PMGD: informe revela que beneficios sistémicos cuadruplican el costo de sus compensaciones

Comparte en:

El debate en torno a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) ha estado concentrado en los US$283 millones anuales que cuesta el esquema de Precio Estabilizado a nivel del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Sin embargo, un informe de la consultora Vinken revela que mirar únicamente ese costo directo ofrece una perspectiva incompleta del balance económico real.

Según las simulaciones del estudio, los beneficios de estos proyectos superan ampliamente sus costos: el menor valor de la energía en los retiros se traduce en un ahorro de US$1.180 millones al año, una cifra que cuadruplica el monto de las compensaciones en discusión.

A esta reducción en el costo de la energía se suma un impacto positivo en la eficiencia operacional del sistema estimado en US$2.140 millones anuales. Estos beneficios se explican porque las inyecciones de los PMGD se realizan en puntos de la red muy cercanos al consumo masivo, principalmente en la zona centro del país (regiones de Valparaíso y Metropolitana), por lo que la generación distribuida ayuda a mitigar localmente las severas restricciones de transmisión que impiden aprovechar al máximo la energía solar producida por las grandes plantas del norte, postergando la necesidad de costosas obras en infraestructura de transporte de electricidad.

El estudio detalla que mientras los clientes libres capturan rápidamente las bajas de precio gracias a la rotación de sus contratos, los clientes regulados lo hacen de forma más lenta debido a que sus tarifas están amarradas a contratos históricos de largo plazo que promedian valores superiores a los US$ 140/MWh.

La consultora sostiene que la pregunta sectorial ya no debe ser si es necesario corregir el modelo, sino cómo implementar los cambios sin destruir la certeza jurídica indispensable para el financiamiento de proyectos. En términos económicos, el Precio Estabilizado operó bajo una lógica de diseño similar a la de un contrato de suministro privado, sirviendo de base para que los desarrolladores estructuraran deudas bancarias de largo plazo. Por esta razón, el reporte enfatiza que cualquier alteración abrupta a las reglas del juego vigentes podría activar litigios con acreedores financieros y sentar un precedente perjudicial que encarezca el financiamiento para futuras infraestructuras de la transición energética.

La hoja de ruta propuesta plantea una transición ordenada en tres horizontes temporales. A corto plazo, se recomienda avanzar de manera prioritaria en exigencias operacionales de telemetría y aplicar recortes de generación basados estrictamente en el «contraflujo neto» -la energía real que satura las redes de transmisión- en lugar de castigar la inyección bruta, resguardando así la electricidad que se consume localmente. Asimismo, se propone ratificar el término definitivo del régimen de Precio Estabilizado para el año 2034, limitando cualquier beneficio transitorio posterior únicamente a aquellos proyectos que demuestren deudas bancarias vigentes certificadas y estructuradas antes de los cambios regulatorios.

Para los horizontes de mediano y largo plazo, el camino trazado busca trasladar de manera definitiva a los PMGD hacia el mercado competitivo de contratos de suministro. Los modelos de planificación eficiente sitúan la participación óptima de la generación distribuida en un 16% de la matriz hacia el año 2050, impulsada por tecnología solar y sistemas de almacenamiento con baterías. Para viabilizar esta transición, el informe aconseja abrir espacios competitivos mediante licitaciones reguladas con bloques de menor tamaño que reduzcan las barreras de entrada para pequeños actores, e incorporar mecanismos que internalicen y reconozcan el valor locacional de los recursos que alivian el costo total del sistema.