Vertimientos de energía renovable y los costos del Precio Estabilizado que reciben los pequeños generadores

La falla en la regulación ha llegado a tal extremo, que cuando la energía se está vertiendo y el precio spot es nulo, los generadores de pequeña escala están eximidos de participar en los vertimientos y se les debe continuar pagando el Precio Estabilizado. El costo del subsidio pagado a los generadores solares ya acumula US$253 millones.

Por Cristián Marcelo Muñoz

En lo que va del año, durante las horas con luz solar, el 7% del potencial de generación de las centrales eólicas y solares fotovoltaicas se ha vertido. Sin embargo, a pesar de que en el Sistema Interconectado se vierte la generación renovable y el precio de la energía en el mercado spot es nulo, los Medios de Generación de Pequeña Escala (MGPE), PMG y PMGD¹, no ven afectada su generación, e incluso peor, se les debe pagar el Precio Estabilizado definido en el Reglamento de Medios de Generación de Pequeña Escala, el cual, en promedio, supera los US$80 por cada megawatt-hora generado.

La situación está desbordada en el caso de los MGPE solares fotovoltaicos. En efecto, sólo durante los eventos de vertimiento ocurridos entre enero y septiembre de este año, los pagos a estos generadores ya superan los US$100 millones, y llegan a US$253 millones si se consideran todos los pagos recibidos por estas centrales desde enero de 2016, como consecuencia de la estabilización. El costo del Precio Estabilizado seguirá creciendo conforme se conecten nuevas unidades solares bajo este régimen.

En esta Breve explico la regla de asignación de los vertimientos de generación entre las centrales, también conocida como reducciones o ajustes en la generación, que es actualmente aplicada por el Coordinador y me refiero al problema regulatorio de fondo: el Precio Estabilizado y el costo del subsidio.

La magnitud de los vertimientos

La figura 1 muestra que, entre enero y septiembre de este año, los vertimientos de generación eólica y solar fotovoltaica, que se producen principalmente en las horas del bloque solar, ya suman 1.459 GWh, en promedio, un 7% del potencial generable por estos generadores. En algunas horas, los vertimientos, tanto en el norte como en el resto del país, han llegado al 40% del total de la generación eólica y solar fotovoltaica, más de 3.000 MWh en una hora; en perspectiva, poco más del 30% de la demanda máxima del Sistema Interconectado. El 77% de los vertimientos provino de las centrales solares fotovoltaicas y el 23% de las centrales eólicas. Aunque en una menor magnitud, los vertimientos también afectaron a las centrales hidroeléctricas.

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La regla de asignación de los vertimientos

Cuando la oferta de generación excede al consumo de energía y ya se ha reducido a las centrales con generación gestionable, es decir, con costo de oportunidad, se requiere que las centrales renovables no gestionables ajusten su generación según alguna regla de asignación. Ante la ausencia de alguna restricción operacional del sistema, todas las centrales renovables deberían ajustar su generación en la misma proporción. Esta regla de asignación de los ajustes es coherente con la operación a mínimo costo del Sistema Interconectado y mantiene la neutralidad tecnológica, según lo establece el art. N°45 del Reglamento de Coordinación, contenido en el Decreto Supremo N°125.

Refiriéndose a los ajustes por vertimiento, el artículo N° 45 señala: “ (..) En caso de que exista más de una instalación de generación con igual costo considerado en el listado de prioridad de colocación, y no exista capacidad de colocación suficiente para todas ellas, la generación de las mismas deberá ser ajustada por el Coordinador a prorrata de la potencia máxima de dichas centrales o unidades generadoras, hasta alcanzar la capacidad de colocación máxima, considerando las características técnicas de las instalaciones y sus limitaciones o restricciones operativas. Este ajuste también deberá considerar la generación proveniente de centrales que operen con Autodespacho y Autoproductores de acuerdo a la normativa vigente. Sin perjuicio de lo anterior, excepcionalmente el Coordinador podrá considerar condiciones especiales de operación para una utilización óptima de los recursos”.

