Generadores solares de pequeña escala: Costo Nivelado vs. Precio Estabilizado

El Precio Estabilizado que reciben como ingreso los generadores solares de pequeña escala, es casi el doble del costo eficiente de generar electricidad con esta tecnología; implicando un mayor costo financiado por generadores y clientes.

Por Cristián Marcelo Muñoz

La estabilización de precios se concibió en la ley 19.940 de 2004, con la intención de entregar a los generadores una opción de vender su energía a un precio nivelado representativo del precio spot; en términos simples, una especie de promedio temporal del precio de mercado, cuyo mecanismo de cálculo sería definido en un reglamento. Con este fin, el Decreto Supremo N°244 publicado en 2006 definió el Precio Estabilizado (PE) como el Precio de Nudo de Corto Plazo, calculado semestralmente por la CNE, modificado posteriormente por el Decreto Supremo N°88 publicado en 2020.

Entonces, meramente por construcción, el valor presente del PE y el de mercado deben coincidir; incluso más, en un equilibrio eficiente de largo plazo, el costo nivelado de generar electricidad con una tecnología, LCOE¹ por sus siglas en inglés, debe coincidir con el precio de mercado, y en consecuencia con el PE. Si resulta un PE por sobre el precio de mercado o mayor al LCOE, entonces, el reglamento crearía un subsidio que beneficia a los pequeños generadores que eligen vender al PE.

En esta Breve estimo el LCOE de generar electricidad de una central solar fotovoltaica de pequeña escala (menor a 9 MW) y lo comparo con el PE al que pueden optar las centrales ya instaladas o que hayan obtenido su declaración de construcción antes de octubre de 2022. Los resultados muestran que, en promedio, el PE es 1,4 a 1,7 veces superior al LCOE, indicando que existe un importante subsidio en favor de esta tecnología.

Supuestos y resultados

En el cálculo, he usado un modelo financiero clásico de construcción del LCOE; la tabla 1 muestra los supuestos y las respectivas fuentes.

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La tabla 2 reporta el LCOE para diferentes valores de inversión y factores de planta. El menor valor de US$37/MWh, corresponde a la mínima inversión y al máximo factor de planta, mientras que el valor máximo de US$67/MWh, se obtiene de la máxima inversión y el mínimo factor de planta. El promedio es de US$49/MWh. Por construcción, la IRR es del 11% y el payback de 8 años.

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Por su parte, la Comisión Nacional de Energía, en su Informe de Precios de Nudo del primer semestre de 2023, reporta que el PE que reciben estos generadores, localizados entre el centro y el norte del país, está entre 81 y US$97/MWh. Al comparar el PE equivalente² con el LCOE promedio de US$49/MWh de la Tabla 2, resulta que el PE es 1,4 a 1,7 veces mayor al LCOE, mientras que la IRR más que dobla la tasa del LCOE y el payback se reduce a menos de la mitad. La Tabla 3 muestra el detalle de los resultados.

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Se debe tener presente que la evaluación completa de un generador distribuido debe incluir el beneficio que entrega a la red: control en los voltajes de la red, menor inversión en líneas, reducción de las pérdidas en las líneas existentes, seguridad de suministro y provisión de servicios complementarios; sin embargo, dichos potenciales beneficios tienden a desaparecer ante la instalación masiva y desordenada que está ocurriendo actualmente en el Sistema Interconectado y que ha provocado inversiones de flujos y congestiones en buena parte de las subestaciones zonales^3,4.

Conclusiones

Los resultados muestran que la actual regulación permite un exceso de renta de una buena parte de los generadores solares fotovoltaicos de pequeña escala, los que reciben un precio que puede llegar a casi el doble de lo que correspondería en un equilibrio eficiente de mercado. Esto explica que a la fecha existan casi 3.800 MW en centrales de esta tecnología, 1.766 MW instalados y 2.000 MW por instalarse, unas 6 veces el tamaño de la central de mayor capacidad del Sistema Interconectado, implicando un subsidio a estos generadores que se financia mediante un cobro a la energía retirada para servir contratos, entre ellos servidos por generadores renovables de mayor escala, y que podría sobrepasar los US$500 millones al año⁵.

La falla en el mecanismo de estabilización fue advertida por A. Galetovic en 2021⁶ y ha derivado en diferentes solicitudes de revisión a las autoridades, pero, sin mayor éxito⁷. En julio de 2023, fue el propio Coordinador quien alertó al Ministerio de Energía sobre los problemas que estaba acarreando la conexión masiva de estas centrales⁸, entregando propuestas concretas para corregir esta situación⁹. Pese a la urgencia del problema, aún se está a la espera de la respuesta del Ministerio de Energía.

Notas

1. 1. Levelized cost of Electricity (LCOE) es el precio al que una central debe vender su energía, de modo de recuperar todos sus costos eficientes incluyendo su costo de capital. En un mercado competitivo, es el máximo precio que debería estar dispuesto a pagar un consumidor final por la electricidad producida por las centrales de esa tecnología.
   2. Es el Precio Estabilizado en valor presente al año cero de la evaluación. En los primeros quince años de la evaluación, se asume que la central recibe un PE que va disminuyendo anualmente en un 2% y a partir del año dieciséis recibe sólo el LCOE de la tecnología.
   3. Informe de Monitoreo de la Competencia en el Mercado Eléctrico 2022, Coordinador Eléctrico Nacional, marzo de 2023.
   4. Burger, Jenkins, Huntington, y Pérez-Arriaga (2019) reportan que para el sistema de Long Island, en Nueva York, los generadores de pequeña escala distribuidos podrían implicar un beneficio promedio de 9,5 dólares por cada megavatio-hora inyectado al sistema, llegando a 70,8 dólares.
   5. C. Muñoz, Los costos del boom de la generación solar distribuida, junio de 2023, disponible en Breves de Energía.
   6. A. Galetovic, Un análisis económico del poder de mercado que crea el subsidio que reciben los pequeños generadores, marzo de 2021, expediente de la Fiscalía Nacional Económica, Causa 42.259.
   7. Hidromaule S.A., presentación al Contralor General de la República, julio de 2020. Hidromaule S.A., Energía Coyanco S.A., Duqueco SpA, Besalco Energía Renovable S.A. y Trans Antartic Energía S.A, presentación al TDLC, marzo de 2021. Hidromaule S.A., presentación al FNE y posterior presentación al Coordinador, mayo de 2023.
   8. Congestiones en sistemas zonales, aumento de vertimientos de centrales renovables de mayor escala y pérdida de la condición de neutralidad financiera y tecnológica del mecanismo.
   9. Comunicación dirigida al Ministerio de Energía, CD 00061-23, julio de 2023.

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