Riesgos Horizontales
En la venta de energía a clientes libres, en donde participan generadoras y distribuidoras de energía eléctrica, la FNE realizó un examen estructural, considerando primero todos los contratos de suministro de energía en la totalidad de las áreas geográficas asignadas a concesiones. La variación de índices de concentración no era significativa, ya que la entidad resultante acumulaba solo un 7% de cuota de mercado (25 puntos de HHI).
Dentro de las zonas de concesión de las partes, la investigación arrojó que CGE no traslaparía su oferta de venta de energía en zonas de concesión de las entidades que pertenecían al grupo de SGIDL. A la inversa, SGIDL sí mantendría vigentes contratos con venta de energía a clientes libres en las zonas de concesión de CGE, aunque representarían solo un 2% de la energía suministrada y sumadas ambas, sólo reunirían una cuota de 15%. Nuevamente, el cambio en los índices no arrojó mayores preocupaciones.
En transmisión eléctrica, en transmisión zonal y sobre la competencia por el mercado, la autoridad recalcó el entorno regulatorio específico, que inhibiría la posibilidad de mayores riesgos unilaterales. Adicionalmente, la autoridad revisó los procesos de licitación llevados a cabo por el Coordinador entre 2017 y 2019, para identificar la cercanía competitiva entre las partes, y concluyó que existía escasa cercanía competitiva entre las mismas.
La FNE evaluó de todas formas la cuota de las empresas, siguiendo el análisis estructural, medidas por Valor Anual de Transmisión por Tramo (VATT). También consideró la participación minoritaria de SASAC en Transelec, ya aludida, aplicando la fórmula modificada del índice de concentración (MHHI). Apesar de que el aumento de la concentración resultante sería significativo (variación de 711 y un MHHI de 3.565 puntos), la autoridad estimó que el margen que dejaba la regulación sectorial para afectar variables de la competencia era mínimo.
En transmisión dedicada, la FNE analizó una posible superposición geográfica entre las líneas de las partes, pero los riesgos fueron igualmente descartados, ya que estas rutas no eran paralelas ni compartían localidades cercanas.
En distribución eléctrica, dado el carácter eminentemente local de la demanda y de la oferta, y la inexistencia de sustitución entre las diversas distribuidoras, la operación tampoco alteraba el escenario competitivo para la FNE. A fin de cuentas, las variables competitivas de las distintas zonas de concesión (acceso a la red, estándares de calidad del servicio y tarifa) se encuentran sujetas a regulación y existiría supervisión suficiente de las autoridades sectoriales.
Un segundo análisis del impacto de la operación en la distribución –que no se había hecho en oportunidades anteriores– fue el que podría tener la operación en el proceso de tarificación, en particular, del valor agregado por distribución (VAD). Sin embargo, la FNE estudió las formas en que la autoridad sectorial podía verificar la información proporcionada para calcular el VAD, y concluyó que existían suficientes alternativas disponibles para verificar los datos proporcionados.
El informe se detuvo especialmente en la comercialización de Transformadores y Equipos Compactos de Medidas (ECM), atendido que tanto Tecnored, del grupo SGIDL, y Tusan, filial de CGE, estarían presentes en estos mercados. Para ambos tipos de equipos, la autoridad descartó mayores riesgos, puesto que se trataría de mercados relevantes suficientemente abiertos, con otras alternativas de provisión, con posibilidad de importación, y sin grandes diferenciaciones a nivel de producto.
Riesgos Verticales
En la dimensión vertical, la autoridad distinguió entre las teorías de daño que podían darse según la relación -entre generación y transmisión, entre generación y distribución eléctrica, y entre generación distribuida y distribución eléctrica- aunque descartó mayores riesgos.
En relación al posible sabotaje derivado de la integración entre generación y transmisión -a través de subsidios cruzados o incentivos del transmisor a favorecer sus entidades integradas- la situación competitiva no se veía alterada por la fusión, ya que CGE no cuenta actualmente con centrales de transmisión; y SGIDL sólo participa del 1,2% de la capacidad máxima instalada neta.
En relación a la integración de generación y distribución eléctrica, la teoría de riesgos atiende a las ventajas informacionales de un distribuidor sobre los clientes libres dentro de su zona de concesión, que permitiría ofrecer mejores condiciones (una especie de ‘customer foreclosure’). La operación, no obstante, no alteraría tampoco los incentivos de las partes, puesto que era una ventaja que ya existía en forma previa y el efecto de la transacción en la venta de energía a clientes libres era, según vimos, limitado. La autoridad también agregó que existirían actores más relevantes que las partes para contrapesar una estrategia de esta naturaleza.
En la relación entre generación distribuida y distribución eléctrica, se evaluó que aumentasen los incentivos de las distribuidoras para implementar una estrategia de tipo bloqueo de insumos, dificultando la conexión de aquellos actores que tienen la calidad de “pequeños medios de generación distribuida”. La FNE también descartó este tipo de riesgos, pues los PMGD no negocian con clientes, sino que inyectan su energía al Sistema Eléctrico Nacional y reciben un precio estabilizado. Nuevamente, la regulación impediría las chances de abuso.
Eficiencias
N/A