Sin embargo, en la práctica, el Coordinador Eléctrico Nacional ha aplicado una regla discriminatoria que excluye a los MGPE de participar en los vertimientos durante las horas del bloque solar, de modo que sólo ajusta la generación de las centrales eólicas, solares e hidroeléctricas de mayor tamaño.

El Coordinador se justifica argumentando que las centrales MGPE al autodespacharse, es decir, los mismos generadores son los que definen su propio programa de generación, no gestionan su energía siguiendo sus órdenes, por eso, solicitarles que ajusten su generación no respetaría su condición de autodespacho. Según continúa el argumento del Coordinador, estas centrales sólo podrían ajustar su generación en situaciones excepcionales que involucren la seguridad de servicio del Sistema Interconectado, según se estipula en el Reglamento de Medios de Generación de Pequeña Escala². Una interpretación sin mayor sentido de la economía de la regulación, a la luz de lo costoso que está resultando el Precio Estabilizado y de la crisis financiera que han declarado varias empresas renovables.

La regla aplicada por el Coordinador derivó en dos discrepancias en el Panel de Expertos, en la que algunos generadores renovables, solicitaron mediante diferentes argumentos que se aplicara una regla no discriminatoria de vertimientos de la generación renovable³.

Los dictámenes del Panel

El Panel reafirmó la interpretación del Coordinador en sus dictámenes N°44 y N°45 de 2023. El Panel argumentó que cuando el artículo N°45 del Reglamento de Coordinación incluye explícitamente en los ajustes a las centrales con autodespacho, lo hace de acuerdo a la normativa vigente, es decir, considerando como parámetro de entrada la generación definida previamente por estos mismos generadores. El Panel señala: “La referida regla debe, a la luz de las disposiciones citadas, aplicarse a los generadores no adscritos a autodespacho (variables de decisión), considerando la inyección proveniente de los generadores adscritos a autodespacho como parámetros. A juicio del Panel, a eso se refiere el Artículo 45, en cuanto dispone que el ajuste en análisis –aplicable al primer grupo de unidades generadoras, según el tenor literal de la disposición– “también deberá considerar la generación proveniente de centrales que operen con Autodespacho y Autoproductores de acuerdo a la normativa vigente”. De este modo, en opinión del Panel, no corresponde aplicar el mencionado ajuste, propio de las variables del proceso, al grupo de unidades de generación adscritas a autodespacho”⁴.

Dos integrantes del Panel no estuvieron de acuerdo con el Coordinador. El integrante del Panel, Señor F. Fuentes, señaló en su voto de minoría: “.. En conclusión, a juicio del suscrito, la discrepancia debiese ser acogida ya que: por un lado, no existen argumentos jurídicos con la consistencia necesaria que pudiesen avalar el incumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 45 o, alternativamente, una interpretación robusta que justifique afirmar que dicho artículo no incluye en el ajuste a los generadores con autodespacho; y, por otro, desde una perspectiva regulatoria es razonable la incorporación de este tipo de generadores en el mencionado ajuste, ya que la condición actual está produciendo una distorsión en la estructura de costos del sistema que entrega señales no eficientes a los agentes inversionistas, y provoca en definitiva un incremento de los precios de mercado”⁵. Por su parte, el integrante del Panel, Señor G. Pérez D., agregó en su voto de minoría: “.. Por último, a juicio de quien suscribe, una interpretación como la sostenida por el CEN, supondría no reconocer efecto alguno a la incorporación de la segunda parte del inciso segundo del artículo 45 del Reglamento de la Coordinación. Ello pues, de excluirse esta segunda parte, es claro que el ajuste se restringiría a las centrales que no son ni autodespachadas ni autoproductoras, que es precisamente lo que está reflejado en el Procedimiento Interno discrepado. En otras palabras, el procedimiento discrepado sería el mismo con o sin la parte excluida. Por lo anterior, este integrante considera que se debe acceder a lo solicitado por HRL, en cuanto a establecer que las unidades autodespachadas también están afectas a la aplicación de la prorrata establecida en el Artículo 45”⁶.

