Ventajas y desventajas de la modificación al Reglamento sobre Pequeños Medios de Generación y Pequeños Medios de Generación Distribuida

Por

Roberto Sepúlveda

Abogado PUC y Máster en Derecho de Energía y Medio Ambiente de la Universidad de Tulane, USA. Socio Lavín Abogados & Consultores

La modificación al Reglamento DS 244 que rige a los pequeños medios de generación conectados a la red de distribución (PMGD) y a los conectados a la transmisión nacional o zonal (PMG), presentaría ventajas y desventajas.

En el segmento particular de los PMGD, se aprecian ventajas positivas en las modificaciones que apuntarían, entre otras, a disminuir los tiempos de conexión a las redes de distribución; las que buscan reducir los costos de la tramitación para la conexión a las redes de las empresas distribuidoras; y aquellas que apuntan a una disminución a las restricciones a la operación, pudiéndose conectar varios PMGD en un mismo punto de conexión a la red de la empresa distribuidora.

En cuanto a la operación, la propuesta es interesante en el sentido que sitúa a los proyectos PMGD con preferencia en el despacho de la energía, respecto de las centrales con costos variables mayores (como las centrales térmicas), que pudieran provocar congestión en la red. También, se establecen criterios mínimos de diseño, con miras a acotar las pérdidas eléctricas (factor de referenciación) en las redes de media tensión, entregando mayor certeza a las decisiones de inversión de los desarrolladores de proyectos PMGD.

En línea con la Ley 19.300 sobre Bases del Medio Ambiente, tanto para los PMGD y PMG, se agregaría la prohibición de fraccionamiento de los proyectos, lo que además de contribuir a evitar el acaparamiento de las conexiones a la red de distintos proyectos, que pertenecen a un mismo titular, desincentiva el desarrollo de un mercado especulativo que en cierta medida se ha visto en torno a este tipo de proyectos.

Sin perjuicio de las ventajas expuestas, esta modificación podría presentar una desventaja desde el punto de vista de los ingresos que recibirían las centrales PMG/PMGD, pues se pretendería alterar las reglas que determinan el precio estabilizado para este tipo de generación.

De acuerdo con la legislación vigente, un PMG/PMGD puede optar como precio para valorizar sus inyecciones de energía, entre el precio estabilizado o el costo marginal instantáneo de la barra de inyección. El precio estabilizado es un precio promedio, que se fija por 6 meses. Este precio considera el precio nudo de corto plazo, calculado por la Comisión Nacional de Energía (que antes de las licitaciones de suministro se fijaba para los contratos entre distribuidoras y generadores), y el precio promedio de los contratos libres de suministro existentes al momento de efectuarse el cálculo.

Es en este ámbito donde la modificación del DS 244 ha generado más ruido, pues la iniciativa del Ministerio de Energía propone que el cálculo del precio estabilizado se determine en bloques horarios: diurnos y nocturnos. Lo anterior provocaría que existan distintos precios estabilizados, lo que se traduce directamente en diferencia de precios por tecnologías, principalmente entre las solares y eólicas y las que inyectan en base con combustibles fósiles, durante las 24 horas del día.

Aún no se sabe el real impacto económico que esta modificación podría tener en el bolsillo del consumidor final y de los desarrolladores, porque podría llegar a desincentivar el uso de tecnologías más baratas y limpias (solar vs térmica). Ahora sólo queda esperar para ver si disminuyen los plazos y costos de conexión, y ver cuál va a ser el real impacto económico en la “cuenta final” a pagar por el cliente y el real incentivo a la inversión en este tipo de tecnologías. Es de esperar, que el desafío de compatibilizar los pequeños medios de generación renovables no convencionales, las cuentas finales de los consumidores y reglas que incentivan la inversión para futuros desarrolladores puedan materializarse a través del llamado “perfeccionamiento” del DS 244.