¿Qué prioridades tendrá su gestión al frente de ACESOL?

Mis prioridades son avanzar a través de la nueva ley de distribución,  hacia un mercado de generación distribuida dotado de mayor competencia donde la propiedad de la información de los medidores sea del cliente y ésta sea gestionada por una entidad independiente de la empresa distribuidora. Fomentar el mercado de PMGD, mejorando el proceso de tramitación eléctrica para hacerlo factible con la tramitación ambiental y evitar la especulación. Esto implica dar señales de certeza jurídica a los proyectos ya conectados bajo el precio estabilizado. Nos interesa fomentar instrumentos sustentables de financiamiento para instalaciones de net billing fotovoltaicos y también para instalaciones solares térmicas. Entre ellos se encuentra el reconocimiento legal y fortalecimiento del modelo ESCO, así como también la posible implementación de otros modelos con garantía real tales como el PACE (Property Assesed Clean Energy) en EEUU. Modernizar los procesos internos de nuestro gremio usando tecnologías de la información. Y lograr que ACESOL alcance los 100 socios.

¿Cuál será la propuesta de ACESOL respecto al cambio del precio estabilizado para PMGD que plantea el Gobierno?

Para los proyectos existentes, extender el plazo de permanencia de la fórmula actual del precio estabilizado a 25 años. Esto para poder completar el ciclo de inversión de los proyectos financiados con créditos bancarios, los cuales tienen plazos de 20 años. En este mismo régimen debiesen estar los proyectos que se declaren en construcción hasta 24 meses contados desde la publicación del nuevo reglamento, ingresen una DIA o carta de pertinencia hasta 12 meses después de publicado el reglamento, u obtengan su ICC por parte de la empresa distribuidora, hasta 12 meses contados desde la publicación del reglamento.

También proponemos corregir la propuesta de ajuste único por bloques. Debe incluir un ajuste porcentual diferenciado para cada bloque de tal manera de que cada bloque pueda a cada actor, asegurar un ingreso mínimo como ocurre hoy (PPM –  30%)

Y respecto a generación distribuida.. ¿Cómo evalúa el nuevo reglamento que sugiere instrumentar el Gobierno?

La propuesta de nuevo reglamento es en términos generales un avance significativo para nosotros, sobre todo en lo que respecta a la incorporación de nuevas figuras como las instalaciones de propiedad conjunta, las cuales darán mayor crecimiento del mercado de net billing en proyectos y copropiedades inmobiliarias, beneficiando a los clientes finales gracias a la economía de escala que éstas instalaciones producen.

Sin embargo, aún se encuentra pendiente avanzar en el aumento del límite de capacidad instalada permitida para estos proyectos que hoy es sólo de 300 Kw. Existen clientes regulados (todos aquellos con una capacidad instalada de entre 300-500 Kw) que no tienen la posibilidad de migrar a cliente libre, y que al mismo tiempo quedan fuera del mercado de net billing. Nos parece de suma urgencia que la ley los considere y por tanto que el límite de potencia sea de 500 Kw.

¿Hay más temas en debate?

Nos preocupa también la limitación de potencia a nivel de los transformadores, que aún existe para poder evacuar los excedentes de los proyectos de net billing. En la práctica, y debido a ciertas restricciones técnicas, los proyectos cuentan con una limitación automática. Esta restricción es artificial y no tiene mayor respaldo técnico por tanto nuestro objetivo es eliminarla de tal manera de dar mayor viabilidad eléctrica a las instalaciones existentes y nuevas. Lo anterior va en línea con la responsabilidad que tiene la distribuidora para funcionar sabiendo que hoy las redes deben estar adecuadas para su funcionamiento bidireccional, siendo ésto de responsabilidad de la empresa distribuidora, en su calidad de operador de las redes.

Por otro lado nos parece importante avanzar en aumentar la transparencia de la información que tiene la distribuidora sobre las redes, solicitudes de conexión, capacidad técnica disponible de las redes, alimentadores, transformadores, etc. La plataforma que la SEC ha puesto a disposición para estos efectos, debe ser reforzada, tal como la plataforma de información pública anunciada en el reglamento.

¿Estas son los principales desafíos de marcos regulatorios que trabajará ACESOL bajo su gestión?

En net billing, una preocupación importante es asegurar capacidad de transmisión para los flujos inversos, estableciendo responsabilidades administrativas y financieras claras, tanto a los privados como a la empresa distribuidora. Asimismo, nos preocupa la implementación del reglamento, especialmente en los que se refiere a las responsabilidades operativas de la empresa distribuidora en materias de cumplimiento de plazos y entrega de información técnica oportuna para la toma de decisiones.

¿Y en relación a los PMGD?

Nos interesa dar certeza de estabilización de precios para que inversionistas y bancos continúen financiando proyecto, agilizar la tramitación eléctrica y ambiental para evitar la especulación y dar espacio en las redes para proyectos reales que efectivamente continúen su desarrollo y se conecten en los plazos establecidos. Nos interesa avanzar en la regulación eléctrica en distribución para efectos de compatibilizar y asegurar capacidad técnica de transmisión disponible tanto para el desarrollo de PMGD’s aguas arriba, como del desarrollo de proyectos net billing con derecho a inyección de excedentes aguas abajo.

Tanto para sistemas fotovoltaicos como solar térmicos y tecnologías de climatización, buscamos profundizar en la modernización de la normativa urbanística de tal manera de avanzar en la obligatoriedad y/o beneficios tributarios de estos sistemas en casas y edificios, tal como está ocurriendo en economías energéticas desarrolladas como California.

Hay mucho por hacer…

Finalmente y probablemente lo más importante, es avanzar en una nueva ley de distribución que garantice que la propiedad de la información del medidor es del cliente y es gestionada por un ente independiente de la empresa distribuidora, de tal manera de que ésta se enfoque en su rol de inversión y operación de la infraestructura eléctrica, sea responsable y por ende remunerada en forma variable según el cumplimiento de KPI’s relacionados a calidad y seguridad del suministro. De esta manera, sentaremos las bases para crear un mercado competitivo y transparente de servicios energéticos en distribución.

¿Qué rol tendrá ACESOL en la COP25?

En un tremendo honor y responsabilidad ser dueños de casa para la COP 25. Me preocupa el financiamiento pendiente (sólo hemos asegurado USD 35 M vía la ley de financiamiento, pero aún nos faltan USD 35-55M más para cubrir el costo total) y el plazo que nos queda para la llegada del evento.

¿Realizarán alguna propuesta?

ACESOL ya está en contacto con la gerencia de la COP 25 para participar activamente en el evento. Estamos trabajando en una propuesta que demuestre cómo la generación distribuida solar podría ser un catalizador para los objetivos de descarbonización, reducción de emisiones y por ende cumplimiento de las metas a las cuales Chile se comprometió en el Acuerdo de París.

Y en lo personal… ¿Qué desafíos implica ser presidente de la institución?

En lo personal un desafío importante es entender y tener una visión global de los grandes cambios tecnológicos y técnicos que se vienen en esta industria y la forma en que se podrían implementar a nuestra realidad nacional. Otro desafío es trabajar la forma en que estos cambios deben ser influenciados en el ámbito político, el cual no necesariamente entiende la transcendencia de los mismos y la tremenda oportunidad de transferencia tecnológica y desarrollo masivo que representa la generación distribuida para un país en desarrollo como Chile.

Al fin de mi mandato, buscaré llegar a los 100 socios, formalizar un estructura organizacional interna sustentable en el tiempo, y posicionar al gremio como un actor indispensable tanto para el desarrollo de la industria solar, como también para la nueva transición energética distribuida y descentralizada.