El futuro del exitoso, pero imperfecto, régimen de generación distribuida de Chile

El número de los denominados pequeños medios de generación distribuida (PMGD) en Chile se ha disparado en los últimos años, dados los tentadores beneficios ofrecidos a los inversionistas.

Estas plantas de generación distribuidas han ayudado a avanzar en la descarbonización, descentralizar la generación y crear empleos, particularmente en la zona central, pero también han generado consecuencias indeseadas, como representar una parte cada vez mayor de los costos sistémicos.

En medio de un aumento de la incertidumbre regulatoria, el desarrollo de los PMGD se ha estado desacelerando, y revertir la tendencia requerirá medidas para reducir la incertidumbre.

Para analizar el tema, BNamericas llevó a cabo una entrevista por correo electrónico con Laura Picardo Costales, asociada sénior de asesoría de Aurora Energy Research, firma de análisis y pronósticos del mercado energético global con sede en el Reino Unido.

La ejecutiva conversó con BNamericas antes del seminario web de PMGD que Aurora realizará el 18 de marzo a las 11 a. m., hora de Santiago.

Inscríbase aquí para participar en el webinar sobre la perspectiva de los precios estabilizados de los PMGD en Chile.

BNamericas: ¿Cuál es el régimen y el marco de los PMGD en Chile? ¿Por qué se implementó?

Picardo Costales: El marco de los PMGD se creó para incentivar la generación descentralizada a pequeña escala (≤9 MW), especialmente cerca de los centros de demanda. Con el Decreto Supremo 244/2006, los PMGD se beneficiaron de un mecanismo de precios estabilizados que les brindó seguridad en sus ingresos, atrayendo inicialmente a las minihidroeléctricas y termoeléctricas.

Pero, desde 2014, los proyectos solares han dominado los PMGD, aprovechando precios fijos incluso cuando estos llegan a cero, lo que condujo a un auge de las instalaciones, hasta 3 GW para 2024 y la energía solar representó el 82 % del total.

Para frenar los crecientes desequilibrios en los ingresos, el gobierno introdujo el Decreto Supremo 88/2020, que adoptó un modelo de precios de seis intervalos para reflejar mejor la dinámica del mercado. Sin embargo, ambos mecanismos de precios (estipulados en los decretos supremos 244 y 88) siguen inflando los ingresos de los PMGD solares, elevando los costos sistémicos y fomenta el debate regulatorio.

En 2023, el Ministerio de Energía organizó una mesa redonda con actores de la industria para evaluar el modelo de negocio de los PMGD. El debate continúa, con opiniones divergentes por un lado, pero con un creciente reconocimiento de la necesidad de realizar más ajustes.

BNamericas: En los últimos años, grandes inversionistas, como fondos de inversión globales, han adquirido carteras de PMGD. ¿Por qué?

Picardo Costales: Los PMGD han sido una inversión atractiva, ante todo por las ventajas de los precios, la flexibilidad de despacho y la tramitación simplificada de sus permisos.

Sus tarifas estables, superiores a las del mercado, y el bajo costo de la implementación de la energía solar los convirtieron en una oportunidad rentable y de bajo riesgo. A diferencia de los proyectos a gran escala, los PMGD se autodespachan y evitan los vertimientos, además de estar exentos de ciertos cargos de transmisión, lo que mejora la previsibilidad financiera. Asimismo, sus procesos de aprobación simplificados permiten contar con plazos de desarrollo más rápidos y con menores riesgos.

Dicho esto, la percepción de los inversores está cambiando. La incertidumbre regulatoria está complicando los nuevos acuerdos, y las discusiones sobre posibles reformas de precios, la redistribución sistémica de los costos e incluso las normas de vertimiento de los PMGD añaden nuevos niveles de riesgo.

BNamericas: ¿Por qué el componente de precio estabilizado de los PMGD —asumido por las generadoras más grandes y visto por algunos como un subsidio de facto— tiende a representar una porción cada vez mayor de los costos sistémicos generales?

Picardo Costales: En el mercado eléctrico chileno, los costos sistémicos se refieren a los gastos adicionales a la generación, derivados de necesidades operativas, regulatorias y técnicas. Un componente clave de estos costos son las compensaciones por precios estabilizados, que surgen de la brecha entre las tarifas garantizadas de los PMGD y los precios reales del mercado. Dado que el sistema absorbe esta diferencia, la carga financiera recae finalmente sobre otras generadoras y consumidores libres.

