mercado elÉctrico y generadores de ernc: anÁlisis de …
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UNIVERSIDAD DE CHILE
FACULTAD DE DERECHO
DEPARTAMENTO DE DERECHO ECONÓMICO
MERCADO ELÉCTRICO Y GENERADORES DE ERNC:
ANÁLISIS DE LAS LEYES N°20.805 Y N°20.936.
Memoria para optar al grado de Licenciado en Ciencias Jurídicas y Sociales.
DIEGO SEBASTIÁN GATICA IBÁÑEZ
PROFESOR GUÍA: Sr. Francisco Agüero Vargas
Santiago, Chile
2017
ii
A Paz y Rolando, artífices de mis logros y facilitadores de la vida. A mi familia y hermanas, por su cariño y comprensión incondicional. A mis compañeros de
aula, a quienes los años hicieron de ellos mis hermanos.
iii
Tabla de Contenidos
RESUMEN .................................................................................................................. V
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 6
CAPÍTULO I: EVOLUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO Y SU REGULACIÓN
EN CHILE .................................................................................................................. 10
1.1. El mercado eléctrico antes de la dictación de la LGSE ....................................... 10
1.2. El nuevo esquema de la ley general de servicios eléctricos ............................... 14
1.3. Las energías renovables no convencionales en el mercado eléctrico antes
de la Ley 20.805 ........................................................................................................ 22
CAPÍTULO II: LA NUEVA LEY DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA ............................ 25
2.1. Creación de un Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional ...... 27
2.2. Planificación Energética y de la Expansión de la Transmisión ........................... 30
2.3. Polos de Desarrollo ............................................................................................. 36
2.4. Definición de Trazados ....................................................................................... 39
2.5. Acceso Abierto .................................................................................................... 42
2.6. Remuneración del Sistema ................................................................................. 44
CAPÍTULO III: LA LICITACIÓN DE SUMINISTRO ELÉCTRICO EN EL
INGRESO DE ERNC ................................................................................................. 47
3.1. Las licitaciones .................................................................................................... 47
3.2. La licitación de suministro eléctrico a clientes regulados en la Ley N°20.018 .... 52
3.3. Críticas a la Ley N°20.018 .................................................................................. 59
iv
CAPÍTULO IV: LA LEY QUE PERFECCIONA EL SISTEMA DE LICITACIÓN
DE SUMINISTRO ELÉCTRICO A CLIENTES REGULADOS ................................... 63
4.1 Fundamentos y objetivos estratégicos del proyecto de ley .................................. 63
4.2. Rol de la autoridad y de las empresas distribuidoras en el nuevo esquema
de licitación ................................................................................................................ 65
4.3. Modificaciones a las licitaciones de corto y largo plazo ...................................... 69
4.4. Modificaciones al precio máximo de las ofertas .................................................. 71
4.5. Flexibilización de los criterios de evaluación de ofertas ...................................... 74
CAPÍTULO V: RESULTADOS CON EL NUEVO ESQUEMA DE LICITACIÓN ........ 76
5.1. Licitaciones de suministro 2015/01 y 2015/02 .................................................... 76
5.2. Cuestionamientos a los resultados ..................................................................... 78
CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES ............................................................................. 82
BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................... 94
v
RESUMEN
De una panorámica jurídico-histórica del sector eléctrico hasta la década
del 70’ en Chile, se profundiza en el nuevo marco regulatorio que introduce la
Ley General de Servicios Eléctricos de 1982. Luego, se describen los
principales cambios normativos del sector, en particular aquellos que propenden
a la inclusión de generadores de ERNC y la reciente promulgación de la Ley
N°20.936. En seguida, se explica el concepto de licitación y sus diversos
mecanismos, para luego reseñar el contexto en que surge la Ley N°20.018, sus
objetivos, características y críticas a sus resultados. A continuación, se señalan
los fundamentos y objetivos que informan a la Ley N°20.805, así como se
indican y desarrollan los principales cambios que la norma introduce en el
sistema de licitación de suministro eléctrico a clientes regulados, al mismo
tiempo que se mencionan las críticas surgidas desde el debate público en torno
a las referidas modificaciones. Finalmente, se exponen los resultados de los
dos procesos licitatorios bajo el nuevo esquema de la Ley Nº 20.805 y los
cuestionamientos de que ha sido objeto.
6
INTRODUCCIÓN
Es el 15 mayo de 2014 y la Presidenta Michelle Bachelet junto al
entonces Ministro Máximo Pacheco presentan la Agenda de Energía, verdadera
hoja de ruta de su administración en materia energética, la que plantea una
serie de reformas y medidas cuyo principal objetivo es el aumento de la
competencia en el sector y la disminución de los precios1.