En concreto, la interpretación que el Coordinador hace del artículo N° 45, termina por anular la incorporación explícita que se hace de las centrales autodespachadas en los ajustes de generación e indirectamente contribuye a engrosar los pagos a los MGPE.

La falla en la regulación del Precio Estabilizado y el costo total del subsidio

La falla en la regulación consiste en el cálculo erróneo del Precio Estabilizado al cual acceden los MGPE, generándose un subsidio a los generadores solares fotovoltaicos, el cual ha derivado en el absurdo de que se le continúe pagando un elevado precio a estos generadores por su energía, cuando en el Sistema Interconectado el precio spot de la energía es nulo e incluso peor, se deba verter energía. El subsidio se financia mediante un cargo por MWh que se le cobra a los generadores que retiran energía para servir sus contratos. A. Galetovic en su trabajo de 2021, refiriéndose al Precio Estabilizado al que acceden los generadores solares, señala que el subsidio implicaría ejercer poder de mercado, aumenta el costo a los generadores que deben pagarlo e incrementa el precio final de la energía⁷.

La estabilización de precios a los pequeños generadores, incluida en la ley 19.940 de 2004, nunca expresó ninguna intención de un subsidio a estos generadores. La estabilización sólo consistía en dotar a los generadores, que por su tamaño no podían acceder al mercado de los contratos de suministro, de un mecanismo que les permitiera estabilizar sus flujos financieros y con ello, acceder a financiamiento para sus proyectos.

Sin embargo, la errónea metodología de cálculo del Precio Estabilizado ha llevado a que los subsidios a los MGPE solares fotovoltaicos sean contundentes y a una instalación masiva de nuevas centrales. En efecto, en la actualidad, los MGPE solares fotovoltaicos sobrepasan las 400 unidades, totalizando a octubre de 2023 una potencia conectada de 2.053 MW, casi todos acogidos al Precio Estabilizado de generación. Adicionalmente restan otros 2.200 MW en MGPE solares fotovoltaicos que se instalarán en los próximos dos años, los que por simple racionalidad económica muy probablemente se acogerán al Precio Estabilizado. En buenas cuentas, la capacidad instalada de estos generadores se acerca al 50% de la demanda máxima del Sistema Interconectado.

Cabe señalar que sólo en 2023, la regla de asignación de los vertimientos del Coordinador llevó a que los pagos a estos generadores superaran los US$100 millones. Si se consideran todos los pagos hechos a los generadores fotovoltaicos desde 2016, el costo acumulado del subsidio asciende a US$253 millones⁸. La figura 2 muestra cómo ha aumentado la capacidad instalada de estos generadores y los pagos acumulados por los generadores solares.

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Conclusiones

La regla de asignación de los vertimientos de generación renovable aplicada por el Coordinador no es socialmente óptima ni tampoco es indiferente tecnológicamente. Esto deriva en que generadores, en buena parte también renovables, deban pagarle a los MGPE solares un Precio Estabilizado superior a los US$80/MWh por su generación renovable, mientras vierten parte de su propia generación y venden el resto de su energía en el mercado spot a precios nulos. Un costo que, en parte, también es traspasado a los clientes libres, encareciéndoles el costo de su producción.

El problema de fondo es el subsidio que los MGPE solares reciben a través del Precio Estabilizado. La falla en el mecanismo de estabilización fue advertida por A. Galetovic en 2021 y en diferentes solicitudes de revisión a las autoridades del sector, pero, sin mayor éxito⁹. En julio de 2023, fue el propio Coordinador quien alertó al Ministro de Energía señalando, respecto del Precio Estabilizado, “.. que el mecanismo actual no garantiza su neutralidad en ningún período de evaluación, sino que se asemeja más a un subsidio que deben asumir los agentes que poseen contratos de suministro, discriminando, en particular, a favor de os PMGD con tecnología solar”¹⁰. Luego, en agosto, el Coordinador envío una nueva carta al Ministro de Energía, recomendado algunas exigencias normativas que se requieren dado los desafíos que plantea la creciente y acelerada integración de estas centrales¹¹. Ambas cartas aún no reciben respuesta.

