TDLC tramita solicitud de recomendación normativa sobre mecanismo de estabilización de precios para pequeñas generadoras eléctricas

El pasado 8 de abril, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) admitió a tramitación y dio inicio al expediente de recomendación normativa solicitado por las empresas de generación hidroeléctrica Hidromaule S.A., Duqueco SpA, Energía Coyanco S.A., Besalco Energía Renovable S.A. y Trans Antaric Energía S.A. (rol N° ERN 27-21).

Las empresas pidieron al Tribunal que recomiende al Presidente de la República, por medio del Ministerio de Energía, la modificación del Decreto Supremo N° 88 del Ministerio de Energía (DS N° 88/2020), que contiene el Reglamento para Medios de Generación de Pequeña Escala (Reglamento), en aquella parte que hace referencia al “mecanismo de estabilización de precios” para medios de generación de pequeña escala. Específicamente, en lo relativo al artículo 14 del Reglamento, así como todas aquellas disposiciones relacionadas con el mencionado mecanismo, incluidas las disposiciones transitorias.

A juicio de las solicitantes, el Reglamento fija un precio y distorsiona el proceso competitivo al aumentarle el costo a un subconjunto de generadores y, en último término, a los consumidores de energía eléctrica.

El Tribunal consideró que los antecedentes aportados por las solicitantes eran idóneos para iniciar el expediente de recomendación normativa, y con ello, analizar si corresponde ejercer la potestad que le confiere el artículo 18 N° 4 del DL 211.

El mecanismo de estabilización de precios

El primer impulso a las energías renovables en nuestro país se dio con la Ley N°19.940 de 2004, (denominada “Ley Corta 1”), cuyo objetivo fue el fomento de los pequeños generadores renovables.

La Ley Corta 1 introdujo en la L ey General de Servicios Eléctricos (LGSE) el artículo 149, que permite a los generadores con excedentes de no más de 9.000 kilowatts (kw) (pequeños generadores), vender su energía y potencia en el mercado spot[1] al costo marginal instantáneo (cmg) -hasta esa época no lo podían hacer porque no formaban parte del Centro de Despacho Económico de Carga-, o bien, a un precio estabilizado. El artículo 149 estableció que “el reglamento” fijaría el mecanismo de estabilización de precios a utilizar. De acuerdo con Mardones (2019), “la estabilización surgió 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”.

Dos años después de promulgada la Ley 19.940, el Ministerio de Energía publicó el Decreto Supremo Nº 244/2006, el primer reglamento aplicable a los pequeños medios de generación. Este tuvo como objetivo resolver los aspectos técnicos y administrativos para lograr la interconexión en las redes de distribución de dichos medios de generación, así como su acceso al mercado spot.

El DS N°244 clasificó a los medios de generación cuyos excedentes de potencia eran menores o iguales a 9.000 kw como Pequeños Medios de Generación (PMG) si conectaban en redes de transmisión, o bien, como Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), si conectaban en redes de distribución.

Además, el DS N° 244 definió que el precio estabilizado debía ser el Precio de Nudo de Corto Plazo (PNCP) de energía y potencia, calculado semestralmente por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y plasmado en el correspondiente decreto de PNCP. En caso de optar por el precio estabilizado, el generador queda obligado a vender al PNCP a lo menos durante cuatro años seguidos.

El 8 de octubre del 2020, se publicó el Decreto Supremo N° 88 del Ministerio de Energía, el cual estableció nuevas regulaciones aplicables a pequeños medios de generación, reemplazando el DS N°244.

Entre otros cambios relevantes, el Reglamento estableció una nueva metodología de cálculo para el mecanismo de estabilización de precios. A diferencia de la regulación anterior, el precio estabilizado es calculado de forma diferenciada en seis bloques horarios por día. Este cálculo es realizado por la CNE y remitido al Ministerio de Energía para su posterior publicación en el Diario Oficial.

¿Qué buscan las hidroeléctricas?

Las solicitantes pretenden que se modifique el DS Nº 88, específicamente su artículo 14, así como todas aquellas disposiciones relacionadas con el mecanismo de estabilización de precios, incluyendo sus disposiciones transitorias.

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”.

Es decir, las diferencias entre el precio estabilizado y el costo marginal de la energía, son absorbidas por el resto de los generadores según una prorrata de asignación, que es en función de sus retiros de energía.

Lo que cuestionan las hidroeléctricas es la forma en que el Reglamento ha implementado lo dispuesto en el artículo 149 inciso 5º de la LGSE. Específicamente, lo que dice relación con la carga que impone el artículo 14º del DS N°88 a los generadores que no pueden acogerse al mecanismo de estabilización de precios.

A juicio de las empresas, existiría “una inconsistencia entre la ley habilitante o delegatoria (artículo 149°, inciso 5°) y el reglamento resultante de la delegación”. Esto, ya que el mecanismo de estabilización contemplado en el artículo 149° de la LGSE “no establece una fijación de precio, ni un subsidio, ni menos uno que deba ser solventado por los otros competidores del mercado como lo dispone del artículo 14° del Reglamento”.

En atención a la historia de la Ley N°19.940, las empresas indican que el mecanismo de estabilización de precios se implementó para “viabilizar inversiones de menor tamaño que no podían acceder al mercado spot, cuya complejidad y variabilidad horaria en precios los afectaba, pero no se creó como subsidio, ni como precio especial”.

