El objetivo de la Ley de Generación Distribuida es que las personas puedan autoproducir la energía que requieren sin tener que desconectarse de la red de distribución, ya que esta se necesita tanto para complementar su producción como también para usarla como una batería de almacenamiento de la energía autoproducida que en algún momento no se alcanza a consumir.
Así, durante la tramitación de dicha ley, se estableció el tope de 100kW con el objetivo de limitar la posibilidad de que las personas utilizaran la ley con un fin distinto al autoconsumo, como por ejemplo, hacer un negocio de comercialización de energía.
No obstante, desde el momento en que la ley fue aprobada llegaron las críticas. “El Net Billing en Chile no es satisfactorio. En primer lugar porque inicialmente no tuvo reglamento y eso llevó a un retraso importante en su aplicación y además porque los casos de negocio son bastante marginales, ya que la inversión se recupera recién a los 5 o 6 años”, manifestó Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera).
Además, había algo en la ley que estaba frenando el asentamiento de esta tecnología en el país y era la limitante de la potencia instalada. “Para clientes residenciales o pequeños comerciales los 100 kW son suficientes, pero hay muchos potenciales clientes comerciales e industriales, y también públicos como por ejemplo hospitales, cuya potencia conectada es mucho mayor. Estos usuarios se ven muy limitados con este tope ya que no pueden aprovechar del todo los beneficios de la energía solar”, afirma Gabriel Neumeyer, presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol).
Así, algunas empresas debían limitar el tamaño de los proyectos para no exceder los 100 kW y otras diseñaban proyectos más grandes, pero asegurando que nunca inyectarían excedentes en la red. En otros casos las empresas desarrollaron proyectos para el autoconsumo superiores a 100 kW, pero sin estar acogidos a la ley 20.571, sino que a otra modalidad más compleja que requiere participar del mercado eléctrico. Estos son los Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD).
Los PMGD «están referidos a los medios de generación cuyos excedentes de potencia son menores o iguales a 9 MW, conectados a redes de media tensión de una empresa de distribución, o a instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público», según la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
“Para proyectos de algunos pocos cientos de kW que inyectan esporádicamente excedentes de energía a la red esto es un desincentivo. En el peor de los casos, el límite de 100 kW podía traducirse en un aporte menor a la reducción de la cuenta eléctrica”, explica Christian Santana, jefe de la División de Energías Renovables del Ministerio de Energía.
Necesidad de modificar la ley
Desde el Ministerio de Energía aseguran que vieron un creciente interés de las empresas en desarrollar proyectos sobre 100kW, quienes estaban haciendo menos eficientes sus diseños sólo para ajustarse a este límite. Si bien aproximadamente el 80% del sistema está en hogares residenciales, aun cuando la ley limita el tamaño a 100 kW, los proyectos no residenciales suman más de 9 MW, cuando la potencia total instalada es de casi 13 MW. Es decir, concentran la capacidad instalada.
Por ello, la Comisión de Energía del Senado aprobó la idea de modificar la ley y propuso una potencia máxima instalada de 300 kW. “Con esto el panorama cambia. Se aumenta el número de clientes potenciales que podrían llegar a beneficiarse con el Net Billing”, determina Finat.
“El límite de 300 kW, propuesto por los senadores que promueven este cambio, nos parece adecuado”, declararon desde el ministerio, pero Acesol considera que un límite justo debería alcanzar como mínimo los 500 kW por empalme, lo cual ayudaría a que haya mayor crecimiento y oportunidades, especialmente para consumidores eléctricos del sector público, la industria y el comercio. “El aumento a 300kW si bien no aprovecha todo el potencial, de todos modos ya sería una gran mejora”, concluye Neumeyer, añadiendo que la restricción debería ser netamente técnica y no limitantes impuestas por la ley.
Desde el Ministerio de Energía han ido siguiendo la evolución de las empresas de servicios energéticos especializadas en proyectos fotovoltaicos y han identificado al menos 15 de éstas que en conjunto manejan una cartera, ya sea operando, en construcción o por cerrar contratos, superior a los 100 proyectos y cercana a 60 MW de capacidad agregada.
Inversión y recuperación
Según el informe de la SEC, para fines del 2017 se habían declarado 2.076 sistemas. Actualmente, con la modificación a la ley, se espera que este número crezca. Fluxsolar, empresa proveedora de la industria solar, estima que el mercado de Net Billing logrará un crecimiento de aproximadamente 10 MW durante el 2018 y crecerá de forma exponencial en el futuro.
“Analizando los cambios normativos que están cerca de concretarse, puedo pronosticar que los sistemas solares van a penetrar de forma explosiva el mercado de los consumidores comerciales e industriales, permitiéndoles controlar de forma más eficaz sus gastos y generando una mayor seguridad de proyección a futuro mediante la disminución y estabilización de dichos costos”, señaló David Rau, gerente general de Fluxsolar.
Desde luego para los consumidores estas también son buenas noticias, ya que una planta de 300 kW puede tener un periodo de recuperación más corto que una planta de menor tamaño. La recuperación de la inversión depende de varios factores, principalmente de la radiación solar del lugar, la tarifa eléctrica, el costo de los equipos y su instalación. “Actualmente, en muchos casos el periodo de recuperación de la inversión es entre 7 y 9 años”, afirma el presidente de Acesol. Éstos tienen una vida útil superior a 20 años.
Según Fluxsolar, el costo de un equipo Net Billing de 300 kW y llave en mano, cerca de Santiago, tiene un valor aproximado de $180 millones más IVA. En el programa de Techos Solares Públicos que implementan desde el Ministerio de Energía, se han conseguido precios inferiores a 1.000 dólares por kW más IVA.
Cuentas pendientes
La modificación a la ley deja un espacio para otras mejoras que aún no se han considerado. Por ejemplo, uno de los problemas aún sin solución, argumentan desde Acera, es la asimetría de información existente entre las empresas del sector y las distribuidoras. “La distribuidora conoce en detalle dónde está la demanda, qué comportamiento tiene, los niveles socioeconómicos, la disposición a pagar, etc. Y eso lograrlo de manera privada es muy difícil”, comenta su director ejecutivo.
Por otro lado, desde Acera también indican que un aspecto a mejorar son los incentivos de las empresas distribuidoras. “Las distribuidoras tienen que tener un incentivo de promover la energía renovable más que cobrarte más por kW. En la medida que la distribuidora vive del kW que cobra, no hay espacio para la autogeneración”, señala José Ignacio Escobar, presidente de Acera.
A pesar de estos desafíos pendientes, desde el gobierno ven con mucho entusiasmo estos cambios y afirman que potenciarán los proyectos de Net Billing que con relativa timidez se asoman en nuestro país. “Estamos convencidos de que estos cambios dinamizarán aún más los proyectos de generación distribuida en Chile, en particular en el sector comercial, industrial y servicios, incluidas las pymes”, expresó el jefe de la División de Energías Renovables del ministerio.
Otra crítica que se le hace al sistema es por la valorización de las inyecciones de energía. Para aquellos clientes de Net Billing, sus inyecciones son cuantificadas a un precio menor que el de compra, el cual es específicamente equivalente al precio base al cual las empresas distribuidoras venden a sus clientes regulados sin considerar los costos por servicio.
Respecto a eso, desde Acera comentan que podría ser un parámetro a evaluar, pero le restan importancia, dándole mayor énfasis a encontrar nuevos modelos de negocio más que modificar exclusivamente el precio.
