En paralelo con los debates que se han abierto a propósito de los cortes de luz, el alza de precios de la electricidad ha seguido generando una carrera política para reducir sus impactos (incluidos, tal vez, los de tipo electoral). En este sentido, una propuesta popular en el Congreso es la de expandir los subsidios originales asociados al alza de tarifas, para cubrir a varios millones de clientes adicionales. El problema es que Hacienda no desea aumentar los desembolsos fiscales, por lo que el Ministerio de Energía busca fuentes alternativas de recursos. Una de las fórmulas consideradas es reducir el pago que reciben las centrales PMGD (o Pequeños Medios de Generación Distribuidos).

Los PMGD son centrales de hasta 9 MW de potencia que se conectan, no a la red de transmisión, sino directamente a la red de media tensión de una empresa distribuidora. Precisamente, dado que no congestionan la transmisión, hace años se ideó fomentarlas estableciendo un precio estabilizado, para que fuera más fácil que estos proyectos recibieran financiamiento. Este precio es un promedio semestral de los precios esperados de la energía (el precio de nudo de corto plazo) en distintas horas del día. Al ser un promedio, esconde importantes diferencias: por ejemplo, entre las 13:00 y las 16:00 horas, el valor spot de la energía es casi cero debido a la generación fotovoltaica, mientras que llega a US$ 60-70/MWh entre las 21:00 y las 24:00 horas. Pero además, este precio promedio, ya elevado, debe ser ajustado hacia arriba, pues no debe desviarse de los precios del mercado de clientes libres. Así, en junio de 2024, el precio pagado por la energía de las centrales PMGD fue de US$ 68,8/MWh.

Este incentivo ha hecho que más de tres cuartos de la capacidad de los PMGD sea solar: estas centrales son rentables con valores de US$ 30-40/MWh, por lo que los precios estabilizados les ofrecen una rentabilidad extraordinaria. De este modo, pese a que generan cuando la energía tiene un valor casi nulo, igualmente se les paga un precio elevado. El costo lo asume la totalidad de los generadores domésticos y representa parte del denominado costo sistémico. Este subsidio cruzado significó más de US$ 217 millones durante 2023 y será mayor este año. A su vez, las generadoras traspasan estos costos a sus clientes libres, e incluso a los regulados, como en la licitación de suministro de este año.

Aunque esta distorsión debió haberse corregido hace uno o dos años, como lo pedía la mayoría de los actores del sistema (con la evidente excepción de los PMGD), solo se hizo un ajuste recientemente. En virtud de este, las futuras inversiones en PMGD no tienen garantizado el subsidio, con lo que los incentivos a invertir en este sector se reducen. Sin embargo, en marzo de este año se aseguró desde el Ministerio de Energía que las instalaciones existentes y las declaradas en construcción seguirían recibiendo el precio estabilizado.

Esta promesa es la que ahora se desea alterar con el objetivo de acopiar recursos que permitan extender el subsidio eléctrico a más consumidores. La justificación ministerial es que la rentabilidad que reciben estos inversionistas (al menos los PMGD fotovoltaicos) es excesiva. Si bien el argumento tiene cierta fuerza, ha pasado poco tiempo desde la declaración previa de respetar las condiciones para los PMGD existentes. Un segundo aspecto a considerar es que otros tipos de PMGD, como pequeñas inversiones hidráulicas o eólicas, producen electricidad también en horarios en que la energía tiene un valor elevado, por lo que reducir el precio estabilizado podría perjudicarlas, pese a que generan energía valorada por el sistema. Cambiarles las condiciones podría ser injusto, a menos que se haga solo en las horas de mayor radiación.

De cualquier modo, este caso es otro ejemplo de los problemas que generan los subsidios productivos, que tienden a fomentar un exceso de inversiones cuyos beneficios son inferiores a los costos para la sociedad.