De acuerdo con las solicitantes, el mecanismo de estabilización obedece a que flujos más parejos y estables de ingresos, facilitan la obtención de financiamiento, disminuyendo así el costo de la entrada. Sin embargo, argumentan que la forma en que la autoridad lo ha implementado ha llevado a que “se establezca un subsidio y en consecuencia distorsione el mercado, atentando contra la libre competencia y el resultado final es que los clientes, libres y regulados, pagan más por la electricidad porque el subsidio que los otros generadores le pagan a los PMGD y PMG, lleva a que en equilibrio los inversionistas que pagan el subsidio exigen precios más altos en sus contratos o en sus licitaciones a regulados”.

En el informe económico acompañado en la solicitud -elaborado por el economista Alexander Galetovic-, el autor indica que “el subsidio implica ejercer poder de mercado: le aumenta el costo a un subconjunto de generadores, contrae la cantidad ofrecida y aumenta el precio final de la energía”.

Según el economista, dicho subsidio es considerable y su monto ha ido creciendo con el número de megawatts (mw) instalados, sumando en 2020 USD 39,5 millones. Al respecto, indica que “el monto total del subsidio por MW y su efecto anticompetitivo seguirán aumentando mientras se instalen más pequeños generadores”.

En este sentido, las empresas señalan que la aplicación del artículo 14 del DS N° 88 ha tenido una serie de efectos en el mercado de generación eléctrica. Por un lado, existirían ciertos actores (PMGD y PMG) que se han visto favorecidos con el Decreto; mientras que hay otros que, por su capacidad y presencia en el mercado, no llegan a ser grandes generadoras y que deben soportar los gravámenes impuestos por esta normativa.

En definitiva, las solicitantes consideran que el tratamiento que el DS Nº 88 da al mecanismo de estabilización de precios es contrario a la libre competencia “porque 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.

Las propuestas de las empresas

Las empresas sugieren sustituir el actual precio estabilizado por un mecanismo de estabilización del precio que establezca la ley -el costo marginal instantáneo- “en virtud del cual se realice un procedimiento consistente en una primera etapa en la que se calcula un precio referencial preliminar, con una reliquidación posterior contra el costo marginal real (precio de mercado spot) que resulte en cada semestre o anualmente”.

También proponen “un procedimiento en que se considere, en sus etapas, mantener el sistema actual de fijación de Precio Estabilizado, e introducir una reliquidación anual contra el CMg efectivo. Dicha reliquidación puede realizarse en varias cuotas”.

Finalmente, indican que el Tribunal podría determinar lineamientos para la reglamentación de un efectivo mecanismo de estabilización, entregando las orientaciones para ello. Lo anterior, “en forma tal que el Ministerio de Energía, no establezca un nuevo precio, sino que haga una estabilización del precio que dispone la ley y en caso de persistir el mecanismo y generase diferencias, estas no deben ser asumidas por el resto de los generadores”.

La resolución del Tribunal

La facultad que el artículo 18 N° 4 del DL N° 211 otorga al TDLC consiste en proponer recomendaciones normativas al Presidente de la República, a través del Ministro de Estado que corresponda, cuando estime que ciertos preceptos legales o reglamentarios son contrarios a la libre competencia o bien, cuando considere necesario que se dicten dichos preceptos para fomentar la competencia o regular el ejercicio de determinadas actividades económicas que se presenten en condiciones no competitivas. Esta es comúnmente conocida como la “facultad propositiva” del Tribunal.

De acuerdo con el TDLC, esta potestad es privativa y discrecional del mismo “y su ejercicio depende de que los antecedentes presentados muestren la necesidad de que una reforma legal o reglamentaria deba ser efectuada por razones de libre competencia (…)” (resolución de término de 26 de diciembre de 2018 dictada en autos Rol ERN N°24-2018).

El Tribunal ha ejercido esta facultad en múltiples ocasiones. Así, ha dictado las proposiciones de modificación normativa N° 19/2017 sobre los servicios asociados a la utilización de tarjetas de crédito y débito de aceptación universal como medios de pago; N° 18/2016 sobre intermediación de valores; N° 17/2015 sobre servicios asociados al suministro de energía eléctrica; N° 16/2015 sobre transacciones parciales de derechos de uso de frecuencias del espectro radioeléctrico; N° 15/2014 sobre crédito prendario, entre otras.

En el caso en comento, el Tribunal consideró que los antecedentes aportados por las solicitantes eran idóneos para iniciar el expediente de recomendación normativa, y con ello, analizar si le correspondía ejercer su potestad.

Cualquier agente económico que tenga interés legítimo en el proceso, podrá aportar antecedentes dentro del plazo de 30 días hábiles, contados desde la publicación del extracto de la resolución en el Diario Oficial (17 de abril).

Datos de la causa

Por las solicitantes: Mario Bravo y Gabriel Matías Trafilaf, Estudio Bravo.

Enlaces relacionados

TDLC – Solicitud de ERN. Ver aquí.

TDLC – Resolución TDLC. Ver aquí.

[1] Recordemos que el “mercado spot” se refiere al balance energético que se da entre generadoras (excedentarias y deficitarias) que inyectan energía al sistema, y sus respectivas remuneraciones, coordinado por el Coordinador Eléctrico Nacional.