequeña Escala, por lo que se incorporaron disposiciones que buscan mejorar la elaboración de los estudios técnicos, la ejecución de las obras adicionales, ajustes o adecuaciones, entre otras, para tener una mejor interacción entre los agentes del mercado”.

Sin embargo, recordó que el tratamiento de las congestiones y operación de los PMGD “serán tratadas en un nuevo procedimiento normativo, tal como se indicó en el plan anual normativo 2024 de la CNE, debido a que estos aspectos requieren de una discusión amplia con los distintos actores de la industria”. Dicho proceso comenzará en marzo, en paralelo al trabajo anunciado también por el Ministerio de Energía, que partirá con un diagnóstico del DS 2019, en el marco de la implementación de la ley que promueve el almacenamiento de energía eléctrica, proceso que “incluirá un estudio para determinar el costo de descarbonizar la matriz eléctrica chilena, y el aporte que pueden realizar los recursos energéticos distribuidos a dicho proceso, en especial, el aporte en flexibilidad que pueden entregar al sistema”, explicaron desde el Ministerio de Energía a Pulso.

Junto con habilitar la implementación de la ley de almacenamiento, en la cartera liderada por Diego Pardow coinciden con una de las pretensiones que tiene el Coordinador en este tema, que apunta a mejorar el monitoreo y control de los PMGD.

“Existe un diagnóstico bastante transversal que, dada la alta penetración de proyectos PMGD que se está observando hoy, se requiere la implementación de medidas que apunten a mejorar las capacidades de monitoreo y control que se tiene sobre estos proyectos, de forma de gestionarlos de forma más apropiada y permitir que este tipo de proyectos puedan agregar valor al sistema”, señalaron en la cartera.

Así, el precio estabilizado -hasta ahora- no estaría dentro de las modificaciones regulatorias en que avanzan las autoridades.

Al cóctel se suma un potencial impacto en clientes regulados, esencialmente los residenciales. El riesgo deriva de modificaciones en las bases de licitaciones para el suministro de energía que realiza la CNE. En las bases preliminares del proceso 2023/01, que fueron publicadas en mayo del año pasado, se estableció la posibilidad de traspasar costos no considerados en el precio ofertado en las subastas.

El precio de la energía, que usualmente contiene distintos indexadores, en las nuevas bases del próximo proceso de licitación también considera un promedio mensual de los denominados costos sistémicos, que comprenden el conjunto de pagos laterales, como se denomina a los costos no cubiertos por el costo marginal real producto de la operación del sistema eléctrico. Entre ellos se encuentra el precio estabilizado para los PMGD.

Así, los costos del subsidio a los PMGD comenzarán a estar presentes en la tarifa eléctrica de los clientes regulados, cuando los contratos adjudicados en este nuevo proceso entren en vigor, lo que podría comenzar a ocurrir a partir de 2027.