Ana Lía Rojas, socia fundadora de Ener Connex, y economista de la Pontificia Universidad Católica de Chile, analiza en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica Chile, los cambios regulatorios que propone la Ministra de Energía, Susana Jiménez, para aplicar al mercado de las energías renovables.
En lo que respecta a PMG y PMGD, según datos de la Comisión Nacional de Energía, actualmente existen 884 MW de potencia instalada, conformada en un 44% por energía solar, 27% mini hidráulica de pasada y 17% diésel. El resto pertenece a biogás, gas natural, eólica, entre otras.
Tras lograr éxito con el programa de proyectos menores a 9 MW, ahora las autoridades estudian anticipar modificaciones, entre otros puntos, relacionados a los precios estabilizados.
Como primeras medidas, el Gobierno difundió una propuesta a los privados, que sigue estando a modo de consulta (Leer más), consistente para el corto plazo en un plan que contiene una solución transitoria:
- PMG/PMGD conectados y aquellos que hayan sido declarados en construcción hasta diciembre de 2019, se podrán mantener en el régimen de precio estabilizado actual por un período de 12 años a partir de la dictación del reglamento.
- Los proyectos antes mencionados podrán cambiarse al nuevo régimen de estabilización de precio antes del período de 12 años. En dicho caso, no podrán volver al régimen antiguo.
- Finalizado el período de 12 años, todos los proyectos podrán optar al nuevo régimen de estabilización de precios o a costo marginal.
Sobre este tema conversó Ana Lía Rojas, socia fundadora de Ener Connex en exclusiva para Energía Estratégica CHILE
¿Qué opinión tiene sobre la propuesta del Gobierno de modificar los precios estabilizados?
La propuesta de modificación de precios estabilizados a los que se puede acoger un PMG y un PMGD, apunta, según el Gobierno, a derribar las barreras que puedan tener para su desarrollo y entregar señales adecuadas para que el sistema eléctrico se beneficie con la generación en pequeña escala, cerrando espacios de incertidumbre. Pero, el sólo anuncio de su modificación, pone en alerta al mercado eléctrico, a los desarrolladores, y sobre todo a los agentes financieros de este tipo de proyectos, definidos como aquellos medios de generación cuyos excedentes de potencia son menores o iguales a 9MW, conectados a red de empresa de distribución, o conectados a instalaciones pertenecientes a un sistema nacional, zonal o dedicada.
¿Por qué toma esta medida el Gobierno?
No es entendible que un mecanismo que , si bien existe desde los 2004/2005, cuando se establecieron las definiciones regulatorias para dicho precio tanto en la Ley Corta I 19,940 y en el Reglamento 244, respectivamente, recién comenzó a ser utilizada por el mercado en 2015/2016, cuando los primeros proyectos PMG/Ds lograron destrabarse en términos de su desarrollo que implicaba búsqueda de terrenos ad hoc, permisos ambientales independiente de su escala, estudios de factibilidad de conexión y tramitación de la misma, cuestión que sigue siendo engorrosa y compleja para el desarrollador frente a la compañía Distribuidora, etc.
Afectaría el cambio de las reglas de juego…
O sea, el mercado tardó más de 10 años en sortear otras barreras y dificultades para el desarrollo de los proyectos y poner en aplicación el mecanismo que le permitía, en términos equivalentes, contar con un precio estable en el tiempo, fijado por la autoridad y que le diera confort financiero a las entidades apalancadoras. El mercado recién empieza a madurar y se anuncia el cambio. De nuevo, al igual que la regulación sobre medición inteligente, parece un tropezón en la pertinencia del anuncio en términos temporales. Se anuncia el cambio, apenas a 3 años de que empiecen a operar los primeros PMGDs en el sistema acogidos a este mecanismo, que por cierto no alcanzar a ser ni la mitad de la capacidad instalada de esta escala de proyectos.
¿Tiene sentido una medida de este tipo desde el punto de vista económico?
El costo repartido entre todos los coordinados con contratos es mínimo, de 0,5US$/MWh, que impacta en porción mínima a las cuentas del consumidor en relación a otros costos del sistema, como el cargo asociado a la operación de centrales termoelectricas en sus mínimo técnicos al que también deben concurrir en el pago el resto de los generadores, independientes de sus fuentes de generación; o el cargo al usuario por el Coordinador, o el cargo por la interconexión de los sistemas norte grande y centro.
¿Empeora las expectativas de inversión?
Me parece que la incertidumbre que introduce el anuncio parece incoherente con el objetivo de desarrollar y mejorar el florecimiento de estos proyectos. El solo anuncio ha hecho que la banca nacional y extranjera, y los desarrolladores ralenticen sus decisiones de inversión. Existen otras modificaciones propuestas que son más urgentes e importantes para el desarrollo de esta industria, como por el ejemplo, las dificultades de los procesos de conexión a las Distribuidoras.
¿Qué particularidades tienen estos proyectos?
Es de común opinión que PMG/Ds, traen beneficiosos para la industria pues al estar localizados cerca de los centros de consumo, impactan con menores pérdidas de transmisión. Si además las fuentes de generación de estos PMG son renovables, se ganará en una disminución de emisiones de generadores contaminantes, cuestión esencial de los desafíos de la transición energética para la lucha contra el cambio climático, pues se desplazará el despacho de generación contaminante, al ser estos pequeños medios de generación autodespachables.
Ana Lía Rojas, socia fundadora de Ener Connex, y economista de la Pontificia Universidad Católica de Chile
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