Dentro de dicho documento, existía un importante apartado para un tema
respecto del cual se venía discutiendo hacía tiempo en diversas instancias. A
partir de los resultados obtenidos en la última licitación del año 2013 que
alcanzó un récord al bordear los 130 dólares MWh, el texto del Ejecutivo
planteó la necesidad de mejorar la regulación de los procesos de licitación
teniendo como metas la reducción de precios de la energía, aumentar la
competencia, la eficiencia y la diversificación de la matriz.
En ese sentido, se tuvo como propósito específico realizar determinados
cambios en el esquema y diseño de la licitación, el que estaría a cargo de la
Comisión Nacional de Energía, que permitieran bajar las barreras de entrada a
1 MINISTERIO DE ENERGÍA. “Agenda de Energía”. Santiago, p.7. [En Línea]
http://www.energia.gob.cl/sites/default/files/agenda_de_energia_version_completa_esp.pdf [Consultado: en diciembre 2017]
7
generadores de ERNC, quienes dadas las particularidades de sus tecnologías
no eran competitivos en el anterior esquema consagrado por la Ley N°20.018.
De esta manera el presente trabajo tiene como objetivo entregar un
panorama general de lo que fue el desarrollo del sector eléctrico en Chile hasta
comienzos de la década del 70, tras lo cual se inicia un proceso de reformas
que se consagra con la Ley General de Servicios Eléctricos.
Dicho cuerpo normativo, establece una nueva estructura en el sector, e
introduce principios jurídicos vigentes hasta la actualidad y que han
determinado el desarrollo de los distintos subsectores del mercado eléctrico.
Del mismo modo, se pretende caracterizar a los diferentes cuerpos normativos
que reforman en algún segmento al ordenamiento jurídico de la actividad,
haciendo especial énfasis en aquellos que incentivaron una mayor participación
de las ERNC.
A su vez, se ahonda en la Ley Nº 20.018 como antecesora de la Ley Nº
20.805, y en las principales modificaciones introducidas por esta última, así
como las críticas de las que fue objeto por distintos sectores de la sociedad. En
la misma línea, se exponen los resultados de los dos procesos de licitaciones
que a la fecha se han llevado a cabo, y los cuestionamientos en torno a los
bajos precios ofertados y la posibilidad de especulación.
8
Al efecto, se tuvo como hipótesis de esta tesis, la afirmación según la
cual, el mercado de generación de la electricidad en Chile se encontraba
altamente concentrado, no existía competencia real, y la matriz energética no
estaba diversificada, dependiendo principalmente de combustibles fósiles caros,
contaminantes y en su gran mayoría importados2.
Lo anterior, en el entendido que el país cuenta con un importante
potencial de desarrollo de fuentes renovables no convencionales, no obstante,
ello, el marco regulatorio no permitía el ingreso de estos generadores, para lo
cual se hacía necesario que la autoridad administrativa, es decir el Estado, se
inmiscuyera y tuviese un rol más importante en el diseño del sistema, la
planificación y regulación de un mercado que transa un bien estratégico para el
desarrollo social y económico del país.
En ese orden de cosas, es que se requiere tener consagración normativa
pues esa mayor injerencia significa un cambio de paradigma, dicho de otra
forma, una modificación de los principios jurídicos que informan la legislación
sectorial desde 1982 a la fecha, en específico lo que refiere al principio de
subsidiariedad.
De esta manera, se analizaron textos de juristas y expertos ingenieros
que sistematizan los resultados de la normativa del sector durante décadas. Se
examinaron los cuerpos legales más trascendentes para el objetivo en comento,
2 Ibíd., p.16.
9
así como la historia de la ley y las discusiones más relevantes que reflejaban
diversos e interesantes posiciones en disputa.
Me remití a manuales y artículos que describen y caracterizan los
principios, instituciones, segmentos y actores que conforman el mercado en
estudio. De igual modo se revisó informes técnicos y jurídicos de instituciones
de gobierno y de centros de pensamiento contrarios a los postulados
impulsados por la presente administración. Se revisó artículos de prensa
especializada en materia económica y productiva, en particular citas de diversos
actores de la referida área productiva.
Lo anterior, con el fin de arribar a conclusiones que, sin ser del todo
definitivas, pues la prosecución de los objetivos propuestos por la ley aún no
están del todo claros y son parte de un proceso en desarrollo, permiten hacer
un balance a priori de lo que ha significado a la fecha, una norma -dentro de un
conjunto de otras iniciativas- que buscan cambiar en parte la forma en que se
produce, comercializa y se transmite la energía en Chile.
