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Hace unos meses explicamos la decisión del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) de dar inicio a un Expediente de Recomendación Normativa a solicitud de cinco empresas hidroeléctricas (Rol N° ERN 27-21).
Las empresas Hidromaule S.A., Duqueco SpA, Energía Coyanco S.A., Besalco Energía Renovable S.A. y Trans Antaric Energía S.A. solicitaron al Tribunal recomendar al Ejecutivo la modificación del Decreto Supremo N° 88 del Ministerio de Energía, que contiene el Reglamento para Medios de Generación de Pequeña Escala, en aquella parte en que hace referencia al “mecanismo de estabilización de precios” aplicable a dichos medios de generación.
En síntesis, como su nombre lo indica, este mecanismo busca “estabilizar” los ingresos recibidos por las generadoras más pequeñas, sustituyendo como referencia el precio igualado al costo marginal de la energía por otro precio que se calcula cada seis meses por la autoridad y que igualmente tiende a proyectar el costo marginal, pero a largo plazo.
El año 2004, la Ley N°19.940 (denominada “Ley Corta 1”), cuyo objetivo fue el fomento de los pequeños generadores renovables, introdujo en la Ley General de Servicios Eléctricos el artículo 149. Esta norma permite a los generadores con excedentes de no más de 9.000 kilowatts (pequeños medios de generación o “PMG”), optar entre vender su energía y potencia en el mercado de energía spot (al que hasta ese entonces no tenían acceso) al costo marginal instantáneo, que constituye la regla general para todas las generadores, o bien, a un precio estabilizado.
La razón de política pública tras el otorgamiento de la opción a pequeños generadores de acogerse al mecanismo de estabilización de precios surge “como una forma de permitir a pequeños proyectos la venta de su energía sin sujetarse a los vaivenes propios del mercado spot, en el entendido de que tales proyectos requerían de este mecanismo especial para poder facilitar su financiamiento” (Mardones, 2019).
Es decir, el mecanismo de estabilización buscaba reducir la incertidumbre financiera para los PMG (a la que no están sometidas las grandes generadoras, que pactan contratos de suministro por grandes unidades de consumo), y con ello aumentar su entrada al mercado de generación y diversificar la matriz energética del país. Sumado a esto, se atribuía a los PMG un conjunto de externalidades positivas para el sistema en su conjunto, tales como una mayor relación con tecnologías limpias y amigables con el medioambiente, una reducción de costos de la energía al tener una estructura atomizada que pudiera situarse cerca de los centros de consumo y reducir el desembolso en peajes de transmisión, mejoras en las redes de distribución en el caso de los PMGD, etc.
El artículo 149 estableció que un reglamento fijaría el mecanismo de estabilización de precios a utilizar. Así, dos años después de promulgada la Ley Corta I, el Ministerio de Energía publicó el primer reglamento aplicable a los pequeños medios de generación: el Decreto Supremo Nº 244/2006.
Dicho reglamento definió que el precio estabilizado para pequeñas generadoras correspondería al Precio de Nudo de Corto Plazo (PNCP) de energía y potencia, calculado semestralmente por la Comisión Nacional de Energía (CNE). Dada su forma de cálculo, el PNCP tiende a converger con el costo marginal futuro o de largo plazo del sistema.
En caso de optar por el precio estabilizado (en vez del costo marginal instantáneo), el generador queda obligado a vender al PNCP a lo menos durante cuatro años seguidos.
Sin embargo, 15 años más tarde, se estimó necesario perfeccionar esta regulación atendido que el PNCP consiste en un único valor promedio que no refleja las diferentes combinaciones o bloques horarios de operación del sistema. Ello generaba un sesgo a favor de la tecnología de centrales fotovoltaicas, cuyos costos marginales horarios pueden ser cercanos a $0/KWh en las horas de mayor exposición solar.
Así, el 8 de octubre del 2020, el Ministerio de Energía publicó el Decreto Supremo N° 88, que, entre otros cambios relevantes, estableció una nueva metodología de cálculo para los precios estabilizados, a cargo de la CNE, y que se desagrega en seis bloques horarios por día. A pesar de este cambio, la normativa mantuvo las bases esenciales del anterior mecanismo.
¿Qué solicitan las hidroeléctricas?
A juicio de las solicitantes, el actual Reglamento fijaría un precio estabilizado que distorsionaría el proceso competitivo al aumentarle el costo a un subconjunto de generadores y, en último término, a los consumidores de energía eléctrica.
