1.1 Motivación y justificación
El cambio estructural observado a escala mundial en la propiedad y manejo de la industria eléctrica, ha tomado especial fuerza a partir de la segunda mitad de la década de 1990. Chile fue un país pionero en introducir libre competencia en el segmento de generación y en la separación de las funciones de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica. En el año 1982 se promulga el DFL N°1/1982, Ley que introduce la competencia y privatización del sector eléctrico chileno. Se establece un modelo de operación a mínimo costo global, y se fomenta que las empresas de generación puedan suscribir libremente contratos de abastecimiento con clientes libres y las empresas distribuidoras, que suministran a los clientes regulados.
Por más de 20 años, el mercado eléctrico chileno fue perfeccionado a través de la creación de reglamentos y normas, situación que comienza a cambiar cuando Chile enfrenta una importante crisis energética, que en el tiempo combina diversas condiciones, incluyendo las restricciones de suministro de gas natural argentino, una importante sequía que limita los aportes de plantas hidroeléctricas, ralentizamiento de las inversiones en el sector, etc. De esta forma, los cambios a la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), oficializados en marzo de 2004, mediante la Ley 19.940, modifican un conjunto de aspectos de dicho mercado que afectan a todos los medios de generación, introduciendo además elementos especialmente aplicables a las Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Cabe destacar la posibilidad por parte de los pequeños medios de generación de participar en el mercado eléctrico, y la exención parcial o total del peaje de los sistemas de transmisión para ERNC de pequeña escala.
Asimismo, el 1 de abril de 2008 entró en vigencia la Ley 20.257, que establece la obligación para las empresas eléctricas que efectúan ventas de energía a clientes finales de acreditar que un porcentaje de la energía comercializada provenga de ERNC. Esto establece un aumento progresivo de la participación ERNC hasta llegar a un 10% en el año 2024. Esta obligación fue incrementada el año 2012, a través de la Ley 20.698, estableciendo una nueva obligación ERNC de 20% para el año 2025. La empresa eléctrica que no acredite el cumplimiento de esta obligación, debe pagar un cargo por cada megawatt-hora de déficit respecto de su obligación, lo que en la práctica reforzó rápidamente el interés por la búsqueda y el desarrollo de proyectos ERNC costo-efectivos.
Más allá de la misma regulación, uno de los procesos inéditos que ha impulsado el desarrollo del sector fue realizado el año 2014 y consistió en un proceso de planificación participativa para la política energética de largo plazo denominado Energía 2050, proceso que se extendió por más de 18 meses con importante impacto nacional. Como parte de este proceso se realizaron diversas instancias de discusión y se formó un Comité Consultivo compuesto por diferentes actores tanto del sector público como privado y de la academia. Como resultado, se establecieron 34 lineamientos estratégicos con su respectivo plan de acción, tanto para el año 2030 como para el 2050, generando una política y hoja de ruta inédita en el país. En el ámbito de las energías renovables, se estableció una de las metas más radicales, para el año 2035 alcanzar al menos que un 60% de la generación eléctrica nacional provenga de fuentes renovables y para el año 2050 este valor aumente a un 70%. A continuación, se presenta un resumen de estas y otras metas establecidas en el proceso de planificación participativa en la Figura 1.
Nuevamente en el ámbito de la regulación, el año 2014 entró en vigencia la Ley 20.571 que reguló el pago de las tarifas eléctricas de generadores en instalaciones de clientes regulados y con ello habilitó la generación distribuida. Esta Ley es conocida como Ley de Facturación Neta o Netbilling o Generación Distribuida o Generación Residencial y ha permitido la instalación de proyectos de autoabastecimiento con la posibilidad de inyección de sus excedentes a la red, recibiendo una remuneración por los mismos. Con la Ley 21.118 de 2018, el límite de potencia de los proyectos aumentó de 100 a 300 kW.
En los años 2015 y 2016 se han aprobado y entrado en vigencia nuevas leyes de gran relevancia para el sector eléctrico nacional. La Ley 20.805 perfecciona el sistema de licitaciones de suministro eléctrico para clientes sujetos a regulaciones de precios han mejorado considerablemente la competencia en estas licitaciones. También, han disminuido las barreras que tenían los proyectos de energías renovables para participar, permitiéndoles concentrar sus ofertas en los bloques donde efectivamente tienen su recurso disponible y con ello empujando los precios ofertados a la baja.
Por otro lado, la Ley 20.936, que establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del SEN, promulgada en julio de 2016, introduce cambios estructurales que modifican la expansión, planificación, remuneración de la transmisión, proveyendo una red de transmisión robusta, con gran capacidad de integración de proyectos ERNC a lo largo del país. Establece también la figura empoderada y los lineamientos del funcionamiento del Coordinador Eléctrico Nacional como un organismo técnico e independiente encargado de la coordinación de la operación del conjunto de las instalaciones del SEN, reemplazando a los antiguos Centros de Despacho Económico de Carga (CDECs), agregándole nuevas funciones, atribuciones y obligaciones.
Cabe mencionar los últimos compromisos anunciados por el Ministerio de Energía que incentivan la integración de ERNC. Entre estos, el acuerdo que firmaron las empresas propietarias de las centrales termoeléctricas a carbón, quienes se comprometieron al término del desarrollo de nuevas centrales a carbón en el país que no cuenten con sistemas de captura de carbón y el establecimiento de una Mesa de Trabajo cada cinco años, que analizará los efectos del retiro y/o reconversión de unidades a carbón sobre la seguridad y la eficiencia económica del SEN, la actividad económica local y los aspectos medioambientales que tengan incidencia. Posterior a la primera Mesa y producto de las negociaciones del Ministerio con las empresas termoeléctricas a carbón, en junio de 2019 se acordó un cronograma de retiro y/o reconversión de 8 unidades a carbón al 2024, y el retiro total de las unidades existentes al año 2040. Tras dicho anuncio se adelantó el cierre de algunas unidades, además de sumarse 7 nuevas unidades al cronograma y la reconversión de 3 unidades más al 2025.
Por otro lado, en septiembre de 2020, el Ministerio de Energía junto con la CNE lanzó la Estrategia de Flexibilidad, la cual define los lineamientos para las modificaciones del marco regulatorio de manera que se aborden los nuevos desafíos operacionales que enfrentará el SEN con la integración masiva de los proyectos ERNC.
También, en noviembre de 2020 se lanzó a consulta pública la estrategia nacional de hidrógeno verde, la cual es una política de largo plazo que establece las ambiciones para crear una nueva industria de hidrógeno a partir de energías renovables.
Los compromisos, leyes, reglamentos y normas asociadas a estos cambios se traducen en señales de precio y cambios fundamentales en los modelos de negocio para las ERNC. Estos cambios han sido captados rápidamente por los tomadores de decisiones en el mercado eléctrico y en especial por los inversionistas de proyectos ERNC, tanto los que están actualmente presentes en el mercado eléctrico nacional, como los nuevos inversionistas nacionales e internacionales. Lo anterior se ha manifestado en un proceso dinámico de desarrollo de proyectos ERNC en los sistemas eléctricos nacionales, por lo cual se ha dado un desarrollo explosivo de proyectos ERNC, alzando a Chile como un líder en Latinoamérica en el desarrollo de proyectos de este tipo de tecnologías, especialmente en energía solar fotovoltaica y energía eólica.
