Hay coincidencia en que es un paso clave para la transición energética, pero hay diferencias respecto de las nuevas fórmulas para calcular las remuneraciones de las generadoras en horas de mayor demanda.
Santiago, 13 de diciembre de 2022
Inquietud hay en el sector energético del país, ante los cambios que se discuten respecto del reglamento de potencia, instrumento que es fundamental para definir la remuneración que reciben las centrales de generación por estar disponibles en los momentos de mayor demanda por parte del sistema. Por ejemplo, desde Acera, gremio que reúne a las firmas renovables, sostienen que la propuesta original, considera un cambio regulatorio que afectaría a las decisiones de inversión ya tomadas por las empresas renovables solares, llevando los actuales pagos por potencia de suficiencia desde un 16% de los ingresos totales a cero en un lapso de 5 años.
Según los cálculos del gremio, esto afectaría en unos US$ 1.150 millones el valor de las empresas de este rubro. ‘Es fundamental que este nuevo cambio se aplique a las nuevas inversiones en tecnología solar, pero en ningún caso a las decisiones ya tomadas por las empresas que hayan participado en las licitaciones de las distribuidoras. Se agrega a lo anterior, la pérdida que tendrían los proyectos de generación solar distribuida, esenciales para la descarbonización, que perderían el 10% de sus ingresos totales’, advierte el presidente de Acera, Jaime Toledo.
Incluso, existe preocupación sobre eventuales riesgos al suministro en horas de mayor estrés del sistema, al penalizar a centrales que seguirán aportando suficiencia al sistema hasta la consolidación del almacenamiento u otras soluciones que den flexibilidad. Por ejemplo, se reclama que se penaliza a aquellos que adquieren combustible a precios altos, justamente en tiempos en que, por distintas razones, locales y globales, los precios han sido particularmente elevados. ‘Los efectos pueden ser muchos, pero lo clave es que entrega incertidumbre sobre ingresos que hoy son estables y predecibles. La fragilidad en que demostró estar nuestro sistema no se ha superado. Si no impulsamos certezas, las nuevas inversiones en almacenamiento no se van a desarrollar y la crisis se puede complicar aún más forzando la salida de centrales actualmente en operación. Aún más, avanzar en un sistema eléctrico sustentable y 24 horas sin emisiones será casi imposible.
Tendremos problemas más complejos aun de corto plazo’, sostiene el presidente del gremio de Pequeños y Medianos Generadores (PMG), Rodrigo Sáez. No obstante, no existe una coincidencia respecto de los frutos de la mesa de trabajo que impulsó el gobierno. Por ejemplo, el gremio que reúne a los grandes consumidores, Acenor, dice que es fundamental actualizar la normativa que establece cuánto deben pagar los clientes para que el sistema eléctrico tenga suficiencia, y apuntan a que el nuevo reglamento se defina a la brevedad, para que la nueva forma de calcular las necesidades de capacidad entre en vigencia lo antes posible. ‘Este reglamento por primera vez incorpora la definición de un objetivo de suficiencia del sistema eléctrico y cómo se va a medir. Por lo tanto, por primera vez vamos a saber si hay o no suficiente capacidad instalada de generación para abastecer a la demanda.
La propuesta actual del reglamento mejora mucho la regulación, que tiene ya 15 años de antigüedad y que fue pensada para un sistema sin presencia de energías renovables. Creemos que mantener el reglamento actual es un desincentivo a la modernización que necesita la regulación eléctrica para la transición energética’, asegura el director de Acenor, Javier Bustos. Para el académico de la Universidad de Santiago, Humberto Verdejo, la propuesta de reglamento debiese ser actualizada en función de los problemas reales que tiene el sistema. ‘Sería recomendable incentivar el almacenamiento de combustibles para centrales que están siendo críticas para la operación del sistema y promover el uso de combustibles alternativos como el biodiésel. Sin embargo, la propuesta actual va en un sentido contrario y no refleja realmente los costos variables asociados a las centrales que son clave para las horas de mayor demanda’, explica.
Habilitante de la transición
Desde el gobierno, confirmaron que están trabajando en ajustes al reglamento, el que fue retirado de Contraloría en septiembre con el objetivo de evaluar cambios a la forma y temporalidad de su implementación, posterior a eso, se instaló una mesa de trabajo con la industria para buscar alternativas de aplicación del régimen transitorio, aunque detallan, ‘sin perder de vista el objetivo de política pública del reglamento: incentivar una matriz con suministro flexible y gestionable que apoye el proceso de descarbonización’.
En esta línea, aseguran que se encuentran revisando los distintos antecedentes presentados por la industria y durante el primer trimestre del próximo año se presentará la versión final para su reingreso a Contraloría. ‘Al igual que otros instrumentos regulatorios que hemos impulsado como la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad y el proyecto de ley de Impulso a las Energías Renovables (actualmente en trámite), este reglamento es un instrumento relevante para llevar a cabo una transición energética segura, eficiente y sostenible.
El reglamento vigente fue diseñado en el año 2006 en un contexto en que la matriz eléctrica era eminentemente hidrotérmica, por tanto, no está preparado para la realidad actual y futura caracterizada por una presencia masiva de generación renovable, por lo que justamente la modificación reglamentaria apunta a mantener la confiabilidad de un sistema eléctrico que tendrá cada vez más generación renovable variable’, aseguran desde el Ministerio de Energía.