Ello, puesto que el artículo 14 del DS N°88 establece que, “Para el caso de los Medios de generación de pequeña escala que se encuentren acogidos al régimen de precio estabilizado, la diferencia entre la valorización de las inyecciones del Medio de generación de pequeña escala a precio estabilizado y al costo marginal correspondiente, será asignada por el Coordinador a prorrata de los retiros de energía del sistema eléctrico, entre quienes efectúen retiros, en conformidad con la normativa vigente”.
Para entender esto, es necesario explicar cómo funciona el mercado spot de generación. En Chile, las empresas generadoras que no son PMG suelen pactar contratos de suministro con diversos clientes. Cuando las generadoras “inyectan” energía al sistema que supera los retiros contratados por sus clientes, se consideran excedentarias y, por tanto, son remuneradas por dicha diferencia por el resto de las generadoras. En el caso contrario, cuando las generadoras no son capaces de abastecer con inyecciones propias la energía comprometida en sus contratos, ellas se consideran deficitarias y tienen la obligación de pagar esta diferencia. Bajo este sistema, no pueden existir saldos de energía que no sean cargados a ninguna generadora.
Atendido el funcionamiento del sistema, cuando el precio estabilizado al que las PMG venden energía al sistema es mayor al costo marginal o spot, esta diferencia es absorbida por el resto de las generadoras que retiran energía del sistema y que no se acogen al mecanismo de estabilización de precios, a prorrata de sus retiros.
Es este diferencial que en último término sería absorbido por las generadoras que no se acogen al mecanismo de estabilización el que busca ser modificado por las solicitantes.
En específico, dichas empresas buscan que se modifique el mencionado artículo 14 y otras disposiciones relacionadas, ya que consideran que el tratamiento que el DS Nº 88 da al mecanismo de estabilización de precios “asigna a las empresas generadoras competidoras que no se acogen a dicho mecanismo el pago del costo de él. En circunstancias que la LGSE en caso alguno considera un precio especial o distinto para los Medios de Generación a Pequeña Escala, ni un mecanismo que puede constituir de facto un subsidio para ellos”. Lo anterior, indican, tiene como consecuencia un aumento del precio final a los consumidores (ver con mayor detalle el contenido de la solicitud en Nota CeCo, aquí).
Por resolución de fecha 8 de abril de 2021, el TDLC estimó que los antecedentes aportados por las solicitantes fueron idóneos para dar inicio a un expediente de recomendación normativa, por lo que resolvió iniciarlo.
En base a la información recolectada en su Investigación Rol N° 2654-21, la autoridad entregó diversos antecedentes que descartarían que el mecanismo de estabilización de precios esté afectando de modo relevante la dinámica competitiva del mercado.
Sin embargo, la opinión de las empresas solicitantes contrasta con las conclusiones a las que llegó la Fiscalía Nacional Económica (FNE) y que fueron vertidas en su escrito de aporte de antecedentes el mes de julio.
En base a la información recolectada en su Investigación Rol N° 2654-21, la autoridad entregó diversos antecedentes que descartarían que el mecanismo de estabilización de precios esté afectando de modo relevante la dinámica competitiva del mercado.
Una primera cuestión que destacó la FNE es el carácter bidireccional del sistema de estabilización de precios. Es decir, este efectivamente implica que la diferencia entre el precio estabilizado y el precio marginal, cuando el primero es mayor que el segundo, afecta a las generadoras que venden a precio spot. Sin embargo, cuando el precio estabilizado es menor al precio marginal, son las pequeñas generadoras que optaron por el mecanismo de estabilización las que cubren esta diferencia, puesto que estas siguen recibiendo el precio estabilizado (menor al costo marginal), favoreciendo al resto de las generadoras, a prorrata de sus retiros.
En la práctica, la FNE observó que hasta el año 2015 los costos marginales estuvieron permanentemente por sobre el precio estabilizado. Sin embargo, a partir de ese año, que estuvo marcado por el inicio de las licitaciones para el suministro a clientes regulados y la disminución de costos de ciertas tecnologías de energía, los costos marginales con el precio estabilizado se tendieron a acercar. Ello implicó que de allí en adelante se volviese atractivo el mecanismo de estabilización para las PMG.
En este contexto, y considerando el mencionado carácter bidireccional del sistema, la FNE encontró que, si bien en los últimos años hubo una tendencia a precios estabilizados mayores a los costos marginales, también hubo periodos en que se dio el fenómeno contrario.
Fuente: Aporte de antecedentes de la FNE, p. 17
De acuerdo a la FNE, entonces, “no existe ninguna garantía o tendencia permanente para las PMG de obtener mayores ingresos por acogerse al mecanismo de estabilización de precios versus los que les corresponderían en caso de optar por valorizar su energía a costo marginal”.