Recientemente, la Unidad de Monitoreo de la Competencia del Coordinador, en su informe del segundo semestre, se refiere nuevamente al grave problema que la incorporación masiva de los MGPE solares bajo el régimen del Precio Estabilizado está causando, al respecto señala: “Cabe hacer notar que en los periodos de costos marginales nulos, los PMGD sujetos a precio estabilizado, además de no recibir la señal de precios cero, tampoco ven limitada la inyección de sus excedentes, debido al régimen de autodespacho, obteniendo una doble ventaja que no responde a una mayor eficiencia, si no a una ventaja regulatoria. Las compensaciones que reciben deben ser absorbidas por el resto de los medios de generación que realizan retiros de energía, incluso si estos son otros medios de generación renovables”¹².

La solución al problema es rápida y simple y ya fue propuesta por el mismo Coordinador en su carta de julio de 2023, señalando “.. Además, sugerimos que este precio estabilizado sea reliquidado semestralmente a través de una cuenta individual en caso de presentarse desviaciones con respecto al costo marginal real de cada período. De esta manera, se estaría cumpliendo con el rol de estabilizar los flujos de ingresos para estos agentes, al menos semestralmente, y se garantizaría la neutralidad financiera asociada a un mecanismo de estabilización”. La solución planteada por el Coordinador cumple con la estabilización que la ley N°19.940 buscaba, permitiría la devolución de los US$253 millones ya pagados a estos generadores, e impediría que el costo del subsidio siga aumentando.

Mientras tanto, a la espera de una corrección en el mecanismo de estabilización, la entrada masiva y descontrolada de los MGPE solares seguirá engrosando los pagos que deberán seguir asumiendo generadores y clientes libres. Los costos de este subsidio también se extenderán a los clientes regulados en los próximos contratos, según se indica en las bases de las nuevas licitaciones del suministro de energía de clientes regulados¹³.

Notas

1. 1. 1. Pequeños Medios de Generación (PMG) y Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). Centrales cuya potencia neta conectada al sistema no supera los 9 MW.
      2. Artículos 102 y 120 del Reglamento Medios de Generación de Pequeña Escala, Decreto Supremo N°88.
      3. Discrepancia N°44 y N°45 de 2023, presentadas por Hidroeléctrica Río Lircay y Acciona, respectivamente.
      4. Dictamen N°44 de 2023, tercer y cuarto párrafo, página 94.
      5. Dictamen N°44 de 2023, segundo párrafo, página 103.
      6. Dictamen N°44 de 2023, segundo y tercer párrafo, página 104.
      7. 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.
      8. Análisis adicionales del subsidio que ha producido la regulación del Precio Estabilizado también se pueden encontrar en Muñoz C., Generadores solares de pequeña escala: Costo Nivelado vs. Precio Estabilizado, Breves de Energía, agosto de 2023. Muñoz C., Los costos del boom de la generación solar distribuida, Breves de Energía, junio de 2023.
      9. Ver nota 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.
      10. Carta dirigida al Ministerio de Energía, CD 00061-23, julio de 2023.
      11. Carta CD 00075-23 del 18 de agosto de 2023.
      12. Informe de Monitoreo de la Competencia en el Mercado Eléctrico, Unidad de Monitoreo de la Competencia, Coordinador Eléctrico Nacional, octubre de 2023, página 43.
      13. Resolución Exenta N°105, Aprueba Bases Preliminares de Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica para Abastecer los Consumos de Clientes Sometidos a Regulación de Precios, Licitación de Suministro 2023/01, mayo 2023.

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