Con el predominio de los PMGD solares (82 % de 2,4 GW en 2024), una gran parte de estos pagos se destina a plantas que producen cuando los precios son cero. Mientras que las grandes generadoras venden a un costo marginal, los PMGD siguen recibiendo un precio garantizado y eso supone una carga financiera para el sistema.

BNamericas: Respecto de los costos sistémicos globales, ¿cuál era el escenario el año pasado y qué podríamos esperar para 2025?

Picardo Costales: En 2023, los costos sistémicos alcanzaron US$ 1.090 millones, antes de caer a US$ 1.000 millones en 2024. Pero, a pesar de esta disminución general, la compensación de precios estabilizados representó el 35 % de los costos sistémicos, 14 % más con respecto a 2023.

¿El problema? La saturación solar. La alta generación solar reduce los precios spot a cero, pero los PMGD bajo el modelo de precios estabilizados siguen recibiendo pagos garantizados y ese costo lo absorbe el sistema.

De cara a 2025, la implementación del almacenamiento en baterías podría ayudar a reducir las limitaciones de la generación térmica y los costos adicionales. Sin embargo, es probable que los precios de los PMGD cambien, aunque no de inmediato. Una transición lleva tiempo, pero, a largo plazo, el modelo actual es insostenible.

BNamericas: ¿Es cierto que la propuesta legislativa del gobierno de estabilización tarifaria para usuarios finales, que incluye una medida que perjudica la remuneración de los PMGD durante años, ha puesto en suspenso los proyectos de PMGD que están en una fase previa a la construcción?

Picardo Costales: Sí, pero no es el único factor. El proyecto de ley ha añadido incertidumbre al mercado. Si bien el Congreso eximió inicialmente a los PMGD de contribuir al subsidio FET Cargo, aún existe la posibilidad de que esta decisión sea revocada en el Senado. De aprobarse, afectaría directamente los ingresos de los PMGD durante los próximos años.

Al mismo tiempo, las nuevas normas de precios del Decreto Supremo 88/2020 han redefinido las expectativas de los inversores. Desde 2023, solo un proyecto de PMGD ha entrado en evaluación ambiental, señal de que los promotores esperan claridad regulatoria antes de comprometerse con nuevas iniciativas.

Y si bien el proyecto de ley de estabilización tarifaria añade incertidumbre, es la combinación de cambios de precios y riesgos del mercado lo que ha puesto en suspenso la cartera de PMGD.

BNamericas: ¿Existe algún consenso sobre el futuro de los nuevos PMGD? ¿Qué debería suceder para reavivar el interés de los inversores?

Picardo Costales: En absoluto. El debate está muy polarizado. Por un lado, el operador del sistema de transmisión y los responsables políticos argumentan que los PMGD distorsionan el mercado y aumentan los costos sistémicos. Por el contrario, los inversores y promotores de PMGD defienden el modelo de precios estabilizados, destacando su papel en el apoyo a las energías renovables a pequeña escala y la garantía de la seguridad de la inversión. Mientras tanto, las grandes generadoras abogan por una estructura de precios más competitiva, que acerque los PMGD a la dinámica del mercado mayorista.

La claridad regulatoria es esencial para que los inversores recuperen la confianza. Una transición transparente y predecible —que alinee gradualmente las tarifas de los PMGD con las condiciones del mercado y, al mismo tiempo, llegue a integrar soluciones de almacenamiento en baterías— podría ayudar a restablecer la certidumbre e impulsar nuevas inversiones.

BNamericas: Independientemente de lo que suceda con el proyecto de ley de estabilización de tarifas para el usuario final, ¿podría haber algún tipo de cambio en las regulaciones de remuneración de los PMGD, dada la preocupación, particularmente entre los usuarios de electricidad no regulados, por la cantidad de dinero que se paga para estabilizar los ingresos de los PMGD?

Picardo Costales: En Aurora Energy Research creemos que es solo cuestión de tiempo. El sistema actual de precios está obsoleto y no refleja las condiciones reales del mercado. Además, resulta cada vez más caro tanto para los consumidores como para las generadoras y los operadores del sistema.

Si bien la estabilidad es importante para las energías renovables a pequeña escala, será necesario un modelo de precios más alineado con el mercado mayorista para evitar el aumento de los costos sistémicos. En Aurora Energy Research, hemos evaluado diferentes escenarios y presentaremos nuestras conclusiones en un webinar el 18 de marzo. Participen para debatir sobre el futuro del sector de generación distribuida en Chile.