Central Energía

A partir del 1 de enero de este año, la Ley Nº 20.257 obliga a las empresas que efectúen retiros tanto del Sistema Interconectado Central (SIC) como del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) a acreditar que al menos un 5% de los retiros, asociados a contratos firmados a partir del 31 de agosto de 2007, correspondan a energías renovables no convencionales (ERNC). La exigencia comenzará a aumentar progresivamente en un 0,5% anual a partir del año 2015 hasta alcanzar un 10%. En este contexto, dados los niveles existentes de contratos de esas características, este año la generación ERNC ha superado las exigencias planteadas en la Ley. Sin embargo, la entrada en vigencia de nuevos contratos de licitación de empresas distribuidoras, la renovación de contratos a clientes libres, y el aumento progresivo del porcentaje de acreditación producirá una mayor demanda por fuentes de generación ERNC.

Si bien la Ley, además de la cuota, define una multa en caso de incumplimiento de las acreditaciones, que puede alcanzar hasta 0,4 UTM/MWh, hoy no existe una señal clara de precios en el mercado para definir el valor adicional de la energía proveniente de generadores no convencionales.

Los proyectos de generación mini hidráulica corresponden, en las condiciones de mercado actuales, a una de las alternativas con mayor viabilidad en generación ERNC, particularmente si se los compara con proyectos de generación eólica o solar. En general, estos proyectos tienen un menor costo de desarrollo, un mayor factor de planta, y un perfil de generación horario más constante, aunque esto debe ser estudiado caso a caso. Sin embargo, llama la atención su limitado nivel de desarrollo, dados los grandes potenciales estimados del recurso en el país. Es cierto que factores como la variabilidad hidrológica y la importante economía de escala en transporte, afectadas por la distancia al punto de conexión, limitan el número de proyectos que pueden ser desarrollados en condiciones económicas competitivas. Sin embargo, estos dos factores no son los principales desafíos que hoy enfrentan los desarrolladores de proyectos.

Quienes hoy están desarrollando proyectos mini hidráulicos, a menudo se preocupan primero de resolver aquellos aspectos relacionados con la propiedad de los derechos de agua; definición del proyecto de ingeniería; y, con mayor o menor dificultad, logran los permisos de carácter ambiental, las aprobaciones en la DGA, y los permisos de construcción. Sin embargo, no visualizan otros aspectos que pueden ser igualmente cruciales para el éxito de los proyectos. Efectivamente, muchas veces los proyectos son impulsados por actores no tradicionales del sector eléctrico, que no atienden apropiadamente, en tiempo y forma, dos aspectos fundamentales para el éxito del proyecto: la obtención de un contrato de suministro que permita lograr el financiamiento y el procedimiento de conexión a las redes.

Las alternativas de comercialización mediante contrato disponibles en el mercado son básicamente cuatro: venta a un empresa distribuidora para el suministro de clientes regulados participando en las licitaciones de suministro; venta a una empresa distribuidora para el suministro a sus clientes libres; venta directa a clientes libres; y venta a otro generador.

Los contratos no implican una obligación física de producción de energía, la que dependerá, para una mini central de pasada, de la hidrología disponible. Por lo tanto, si un generador compromete una cantidad mayor que la energía efectivamente producida, deberá necesariamente comprar el déficit en el mercado spot, con una exposición que aumenta el riesgo en la comercialización. En esta línea, el promotor de un proyecto hidro debe ser capaz de determinar, en función de la estadística hidrológica disponible, cuál es el nivel de contratación que permite maximizar sus ingresos, minimizar su variabilidad en el tiempo y reducir su exposición al riesgo.

En cada una de las alternativas de contratación mencionadas anteriormente es importante definir varios aspectos, tales como: volumen mensual de energía suministrada, potencia contratada, precios de la energía y de la potencia, metodología para indexar los precios, punto de suministro, pago de peajes, mecanismo de facturación, entre otros. Al mismo tiempo, se debe definir el reconocimiento de su característica de ERNC. Hoy no existe un procedimiento, ni una señal de precios en el mercado, que permita valorizar apropiadamente este atributo; incertidumbre que perjudica, en el corto plazo, al desarrollo de proyectos ERNC.

Respecto a las barreras para materializar la conexión, hoy el Decreto Supremo Nº 244 (DS 244) establece los procedimientos que se deben seguir; normando la interacción, en forma y plazos, entre ambas partes interesadas. Sin embargo, no existe una definición clara respecto del estándar de diseño exigido a la conexión en la red de distribución, hecho que, desde la perspectiva del generador, puede generar una perdida de valor importante en el negocio.

En este contexto, si bien los plazos para cada etapa están definidos al momento de realizar la conexión a la empresa distribuidora, informalidades en la tramitación por parte de los desarrolladores de proyectos producen que el cumplimiento de plazos quede sujeto a la posición de la empresa distribuidora. Adicionalmente, por la característica de los proyectos, otros actores pueden aparecer en el proceso (empresa subtransmisora), en cuyo caso se debe realizar una gestión independiente.

Para la adecuada gestión de este proceso, el promotor se debe ajustar, desde un comienzo, al procedimiento establecido en el DS 244; al mismo tiempo, debe requerir de información relevante para la determinación de los costos de conexión, como características de la topología de la red (tipo de conductor, calibre, longitudes), condiciones climáticas, estándares de diseño de red de la empresa distribuidora, entre otros.

Dado que, aprovechando la conexión de un PMGD, la empresa distribuidora podría pretender una mejora de los estándares de diseño de las redes que se ven afectadas por la conexión del generador, el promotor del PMGD debe procurar que el dimensionamiento del proyecto de conexión se ajuste a los estándares exigidos en la Norma Técnica y a los estándares de inversiones reconocidos en las tarifas a las empresas distribuidoras.

La Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC) registra a la fecha un total de 467 solicitudes de conexión a la red (SCR) de proyectos PMGD, de los cuales sólo uno de ellos registra una solicitud de intervención de la SEC por desacuerdo entre las partes. Si bien esto pareciera reflejar un bajo nivel de conflictividad del proceso, en la práctica refleja que los desarrolladores de proyectos no desean entrar en conflicto con la distribuidora, quien aparece como el cliente más probable para suministrar su energía. Por ende, para minimizar este riesgo, se debe procurar ajustar, en la medida de lo posible, el procedimiento de conexión y las definiciones técnicas a lo que hoy está especificado en la normativa. En este ámbito hay un espacio claro para mejoras regulatorias y de procesos a través de la SEC y la Comisión Nacional de Energía. También hay un espacio importante de coordinación de los inversionistas a través de la Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas (Apemec).

Por Systep, consultora chilena altamente especializada en el campo de los estudios técnicos y económicos del sector energético.