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El pasado 13 de agosto de 2021 la Fiscalía Nacional Económica (FNE) publicó el informe de archivo Rol N° 2357-15 FNE, iniciado de oficio, con el fin de analizar eventuales efectos anticompetitivos en el mercado eléctrico producto de las condiciones de comercialización de gas natural licuado regasificado (GNLR) en la zona central.
En este caso, la Fiscalía analiza tres situaciones: las declaraciones estratégicas de disponibilidad de GNLR, con el fin de afectar los costos marginales del sistema; el uso ineficiente de centrales a ciclo combinado y; la exportación conjunta entre competidores de GNL hacia Argentina. En cada una de las situaciones, la Fiscalía desestima posibles infracciones al DL 211 en cuanto existen justificaciones económicas razonables para las conductas analizadas.
La decisión de archivo usó como modelo una investigación anterior de la Fiscalía (Rol N°2277-14 FNE) sobre las condiciones de acceso y competencia en los mercados de gas natural licuado (GNL) y electricidad en la zona norte del país, la cual también concluyó con la decisión de archivo.
En esta última, se investigó la celebración de un acuerdo a través de tres contratos entre E-CL y AES Gener. En el primero, AES Gener adquiere GNLR de E-CL para la generación eléctrica en el norte, quien adquiere el GNL de ENAP -contratando el servicio de regasificación en el Terminal de GNL de Mejillones- con un precio igual a los costos en que incurre, más un margen de comercialización para E-CL; en el segundo contrato, AES Gener arrienda la unidad N°3 de la Central Termoeléctrica de Mejillones (CTM3), utilizando el GNLR adquirido para inyectar energía en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). El último contrato estipulaba que E-CL debía prestar servicios de operación y mantenimiento durante el periodo de arrendamiento. Así, los tres contratos estaban relacionados de tal manera que aseguraba que AES Gener utilizara el GNLR comprado a E-CL para el funcionamiento de la CTM3.
El acuerdo resulta de los altos costos que debía pagar E-CL por operar a mínimo técnico (MT) –esto es, cuando una central tiene una restricción operacional que implica que debe funcionar con una inyección al sistema eléctrico mayor que la que le corresponde por orden de mérito y, debe compensar al sistema por el sobrecosto asociado-.
Así, E-CL habría aprovechado un “vacío regulatorio” del SING para reducir la operación de la central que operaba a MT y los sobrecostos asociados, a través de la participación de un intermediario –AES Gener- para incluir como costo variable de operación la regasificación del GNL en la CTM3.
La FNE concluyó que el acuerdo terminó por ser beneficioso para el sistema, por cuanto redujo los sobrecostos asociados a la operación al mínimo técnico. No obstante, hace referencia a dos desafíos regulatorios para el sector eléctrico (en relación con el procedimiento para la declaración de costos de combustibles) pues, de todos modos, las partes se aprovecharon de un vacío regulatorio, -el cual les confirió poder de mercado- para fijar precios que no tenían relación con los costos asociados.
A grandes rasgos, el mercado eléctrico nacional consta de tres etapas, la generación de energía en centrales eléctricas, la transmisión a centros de distribución y la distribución hacia los consumidores finales.
El año 2017, se crea el Sistema Eléctrico Nacional con la interconexión del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC). Para el funcionamiento del Sistema se estima la demanda diaria, la cual debe satisfacerse de manera exacta en todo momento del tiempo. En base a las estimaciones, se decide, en tiempo real, cuales centrales deben producir energía y cuáles no.
En la zona central, las principales empresas generadoras son Empresa Nacional de Electricidad (ENDESA), Colbún y AES Gener, las cuales utilizan como insumo para la generación el GNLR -importado por ENDESA, la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP) y la Aprovisionadora Global de Energía S.A. (AGESA)-. En la zona norte, las tres principales empresas generadoras son E-CL (ahora Engie Energía Chile), AES Gener y ENDESA.
La normativa eléctrica establece que el costo de abastecimiento del sistema eléctrico debe ser el mínimo posible, compatible con un nivel de confiabilidad dado. Bajo la dirección del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional (“Coordinador” o CEN) la energía demandada es producida y despachada por las unidades generadores de menor costo variable de operación, hasta satisfacer la demanda del mercado, es decir por “orden de mérito”.
De esta manera, -como se observa en el Gráfico N°1- el costo marginal horario del sistema eléctrico corresponde al costo variable de la unidad de mayor costo variable. Este es calculado por el Coordinador, como función del costo de adquisición de los combustibles, el consumo específico neto de cada unidad y los costos variables provenientes de fuentes no combustibles.
