El gobierno de Ecuador modificó las reglas para desarrollar nueva generación privada. Mediante el Decreto Ejecutivo N° 515 estableció un régimen simplificado para proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) de hasta 100 MW, reguló el almacenamiento y sumó nuevas condiciones para financiamiento, autogeneración y expansión de redes.
La norma prioriza la obtención de títulos habilitantes para proyectos de hasta 100 MW que incorporen almacenamiento y redes de interconexión. Mientras que los desarrollos que superen ese umbral deberán atravesar Procesos Públicos de Selección (PPS), sin posibilidad de fraccionarse para evitar ese procedimiento.
El paquete promulgado por la presidencia de Daniel Noboa también toca uno de los puntos más sensibles para el capital privado: generadores, transmisores y prestadores privados de almacenamiento tendrán prioridad de cobro en los fideicomisos alimentados por la recaudación del usuario final. A esto se suman Acuerdos Directos con acreedores y mecanismos de ajuste económico.
Asimismo, en materia operativa, las centrales renovables de hasta 10 MW tendrán despacho preferente. Pero las que superen esa potencia y no excedan los 100 MW quedarán bajo despacho centralizado de CENACE.
En tanto que para desarrollos de entre 10 y 100 MW adjudicados mediante delegación directa, el componente de operación y mantenimiento del precio preferente podrá actualizarse con índices internacionales de inflación.
Esta reforma llega con una necesidad concreta de capacidad en el que desde el Ejecutivo se planteó la búsqueda de incorporar 1250 MW renovables, dado el déficit de generación cercano a 1000 MW y la proyección creciente de demanda (200 - 300 MW por año).
Incluso, esta modificación normativa ya había sido anticipada por Energía Estratégica a principios de junio del presente año, como parte de una estrategia más amplia para incorporar capital privado en un sector que durante décadas estuvo dominado por el Estado.
En aquel entonces se anticipó que se activaría un fideicomiso a partir de noviembre para las inversiones, a la espera de lo que pudiera suceder con las convocatorias para añadir 1250 MW de capacidad.
¿Cuáles son otros impactos de la reforma eléctrica?
La normativa estipula nuevos requisitos para competir, siendo que el Estudio de Impacto Ambiental y la licencia ambiental no serán necesarios para adjudicar un PPS. Esas exigencias pasarán a la instancia de firma del título habilitante o podrán establecerse como condición precedente.
Las instalaciones renovables de hasta 100 MW, además, quedan excluidas de la reversión gratuita de bienes al Estado bajo las condiciones establecidas en la regulación.
Los emprendimientos privados que no figuren en el Plan Maestro de Electricidad podrán solicitar un Certificado de Calificación y reservar el recurso y el área durante la etapa de estudios.
La exclusividad tendrá una duración de hasta 18 meses, ampliable a 36 meses para geotermia. La garantía bancaria será equivalente a 20 salarios básicos unificados para instalaciones de hasta 10 MW y 40 para aquellas ubicadas entre 10 y 100 MW.
Por encima de ese umbral, la lógica cambia: todo desarrollo de generación superior a 100 MW deberá someterse a un Proceso Público de Selección. La misma vía competitiva aplicará a proyectos de renovables, almacenamiento y servicios complementarios incorporados en el Plan Maestro de Electricidad.
Los adjudicatarios podrán respaldar sus ingresos mediante contratos de compraventa de energía de largo plazo con el precio ofertado en el proceso.
Y cuando se trate de iniciativas privadas calificadas de interés público y añadidas luego al Plan Maestro, el Ministerio rector dispondrá de tres meses para convocar el PPS, una vez entregados los estudios correspondientes y obtenido el dictamen favorable del Ministerio de Finanzas.
El Decreto No. 515 suma además herramientas específicas para financistas. Entre ellas aparece el Acuerdo Directo entre el Ministerio, el concesionario y los acreedores, que permite recibir notificaciones, subsanar incumplimientos o sustituir al operador antes de una eventual caducidad.
Si esa sustitución se produce bajo las condiciones contractuales, no será necesario convocar un nuevo PPS.
La reforma modifica también la prelación de pagos. Los fideicomisos constituidos con la recaudación de los usuarios finales deberán ubicar en primer orden a generadores privados, transmisores y prestadores privados de almacenamiento, además de actores vinculados a alianzas estratégicas.
El almacenamiento pasa además a tener reconocimiento explícito dentro de la arquitectura sectorial, gracias a que la norma incorpora sistemas de storage y servicios complementarios, entre ellos regulación de frecuencia, control de voltaje, reservas y arranque en negro.
Mientras que por el lado de la autogeneración se estableció que se podrá inyectar y comercializar excedentes sin limitación de volumen hacia la demanda regulada y grandes consumidores, bajo las condiciones aplicables.
Cuando esa producción provenga de ERNC, las ventas a la demanda regulada contarán con condiciones preferentes de precio y plazo determinadas por la Agencia de Regulación y Control de Electricidad.
Los consumidores sujetos a tarifa de alto voltaje dispondrán de 18 meses para implementar sistemas propios de generación, con excepciones para determinados servicios públicos y sociales.
Asimismo, los nuevos proyectos petroleros y mineros tendrán obligaciones adicionales. ¿Por qué? Aquellos cuya demanda supere los 10 MW deberán autogenerar el 100% de sus requerimientos, mientras los de menor escala podrán utilizar esquemas graduales de autoabastecimiento.
Distritos Autónomos Energéticos y redes privadas ganan espacio
El Decreto N°. 515 también crea los Distritos Autónomos Energéticos, una figura que permitirá integrar generación, almacenamiento, redes locales, alumbrado y estaciones de carga dentro de un área delimitada.
Podrán constituirlos actores privados, mixtos o de la economía popular y solidaria y serán reconocidos como participantes mayoristas del sector, con posible extensión de título habilitante hasta 40 años.
Las modalidades admitidas incluyen abastecimiento local, remoto o combinado. En esquemas exclusivamente locales, los retiros anuales desde el sistema no podrán superar los excedentes previamente inyectados.
Si existe déficit neto, el distrito deberá compensar el volumen adicional al mayor costo horario registrado durante el año, bajo la advertencia que dos incumplimientos consecutivos podrán derivar en la caducidad de la habilitación.
Por otra parte, la expansión de redes incorpora capital privado, siempre y cuando una distribuidora no pueda ejecutar infraestructura necesaria para atender nueva demanda. Y la recuperación de la inversión podrá canalizarse a través de la factura eléctrica, con un límite equivalente al 50% del monto total facturado en cada período de consumo.
Con este paquete, Ecuador modifica simultáneamente las reglas de habilitación, contratación, despacho, financiamiento, autogeneración, almacenamiento y redes, con un esquema diferenciado hasta y por encima de 100 MW.