La tensa relación entre el Ejecutivo y las empresas que operan centrales calificadas como Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) promete seguir escalando. La idea de financiar parte de la expansión del subsidio eléctrico con sus ingresos aún mantiene irritados a las firmas y asociaciones gremiales del sector.

Sin embargo, una discusión paralela podría desembocar en cambios permanentes en la operación de este tipo de generadoras, que, si bien individualmente no superan los 9 megavatio (MW) en capacidad instalada, en conjunto ya representan más de 3.000 MW en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Y las proyecciones apuntan a que este 2025, se superen los 4.000 MW.

Se trata de una de las 45 medidas contenidas en la propuesta que el Ministerio de Energía presentó en el marco de la actualización del “Plan de Descarbonización”. Un documento presentado en noviembre, y cuya etapa de consulta pública concluye este miércoles. Específicamente, la medida 31 propone mejorar el monitoreo de las centrales de generación eléctrica, incluyendo a los PMGD, al revisar su contribución a los criterios operacionales del sistema eléctrico, como la reducción de generación -también conocidos como recortes, pérdidas de energía o “curtailments”-.

El documento, aún en etapa de borrador, explica así el objetivo de la medida: “Reducir problemas de incertidumbre, riesgos de seguridad del SEN y mejorar la eficiencia y competencia en el mercado, con la implementación de un monitoreo que permita visualizar en tiempo real la generación de los PMGD”. La explicación de la propuesta pasa por entender primero la manera en que actualmente el operador del sistema, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), aplica el “Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico”, que en su artículo 45 establece una regla igualitaria, en la que están incluidos expresamente los PMGD, pero que en la práctica no puede operativizar.

Si bien la normativa señala que, para la programación de la operación, el Coordinador “deberá considerar las características técnicas y restricciones o limitaciones de las instalaciones sujetas a coordinación”, debiendo ajustarlas “a prorrata”, esta “también deberá considerar la generación proveniente de centrales que operen con autodespacho y autoproductores de acuerdo a la normativa vigente”.

Este punto resulta fundamental, pues los PMGD operan con autodespacho. Es decir, no están sujetas a la programación diaria que confecciona el Coordinador. Por ello, la interpretación normativa del Coordinador apunta a algo primordial: el operador de sistema no tiene visibilidad en tiempo real de las centrales, y por la regla del autodespacho, solo puede recortar, o hacer perder la energía de los PMGD, con ocasión de “una contingencia que ponga en riesgo la seguridad de servicio en el sistema eléctrico”, según dijo en una presentación ante el Panel de Expertos, en el marco de dos discrepancias que fueron presentadas por Acciona Energía Chile y Hidroeléctrica Río Lircay, filial de firma ítalo chilena Hidromaule.

Ambas discrepancias fueron resueltas por el Panel de Expertos en octubre, rechazando los recursos que buscaban incluir a los PMGD en el ajuste que se termina traduciendo en pérdidas de energía.

Pese a lo establecido por el organismo que resuelve los conflictos en el sector eléctrico, la propuesta del Ministerio de Energía responde a cambios normativos que el propio Coordinador ha sugerido en los últimos años. En una carta enviada al ministro Diego Pardow, en agosto de 2023, por el vicepresidente del consejo directivo, Felipe Cabezas, se proponía que los PMGD “estén obligados a efectuar la entrega de todas las señales necesarias para su monitoreo”, además de medidas de intercambio de información, lo que “constituye uno de los factores habilitantes para cumplir de forma adecuada con la norma técnica de PMGD respecto a potenciales recortes a estos medios de generación por motivos de seguridad”.

Y es que, en términos de competencia, la visión del Coordinador es que los PMGD tienen “una doble ventaja”, considerando el autodespacho y el régimen de precio estabilizado, que constituye las rentas que perciben dicho tipo de centrales, lo que “no responde a una mayor eficiencia, si no a una ventaja regulatoria”.

Así lo planteó el informe de 2023 de monitoreo de la competencia, realizado por la unidad encargada del área del CEN.

“El precio estabilizado crea incentivos para la sobreinstalación de PMGD con tecnología solar, que es lo que se ha estado evidenciando hasta la fecha, lo que aumenta la generación excesiva durante las horas de sol y contribuye a reducir la inyección de energía de las centrales de mayor escala. Esto se debe a que los PMGD operan bajo un régimen especial de autodespacho, profundizando aún más los recortes en la inyección de energía en las horas de mayor generación solar”, planteó dicho documento. Y las cifras así lo reflejan.

Un análisis realizado por Cristián Marcelo Muñoz, fundador de la plataforma Breves de Energía, mostró la relación vista en los últimos 24 meses entre el volumen de energía inyectada por las centrales PMGD y los recortes de energía, cuyos niveles alcanzaron un máximo histórico en 2024.

“Nótese que la generación de estas centrales fue casi similar al total de la energía vertida en el sistema; en palabras simples, buena parte de la generación de estas centrales fue vertida por el resto de los generadores renovables”, afirmó en un reciente informe, donde remarca que “los generadores PMG y PMGD son las únicas centrales renovables que no participan en los vertimientos del sistema”.

Su análisis además refleja cómo el pago de compensaciones por precio estabilizado, que perciben los PMGD, incrementa los costos sistémicos. En esa línea, plantea que “más allá de los tecnicismos normativos, la regla aplicada por el Coordinador es ineficiente, pues, aumenta los costos del sistema. En efecto, su consecuencia práctica es que mientras se vierte energía en el sistema, a los pequeños generadores se les debe seguir pagando el precio estabilizado por toda su generación inyectada al sistema”

Una visión que comparten en el Coordinador. “Las compensaciones que reciben (los PMGD) deben ser absorbidas por el resto de los medios de generación que realizan retiros de energía, incluso si estos son otros medios de generación renovables”, planteó en 2023 el organismo independiente, aconsejando “revisar si estos incentivos regulatorios se ajustan a la realidad actual en que existe una sobreoferta de energía en horas solares, situación que se proyecta podría incrementarse en los próximos años”.

Las grandes generadoras, doblemente afectadas por los vertimientos y el pago de la compensación por precio estabilizado, tienen una posición en la misma línea. “Los criterios para implementar las reducciones de generación debe aplicarse de manera eficiente y no discriminatoria a todas las centrales de generación que presenten costos variables similares, incluyendo los PMGD”, planteó Generadoras de Chile, en una presentación realizada en una mesa de trabajo realizada por el Ministerio de Energía para actualizar los reglamentos que norman a los PMGD.

“Se requiere de un mecanismo de aplicación inmediata para que las centrales PMGD participen de las reducciones de generación, mientras implementan los equipos de monitoreo y control en tiempo real”, remarcó en esa presentación.

Para Rodrigo Castillo, académico y socio de Táctica Abogados Consultores, “la exención de vertimientos para los PMGD genera importantes distorsiones en el mercado eléctrico”, como desplazar energía de otras plantas ERNC “más eficientes que, de otra manera, serían despachadas en condiciones normales de mercado”, lo cual además provoca un “incremento artificial en los costos” del sistema.

“Los PMGD reciben un pago a precio estabilizado, lo que constituye un subsidio cruzado de facto que encarece el costo total del sistema eléctrico, afectando a los consumidores y a otros generadores”, agrega.