Gráfico N°1: Determinación del costo marginal de operación del Sistema Eléctrico en Chile
Fuente: Informe de Archivo FNE Rol N°2277-14
En consecuencia, en condiciones óptimas de funcionamiento, el sistema opera utilizando las centrales con menores costos, en tanto la energía es producida y despachada en orden de eficiencia productiva.
No obstante, las condiciones óptimas en el proceso de generación pueden verse alteradas. Para el CEN, los principales riesgos son la manipulación de la oferta de centrales y de los precios de combustibles.
Respecto a la manipulación de la oferta de centrales, una empresa generadora podría subutilizar una unidad para aumentar los costos marginales del sistema, alterando el equilibrio competitivo de corto plazo y obteniendo rentas sobrenormales. En relación a la manipulación de los precios del combustible, las empresas podrían modificar el precio declarado del combustible utilizado, aumentando los costos del insumo y, eventualmente, el costo variable de las centrales.
La FNE centró su análisis en tres situaciones: (i) el contrato de compraventa de GNLR entre ENDESA y Colbún en julio de 2014, (ii) el cambio de disponibilidad de GNLR de ENDESA para la central de ciclo combinado de Nueva Renca, durante junio de 2015 y (iii) la exportación conjunta de GNL hacia Argentina, por parte de los tres principales proveedores de GNL en la zona central, los años 2016, 2017 y 2018.
En julio de 2014, Colbún adquirió GNLR a través de un contrato de compraventa con ENDESA. La Fiscalía recabó información con el fin de determinar si la compraventa se realizó para aumentar los costos de funcionamiento del sistema eléctrico, si el alza observada en el costo marginal se debió al contrato entre las partes, y si obtuvieron beneficios de dicha situación.
El origen de la transacción fue producto de una falla técnica que impidió que la central Nehuenco II (propiedad de Colbún) operara con combustible diésel. Dado que Colbún no contaba con GNLR disponible en ese momento y era necesario para operar la central, firmó el contrato de abastecimiento con ENDESA.
La FNE verificó que los costos marginales reales se encontraban por sobre los costos marginales proyectados desde antes de efectuarse la operación y concluyó que la compraventa tenía una justificación razonable, que no se puede atribuir el incremento en costos al contrato entre Colbún y ENDESA, ni tampoco que ese fuese el objetivo.
En diciembre de 2014, ENDESA informó al SIC la celebración de un contrato de arriendo de la unidad Nueva Renca (propiedad de AES Gener), que le permitía generar energía con GNLR propio. En caso de que ENDESA no entregara GNLR a la central, AES Gener podría utilizar la unidad con otro combustible o fuente de GNLR. Meses más tarde, ENDESA informó a la Dirección de Operación (DO) del SIC la disponibilidad de GNLR para las centrales San Isidro 1, San Isidro 2, Quintero 1A y 1B, agregando que también podría ser utilizado para la central Nueva Renca.
En seguida, el Coordinador publica la programación semanal por orden de mérito, siendo Nueva Renca la central más conveniente, pero, a continuación, ENDESA informa la suspensión del contrato de arriendo en dicha central, por un periodo estimado de una semana.
Ante esto, el Coordinador solicita a ENDESA justificar los hechos, por cuanto alteraba el despacho económico del sistema. Por su parte, ENDESA responde que no contaba con GNLR disponible para la operación de la central y –en seguida- AES Gener informó el costo variable de esa central utilizando combustible diésel.
En particular, ENDESA explicó que no había informado de disponibilidad “plena” de GNLR en la central Nueva Renca, y que solo había señalado que “este volumen también podrá ser utilizado en Nueva Renca”.
En este caso, la Fiscalía analizó si es que el cambio de disponibilidad de GNLR para la central Nueva Renca se debió a una conducta que buscaba aumentar los costos marginales del sistema. Según los datos recolectados por la Fiscalía, la salida momentánea de Nueva Renca no generó un incremento significativo en el costo marginal del sistema. Tampoco se observa que ENDESA haya tenido incentivos a alterar la disponibilidad de GNLR y buscar un aumento de costos del sistema, por cuanto se encontraba en una situación deficitaria –por lo que, un incremento en precios le habría significado mayores costos para adquirir energía-.
De esta manera, la Fiscalía concluye que hubo solo una deficiencia de coordinación –puesto que el Centro de Despacho asumió que Nueva Renca siempre tendría GNLR para operar y, por lo tanto, sería la más eficiente del sistema- y no hubo un comportamiento estratégico por parte de ENDESA.