10
CAPÍTULO I: EVOLUCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO Y SU
REGULACIÓN EN CHILE
1.1. El mercado eléctrico antes de la dictación de la LGSE
Un hito importante en la historia de la electricidad de nuestro país es la
llegada en 1882 de Willis N. Stewart, quien, por encargo de Thomas Edison,
iluminaría las inmediaciones de las calles Ahumada, Huérfanos, Estado y la
Plaza de Armas, incluyendo al Portal Mac Clure y la Galería San Carlos, lo
anterior, a través, de un motor capaz de alimentar a cerca de 2. 000 lámparas3.
Casi en paralelo con lo que se vivía en la capital, es interesante destacar el
rol que la industria del carbón y de empresarios como Carlos Cousiño tuvieron
en el desarrollo de la industria eléctrica en nuestro país. La construcción de la
primera central hidroeléctrica de Chile y América del Sur en 1897 en las
cercanías de Lota, que se denominó “Chivilingo” y funcionó hasta 1975, fue la
3 VENEGAS, J. “Breve Historia de la Electricidad”. p.9. [En Línea]
http://www.campuslatam.cl/contenido/biblioteca_archivos/Historia%20de%20la%20Electricidad.pdf [Consultado en: diciembre de 2017]
11
antesala de otros proyectos de generación eléctrica que se irían desarrollando
al alero del sector privado a comienzos del siglo XX4.
Así, parafraseando a Sebastián Bernstein, podemos señalar que la historia
del sector eléctrico en nuestro país tiene su origen principalmente en el
alumbrado público de la plaza de armas de Santiago en 1882. Con la dictación
en 1904 de la ley sobre prescripciones para la concesión de permisos para la
instalación de empresas eléctricas en la República, seguida de la primera y
segunda ley general de servicios eléctricos en 1925 y 1931 respectivamente y
se crearían pequeñas empresas que posteriormente darían paso a otras de
mayor tamaño como la Compañía Chilena de Electricidad (CHILECTRA), la
Compañía General de Electricidad Industrial (CGEI), la Sociedad Austral de
Electricidad (SAESA) y la Compañía nacional de Fuerza Eléctrica (CONAFE).
La incipiente industria eléctrica nacional, se vería frenada a comienzos de
la década del 30’ por la crisis económica mundial, sumado a la fijación de tarifas
eléctricas con criterios políticos, además de un aumento en la regulación
estatal, lo cual, bajo la óptica del aludido autor, tiende a entorpecer la libre
acción de las empresas eléctricas, trayendo como consecuencia un
desincentivo para la inversión privada5
4 Ibíd.
5 BERNSTEIN L., S. Sector Eléctrico. En: SANCHO M., A, et.al. “Soluciones Privadas a
Problemas Públicos”. Editado por LARROULET, C. Santiago, 1991. pp. 177-181.
12
En ese contexto, y en particular dentro del período 1940-1970, el rol que
jugará el Estado irá en aumento, culminando dicho proceso con dos hitos
importantes: la modificación en 1966 del sistema tarifario, siendo el Ministerio
de Economía quien aprobará cualquier alza en los precios (con un alto grado de
discrecionalidad) y la estatización de Chilectra en 1970, en un contexto de crisis
política y económica. Este escenario producirá en los años inmediatamente
posteriores un estancamiento en el crecimiento del sector, en virtud del cual se
realizarán una serie de reformas.
Si bien el proceso de transformación del mercado eléctrico en cuanto a su
legislación se plasmará en 1982 con la dictación del DFL N°1 del Ministerio de
Minería, los cambios en las empresas del Estado comenzarán apenas
producido el cambio de gobierno. Entre 1974 y 1979se realizaron una serie de
modificaciones en las empresas del sector eléctrico, tales como despidos de
trabajadores, racionalización de costos y un cambio en el régimen tarifario,
permitiendo la generación de utilidades y alcanzando así el autofinanciamiento6.
En 1980, Chile será vanguardia en el mundo al liberalizar el sector
eléctrico, proceso en el que se identifican distintos elementos. En primer lugar,
la reestructuración de la industria, en que se separan aquellas actividades
6 MOGUILLANSKY, Graciela. “La gestión privada y la inversión en el sector eléctrico chileno”.
[En Línea]. Países Bajos. Cepal. http://www.cepal.org/es/publicaciones/7378-la-gestion-privada-la-inversion-sector-electrico-chileno p.8. [Consultado: diciembre de 2017].
