El impacto del régimen de precio estabilizado de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) y los Pequeños Medios de Generación (PMG), con especial foco en la evaluación de las compensaciones generadas por este mecanismo y en su impacto sobre los costos que enfrentan los consumidores, fue abordado en un estudio técnico-jurídico elaborado por energiE y PPU Legal por encargo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor) y el Consejo Minero.
En el documento de 156 páginas, denominado “Análisis del Precio Estabilizado de los PMGD y PMG”, al que tuvo acceso DF, se plantea que estas unidades -con excedentes menores o iguales a 9 MW y que han estado en el debate por su expansión- han accedido a un régimen de remuneración con precios estabilizados que les ha permitido integrarse de manera preferente al mercado, en condiciones particularmente favorables.
Pero no solo eso. “La magnitud alcanzada por este segmento y su proliferación bajo dicho esquema han generado efectos no previstos, que han puesto presión sobre el equilibrio económico del sistema y sobre los costos que enfrentan los consumidores finales”, revela el estudio.
La evolución de este régimen preferente -que fue concebido como un instrumento para corregir la discriminación que afectada a estas unidades- habría derivado en una concentración significativa de tecnologías solares en ciertas zonas del país, profundizando la sobreoferta en horarios en que el precio spot (costo real de la energía) es cero.
Se advierte que se han incrementado los pagos por compensaciones derivados del precio estabilizado, los cuales -en un número creciente de casos- son traspasados a tarifas de clientes libres y próximamente a clientes regulados.
Según explica el reporte, esta situación ha incrementado los pagos por compensaciones derivados del precio estabilizado, provocadas en su mayoría por las brechas entre costo marginal y precios estabilizados durante el bloque diurno, junto a la alta generación PMGD y PMG suscrita a estos mecanismos de estabilización. Estos pagos -en un número creciente de casos- son traspasados a tarifas de clientes libres (que representan cerca del 62 % de la demanda total) y próximamente a clientes regulados.
En este último caso, si bien aún los montos son mínimos en 2026, estos aumentarán en 2027.
De acuerdo a los cálculos, las compensaciones asociadas al régimen actual superan los US$ 500 millones anuales hasta 2034, acumulando US$ 4.650 millones de en el período 2025-2043. Este total lo asume todo el sistema, principalmente los clientes libres.
“Una migración de PMGD/PMG a contratos de suministro regulado permite reducir las compensaciones a US$ 3.728 millones en el mismo período, mientras que la eliminación del ajuste por banda del Precio Medio de Mercado y el fin del valor estabilizado en 2035 (o una estabilización estrictamente neutra respecto del costo marginal instantáneo de la barra de inyección) disminuyen las compensaciones a US$ 1.833 millones. Si el fin del precio estabilizado se adelanta a 2030, las compensaciones caen a US$ 1.192 millones para el período 2025- 2043”, estima el análisis.
“En definitiva, es un nicho de industria que creció, que se acogió a este mecanismo pero que no está generando ninguna contraprestación que justifique mantener su régimen preferente. Por lo tanto, es una distorsión”, afirma el socio director de energiE, Daniel Salazar.
2034 es el año hasta donde estará vigente el régimen transitorio.
El análisis legal
En PPU Legal refuerzan que el estudio concluye que varios elementos del régimen vigente -como el ajuste por Precio Medio de Mercado y prolongar el régimen transitorio hasta 2034- “no se encuentran plenamente alineados con el mandato original de la Ley General de Servicios Eléctricos, que habilita un mecanismo de estabilización acotado y de carácter técnico”.
El reporte advierte que es previsible que si se cambia el régimen, algunos propietarios de PMG y PMGD aleguen la existencia de derechos adquiridos a mantener la valorización bajo las condiciones actuales hasta el término del período transitorio de 165 meses.
“Con miras a atenuar la eventual afectación a los derechos adquiridos de los titulares de PMG y PMGD y minimizar la oposición a los cambios en dicho régimen, es recomendable que sean implementadas mediante modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, sin perjuicio de evaluar que se implemente sólo por vía reglamentaria”, indica el bufete.
Para ello, y considerando los precedentes en materia de aplicación transitoria de cambios relevantes en regímenes de remuneración en el sector eléctrico, “es razonable proponer a modo de transición la eliminación del ajuste por banda de precio en el corto plazo y, a partir de 2035 un nuevo mecanismo de estabilización cuyo resultado sea neutro respecto del CMg (Costo Marginal instantáneo de la barra de inyección), el que también sería aplicable en el corto plazo a cualquier nuevo PMG y PMGD”.
Antonia Jorquera, abogada senior de PPU Legal, resume: “Nuestra propuesta era la modificación legal, pero eso no obsta a que se pueda ejecutar por una modificación reglamentaria, porque hoy el mecanismo está definido en un reglamento”.
Sobre cómo se vincula esto con el cambio normativo que se anunció este año, el director ejecutivo de Acenor, Javier Bustos, señala que estas modificaciones van en la dirección correcta y deberían avanzar, “aún cuando consideramos que algunos de estos cambios deberían implementarse más rápido o incluir modificaciones más profundas”.
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