En junio de 2016, mientras se realizaba la investigación, comenzaron las exportaciones por parte de ENAP, AGESA y ENDESA de GNL -en vista del Memorándum de Entendimiento celebrado entre Chile y Argentina-, con el objeto de “propender al intercambio de GNLR, energía eléctrica y a la cooperación en materia energética”.
Considerando que la operación reúne a ENAP, ENDESA y AGESA, las tres importadoras de GNL en la zona central, la FNE decidió evaluar si existen riesgos horizontales, en particular, el intercambio de información sensible entre las partes.
La Fiscalía consideró adecuada la justificación para exportar de manera conjunta, en cuanto, las partes no serían capaces de realizarlo de manera independiente. No obstante, se comprometieron a reforzar los protocolos internos para resguardar la libre competencia.
La operación comenzó con una invitación del Gobierno chileno hacia ENAP a participar de la exportación, quien –a su vez- decidió incorporar a ENDESA y AGESA, dado que la operación requería la participación conjunta de las partes para alcanzar los mínimos establecidos por el acuerdo.
Cabe destacar que, las empresas participantes son las únicas importadoras de GNL en la zona centro-sur del país y son las accionistas de GNL Chile. GNL Chile es una sociedad anónima que gestiona y organiza la logística para abastecer de gas natural toda la zona centro-sur, suscribiendo contratos con proveedores internacionales y contratando el 100% del Terminal GNL Quintero.
Para verificar que efectivamente las partes debían exportar GNL en forma conjunta, la Fiscalía analiza las capacidades de regasificación contratadas por cada una de las compañías involucradas en el Terminal de Quintero y los compromisos de abastecimiento interno ya suscritos. Concluye que ninguna cuenta con la capacidad de llevar a cabo la operación de exportación de manera independiente y, por lo tanto, es razonable la justificación entregada por las partes de que “no contaban con la capacidad de regasificación necesaria para atender el volumen mínimo comprometido de exportación, sin poner en riesgo su abastecimiento y el de sus clientes”.
En seguida, la Fiscalía procede a analizar si, producto de la operación conjunta, se afectó la disponibilidad de GNL para el mercado local, en particular para el principal demandante de este producto: el sector eléctrico.
Por un lado, AES Gener contaba con contratos con ENAP que le permitían tener asegurado el abastecimiento de GNL. Por el otro, a pesar de que Colbún tenía contratos con AGESA y ENAP buscó volúmenes adicionales para junio, julio y agosto de 2016, firmando acuerdos con los tres proveedores (ENAP, ENDESA y AGESA). Para Colbún, el suministro se habría visto parcialmente afectado por la exportación. De todas maneras, celebró un contrato con ENAP con capacidad reservada de regasificación en mayo de 2017 hasta el año 2030, permitiéndole contar con acceso directo al mercado internacional, con mejores condiciones comerciales y mayor flexibilidad.
Así, la Fiscalía concluyó que no se observaron efectos negativos en el mercado en el periodo de exportación conjunta hacia Argentina.
Por último, aun cuando el intercambio de información podría ocurrir en otras instancias en las que las partes participan de manera conjunta (por ejemplo, en la sociedad GNL Chile), la FNE recomienda implementar medidas individuales específicas y protocolos que establezcan reglas mínimas a seguir por parte de las empresas investigadas, para minimizar el riesgo de que incurran en prácticas anticompetitivas sancionables por la autoridad, en particular, respecto al intercambio de información en la exportación conjunta (en concreto, el informe señala: «implementar protocolos específicos para colaboradores, dependientes, ejecutivos y administradores de las empresas investigadas»).
A pesar de que existe un órgano especializado que fiscaliza aspectos de competencia en el mercado eléctrico –la Unidad de Monitoreo del Coordinador- esta investigación muestra que la Fiscalía igualmente está dispuesta a realizar análisis precisos del sector, evaluando aspectos de costos específicos, de la capacidad contratada de regasificación y otros aspectos técnicos, distinto a lo que ha mostrado en indagaciones anteriores (ver nota sobre «Caso Guacolda»).
Con todo, habría que preguntarse si acaso los seis años de una investigación que finalmente fue archivada se justificaron, tomando en cuenta que el eléctrico es un mercado estratégico, con componentes técnicos y autoridades sectoriales especialmente diseñadas para su monitoreo (algo también reconocido por la FNE). Si bien la tardanza de la agencia de competencia puede explicarse en razón de la complejidad del sector, y el período de modificaciones institucionales que ha experimentado el último tiempo, tal vez podría ser necesario que en el futuro exista mayor cooperación entre las distintas autoridades concernidas, para dar con soluciones expeditas, oportunas y eficaces.
