Mineras estiman que costos sistémicos por “subsidios” a pequeños medios de generación podrían llegar a US$ 500 millones

El auge de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que alcanzaron una capacidad instalada de 2.658 MW en 2023, está en la mira de la autoridad. Y es que los mayores costos de la energía para los clientes no regulados durante el pasado ejercicio se vieron presionados de manera importante precisamente por uno de los cargos incluidos en la regulación del sector, relacionado con el mecanismo de estabilización de precios para dicho tipo de generación. Según informó recientemente el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), el crecimiento de los pagos destinados a dicho mecanismo acumuló compensaciones por US$250 millones a diciembre de 2023, frente a los US$22 millones que acumuló a julio de 2022.

Así lo reveló este jueves el jefe de la Unidad de Monitoreo de la Unidad de Competencia del CEN, Paulo Oyanedel, en un seminario realizado por la Facultad de Derecho y la de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez, dedicado a analizar el mercado de los PMGD.

Su diagnóstico sobre la necesidad de modificar ese mecanismo fue claro, pues afirmó que “el mecanismo de estabilización distorsiona el proceso competitivo, generando sobreinversiones en el segmento PMGD”.

En la instancia, recordó que el CEN viene solicitando desde 2021 ajustar la regulación al sector, lo que fue desechado en su momento por el Tribunal de la Libre Competencia (TDLC), pero que ahora será retomado luego que la Comisión Nacional de Energía (CNE) pusiera dentro de sus prioridades, para el plan normativo anual del regulador, una modificación a la Norma Técnica de Conexión y Operación de los PMGD. A ello se sumó el anuncio del Ministerio de Energía, que iniciará en marzo una revisión al decreto 88 de 2019, proceso que incluirá la realización de un estudio para determinar los costos de descarbonizar la matriz eléctrica y el aporte que pueden realizar los recursos energéticos distribuidos a dicho proceso, en especial, el aporte en flexibilidad que pueden entregar al sistema.

En medio de todo lo anterior, hubo dos instancias gremiales que pusieron cifras y fijaron posiciones en el tema. El Consejo Minero, representado por su gerente de Estudios, José Tomás Morel, advirtió que los pagos por concepto de precio estabilizado podrían seguir incrementándose.

“Hay problema con el precio estabilizado porque no estabiliza sino que además subsidia, y eso no es consistente con lo que es la ley (...) Ahí es donde viene el dolor de la minería como clientes libres que en gran medida terminan absorbiendo este sobrecosto derivado del precio estabilizado. Ahora está en US$250 millones y podríamos avanzar hacia un escenario incluso de US$500 millones anuales a raíz de este sobrecosto”, proyectó.

Por su parte, Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor), graficó la distorsión que se genera por el actual esquema regulatorio.

“Si va a haber un cargo sistémico que llegue a los US$10 por mw/h, eso es casi el triple de lo que hoy estamos pagando en transmisión nacional. Entonces, cuando se dice que la generación distribuida me ahorra redes, pero ahora está generando un cargo que puede llegar a ser tres veces lo que se paga en transmisión, efectivamente hay algo que está distorsionado”, planteó.

Las preocupaciones de los actores toman en cuenta que el segmento estaría desacoplado de las señales de inversión. De hecho, el CEN, en su balance anual, detalló que la demanda máxima sistema eléctrico en un día actualmente alcanza los 11.533 MW, pero que la oferta solar podría llegar a los 14.662 MW. Esto, por los 5.300 MW en construcción en tecnología fotovoltaica, de los cuales 2.000 MW corresponden a proyectos PMGD.

‘Las cifras indicadas por el Coordinador y los clientes dan cuenta del real alcance del problema de los PMGD solares en el sistema. Se trata de el mayor costo lateral que deben pagar los clientes, el cual va camino a duplicarse el próximo año. En el contexto de alzas del precio de la electricidad al consumidor final, los clientes deberán pagar carísimo por una energía PMGD que a la hora solar vale cero y que además, se vierte. La autoridad debe actuar ya en favor de los consumidores y el buen funcionamiento del sistema, modificando el subsidio que nos tiene en esta situación”, dijo a Pulso Rafael Loyola, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec).

En el seminario, Ana Lya Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera), si bien dijo que el precio estabilizado cumplió con el objetivo trazado originalmente, enfatizó que la falta de actualización regulatoria en el contexto de la transición energética sólo incrementa las necesidades de contar con una política integral.

Pero también planteó una alerta, ya que, a su juicio, el precio estabilizado a los PMGD buscaba “evitar que grandes conglomerados tuvieran acceso a condiciones de competencia que eran más bien reservados para aquellos agentes pequeños, que hoy día se traduce en una cantidad importante de megas en manos de un solo actor”.

“Creo que ese es un tema de competencia fundamental que debemos también revisar, porque ese no era el espíritu de la ley”, dijo.