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4.4 El marco regulatorio para las ERNC

El marco normativo del sector eléctrico chileno, cuyos hitos principales, en relación a las ERNC, se detallan en la Figura 20 y en el Anexo 1, en su origen no realizó una distinción normativa para las energías renovables no convencionales.

Sin embargo, las modificaciones de la LGSE, oficializadas en marzo de 2004 mediante la Ley 19.940, modificaron un conjunto de aspectos del mercado de generación eléctrica que afecta a todos los medios de generación, introduciendo elementos especialmente aplicados a las ERNC. Se abre el mercado spot y se asegura el derecho a conexión a las redes de distribución a pequeñas centrales, tamaño en el que normalmente se encuentran muchas ERNC, con lo que aumentan las opciones de comercialización de la energía y potencia de dichas centrales.

Adicionalmente, se establece una exención de pago de peajes por el sistema de transmisión troncal [38] para los MGNC (con un tratamiento diferenciado para unidades menores a 9 MW de las mayores a 9 MW y hasta 20 MW). Al respecto, cabe mencionar que para aquellas unidades con potencia entre 9 y 20 MW, la exención de peajes se determina mediante un ajuste proporcional, siendo completa (100%) para 9 MW y nula para medios de generación con 20 MW o más. La Figura 21 muestra la aplicación de este esquema. Lo anterior, junto con ser un beneficio para esas fuentes, es un reconocimiento de una externalidad positiva debido al bajo impacto que ellas tendrán sobre los sistemas de transmisión y sobre las inversiones asociadas a su ampliación.


Es importante señalar que de acuerdo a las modificaciones realizadas por la Ley 20.936 de 2016, a partir del 1 de enero de 2019 a las nuevas inyecciones (asociadas a contratos posteriores a la entrada en vigencia de la Ley) se les eximirá del pago de peajes de transmisión. Por otra parte, las inyecciones asociadas a contratos celebrados con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente ley, se les aplicará un sistema de remuneración similar al antiguo. La Sección 6.3 del libro explica con mayor detalle el pago de peajes de los generadores bajos estas condiciones.

Como se discute en las secciones 3.3 y 3.4 d, un proyecto ERNC en el mercado mayorista puede acceder a los mercados spot y de contratos según sea el caso. Es importante señalar que las transacciones en el mercado spot y contratos son de carácter financiero y no físico. Esto quiere decir que el despacho físico de las unidades se guía principalmente por la minimización de los costos de operación del sistema para un nivel de seguridad dado y no por los contratos de suministro establecidos entre las partes. No obstante, para dar una mayor claridad sobre el despacho de unidades y valorización de las transferencias se describe brevemente el despacho de las unidades y posteriormente se presenta el balance comercial general de generadores ERNC.

El despacho de unidades de generación en el sistema eléctrico es realizado por el Coordinador, que a través de herramientas de optimización determina la operación a mínimo costo del sistema. De esta optimización se determina, además del despacho de cada unidad, el costo marginal por hora (precio spot) para cada barra del sistema.

Para una hora determinada, el pool establece una operación económica del sistema, que da lugar a costos marginales en las barras de inyección y retiro del sistema. En su versión más simple, la operación económica del sistema se alcanza despachando las unidades de generación en orden creciente de costo variable de generación, hasta poder cubrir la demanda requerida en una hora determinada. De esta forma, las unidades de costo variable nulo o bajo son despachadas primero. A este tipo de generación, común entre las energías renovables (hidráulicas de pasada, solar, eólicas, etc.), se le denomina unidades de generación en base. La Figura 22 muestra la relación entre costos variables crecientes de generación por tecnología y la demanda agregada del sistema. A mayor demanda, el costo variable de generación del sistema sube a medida que se requieren utilizar tecnologías más caras.

Para un generador ERNC que participa de las transferencias de energía y potencia en el sistema eléctrico, el balance comercial está compuesto por: sus inyecciones y retiros en el mercado spot, ventas de energía y potencia según sus contratos de suministro, sus ventas del atributo ERNC (sin embargo, dado que actualmente hay una gran oferta de proyectos ERNC que sobrepasan la cuota establecida por la Ley 20.257, el atributo ERNC no tiene gran valor en el mercado), sus costos de generación fijos y variables, y otros pagos que pueden corresponder a los peajes y el pago por servicios complementarios. Cabe notar que el pago de peajes es eliminado por la nueva Ley 20.936 de 2016. Para mayor información refiérase a la sección 2.4.2. La siguiente expresión representa, de manera simplificada, el balance comercial de un generador ERNC.

Un generador ERNC también puede tener ingresos por prestar servicios complementarios. El cual de acuerdo con el nuevo reglamento (D.S. N°113 de 2017) se remunerará de acuerdo con el valor adjudicado en la subasta o licitación. En el caso, de los servicios que deban ser prestados y/o instalados directamente serán valorizados y remunerados según un Estudio de Costos realizado por el Coordinador.