Casi 435 PMGD se han declarado o están en proceso de declararse en construcción, por alrededor de 2,5 GW.

Los emprendimientos quieren acogerse a precio estabilizado que propone el Decreto Supremo 88 (que supone mayor rentabilidad para proyectos solares respecto al nuevo esquema de bandas horarias) y, para ello, la Comisión Nacional de Energía (CNE) tendrá tiempo hasta octubre para analizar todos esos emprendimientos.

Se trata de todo un desafío al que se le suman demoras de organismos del Gobierno asociados a la permisología de los proyectos de energía, como Vialidad, CONAF, SEA, entre otros, que impide que los proyectos de generación puedan avanzar y esto frente a un escenario de estrechez energética sin precedentes y a un compromiso de llegar a una matriz 100% renovable.

Pero a esta dificultad, se le agregan otras. Por un lado, a nivel de distribución, los alimentadores están saturados a las horas de sol.

Según fuentes de la industria, las obras adicionales de distribuidoras comienzan a atrasarse lo que redunda en impactos en la generación, como recortes por ‘prorrata de potencia’, que consiste en limitar la inyección de las centrales, lo que afecta su rentabilidad y, por ende, a nuevas inversiones.

Algo similar está sucediendo a nivel de transmisión. Las subestaciones también están saturadas y se necesitan ampliaciones para que todos los PMGD que hay puedan despachar su energía.

Hoy en día hay PMGD que están completamente listos desde hace meses, pero no puedan inyectar debido a la falta de capacidad en distribución o transmisión.

En diálogo con Energía Estratégica, Katherine Hoelck, experta en energía y presidenta de CIGRE Chile, indica que una forma de que se resuelva este atolladero es que se apruebe un marco regulatorio que incorpore el almacenamiento a partir de baterías.

“Al incorporar almacenamiento se puede inyectar menos a las horas de sol, reservar eso para la noche donde hay más holgura para que se pueda inyectar y cuando más lo necesita el sistema. Una manera de descongestionar redes y subestaciones es con almacenamiento”, resalta la Ingeniera Civil Eléctrica.

Uno de los principales aspectos a los que apunta tiene que ver con la remuneración. “Un inversionista no sabe cuánto va a ganar. La evaluación completa no la pueden hacer porque no sabes de cuánto será el pago por potencia” de un proyecto con baterías, indica Hoelck.

Tampoco existe una norma que les indique a las distribuidoras cómo incluir el almacenamiento en los estudios, tema que se abarcará en detalle en la actualización de la NTCO de PMGD que hoy se encuentra en

“A mi juicio, la solución es sacar toda la regulación asociada a almacenamiento. Porque si se tienen claras todas las reglas de juego, todos los PMGD que necesitan obras adicionales podrían gestionar su inyección, volcando un porcentaje en horas de sol y otro durante la noche”, destaca Hoelck.

Y argumenta: “Entonces no se necesitaría hacer el mismo refuerzo de red porque se inyectaría en horarios distintos. Lo mismo ocurriría con la congestión en transmisión, descongestionándose”.

“La solución a todo esto es que toda la regulación vinculada al almacenamiento salga cuanto antes”, concluye.