Además, aunque la Fiscalía observó un incremento leve en el nivel de compensación que han debido soportar las generadoras a favor de las PMG en los meses de octubre y noviembre de 2020, considerado de modo individual estas compensaciones serían marginales.
Otra cuestión relevante del análisis de la FNE es su evaluación al impacto que tuvo el mecanismo de estabilización de precios en la entrada de PMG al mercado, que, recordemos, era la principal finalidad tras su implementación. Sobre este punto, el organismo obtuvo interesantes resultados: la entrada de PMG en el segmento de generación pasó de 240 centrales en 2018 a 393 en 2020, lo que representa un incremento de un 64%, casi duplicando la potencia instalada en el mismo periodo. Además, casi la totalidad de ese incremento corresponde a centrales adscritas al mecanismo de estabilización de precios, “lo que refleja la importancia de este mecanismo como un posible facilitador o incentivo a la entrada de nuevos actores en el mercado (y, en mayor medida, de nuevos actores en el mercado de la energía fotovoltaica) a partir del año 2015”, según advirtió la Fiscalía.
Es decir, para la FNE, el mecanismo estabilización ha contribuido -junto con otros factores- a favorecer la entrada de PMG al sistema, cumpliendo así el objetivo de política pública primario para el que fue diseñado.
Por otro lado, el organismo destacó que desde un inicio el mecanismo de estabilización de precios ha contenido límites para evitar su uso estratégico por parte de los PMG, a través del plazo de cuatro años de permanencia mínima para cualquier régimen que se escoja. Este plazo evita que los PMG puedan cambiarse de régimen en cuanto puedan predecir cambios en la tendencia del precio estabilizado en comparación al costo marginal.
Considerando estos antecedentes, la Fiscalía afirmó que “no hay ni justificación ni un interés público comprometido que amerite emitir una recomendación normativa en esta materia”.
Con todo, la FNE advirtió que sí existe un eventual riesgo de que las proyecciones del PNCP que efectúe la autoridad sectorial vuelvan a distanciarse de los costos marginales, tal como sucedía antes del 2015. Este fenómeno podría afectar los incentivos de los PMG para adscribirse al mecanismo de estabilización de precios, e impactar en el resto de las generadoras que deben asumir o recibir una compensación dependiendo de los diferenciales entre costo marginal y precio estabilizado.
Más allá de esta advertencia (que no cambió su conclusión final), la opinión de la FNE parece alinearse con una deferencia al criterio técnico de la CNE y el Ministerio de Energía al definir estas materias.
De hecho, una de los argumentos que presentó el organismo para desestimar la necesidad de una recomendación normativa fue justamente que el proceso de evaluación normativa desarrollado por el Ministerio de Energía (que finalizó con el actual DS N° 88/20) contó con diversas instancias públicas y participativas para obtener la opinión de los interesados en la industria.
Cabe destacar que, en su aporte de antecedentes, la Fiscalía también aprovechó de delinear lo que a su juicio serían los límites del procedimiento de recomendación normativa que se tramita ante el TDLC.
Para la FNE, un Expediente de Recomendación Normativa no sería la instancia idónea para abordar posibles discusiones acerca de la constitucionalidad y/o legalidad del mecanismo de estabilización de precios para PMG. “Evaluar tales aspectos podría convertir la instancia de recomendaciones normativas solicitadas a este H. Tribunal en un proceso de revisión general acerca del mérito y oportunidad de numerosas decisiones reglamentarias adoptadas por la Administración del Estado, independiente de si éstas tienen efectivamente un contenido de promoción de la libre competencia, lo que excede el alcance del D.L. N° 211 y las atribuciones de su institucionalidad” – advirtió el organismo.
El último punto advertido por la FNE converge con la opinión sostenida por el Ministerio de Energía en el procedimiento. Según dicha cartera, las alegaciones de las solicitantes dirían más bien relación con un cuestionamiento acerca de la legalidad del DS N° 88/2019, sin que se trate en definitiva de un problema de libre competencia. Es más, el Ministerio resaltó que la legalidad de la actual normativa fue latamente analizada y visada por la Contraloría General de la República, en el marco del trámite de toma de razón del mencionado decreto.
Representantes de las solicitantes: Mario Bravo y Gabriel Matías Trafilaf (Estudio Bravo).
Solicitud de ERN (Rol N° ERN 27-21)
Aporte de antecedentes FNE (Rol N° ERN 27-21)