13
competitivas, como la generación, de las que son monopolios naturales, como
distribución y transmisión.
Otro elemento o etapa es la privatización de las empresas del estado. En el
caso de Chile, este proceso es calificado como exitoso por distintos académicos
y organismos internacionales, aunque con ciertos reparos en cuanto a su
transparencia y prolijidad. Así, un informe de la CEPAL en 1994, a que se hace
alusión en otro estudio de 1997 sobre el tema objeto del presente estudio,
analizando dicho proceso, señala: “las autoridades cercanas a las decisiones y
operaciones de privatizaciones (incluyendo oficiales del ejército y ejecutivos de
empresas públicas), pudieron legalmente aprovechar las ofertas de acciones a
precios y condiciones preferenciales y utilizar su información especial sobre las
empresas para tomar la decisión de adquirir acciones adicionales con crédito
comercial”7.
Este antecedente cuestiona en cierto grado el “capitalismo popular” que se
intentó implementar para democratizar la propiedad, ya que el público general,
en un contexto de dictadura militar, no tuvo las mismas condiciones e
información para participar en la compra de acciones. Por ejemplo, en el caso
de ENDESA, se evidencia cómo la participación en la propiedad accionaria de
trabajadores y personas naturales disminuye considerablemente a fines de los
80’, siendo dichas acciones compradas principalmente por ENERSIS, sociedad
7 Ibíd. p.11.
14
que era la principal accionista de CHILECTRA, y estaba conformada por altos
ejecutivos y funcionarios públicos que ejercían labores desde el comienzo del
proceso de privatización a mediados de la década del 80’8.
Además de la privatización, la creación de un mercado mayorista de
electricidad dotado de su respectiva institucionalidad es otro factor importante
dentro de esta reestructuración del sector. Se pretende de esta forma crear un
mercado en el cual participen por un lado las nuevas empresas de generación
(por ejemplo, de la estatal ENDESA se crearon cinco generadoras y seis
distribuidoras, caso similar ocurrió con Chilectra), y por el otro, grandes
consumidores de electricidad (clientes libres) con empresas distribuidoras
encargadas de abastecer a los centros de consumo (clientes regulados), todo
esto coordinado y operado por el centro de despacho económico de carga –
CDEC.
1.2. El nuevo esquema de la ley general de servicios eléctricos
La reestructuración del sector eléctrico chileno, en cuanto a su
funcionamiento y regulación jurídica, obedecía a un cambio de paradigma que
vivían los distintos sectores de la economía y la sociedad chilena en general. El
profesor Vergara Blanco explica este profundo cambio de enfoque: “En palabras
8 Ibíd. p.12.
15
sencillas, pero algo ambiguas: del estatismo al libre mercado. O, en términos
más jurídicos: de la decisión centralizada, de un órgano administrativo (Estatal)
a la decisión descentralizada, atomizada, espontánea de cada particular o
agente económico”9.
Así, es como “se busca lograr el máximo bienestar de la comunidad a
través de establecer condiciones de eficiencia en el sector, en un marco de
subsidiariedad del Estado. La eficiencia económica se entiende en el sentido de
lograr una óptima asignación de recursos en la economía, en referencia directa
al óptimo de Pareto. La subsidiariedad del Estado significa que éste no actúa en
tanto existan personas u organismos intermedios de la sociedad que sean
capaces de actuar a su propio nivel. Por otra parte, el Estado debe establecer
los mecanismos para satisfacer las necesidades básicas de los individuos más
desposeídos de la sociedad, pero en el marco descrito de no intervención
cuando otros cuerpos sociales son capaces de actuar eficazmente. En el sector
energía, la subsidiaridad se traduce en que el Estado no ejerce actividades
empresariales en este sector, en la medida que éstas sean o puedan ser
ejercidas por entidades privadas, y que se preocupa de que exista una
cobertura apropiada de servicios a los sectores de menores ingresos”10
9 VERGARA, Alejandro. “A treinta años de la Ley General de Servicios Eléctricos”. Actas de
Derecho de Energía N°2. Santiago. AbeledoPerrot – Legal Publishing. 2012. p.4. 10
BERNSTEIN, op.cit. p.183.
16
De esta forma, dentro de los principios de eficiencia económica y
subsidiariedad del estado, es que se van a definir las nuevas reglas que regirán
a los agentes económicos privados que quieran participar del negocio de la
electricidad en sus diferentes segmentos.
En ese sentido, el artículo 1° de la ley general de servicios eléctricos (en
adelante LGSE) señala: “La producción, el transporte, la distribución, el régimen
de concesiones y tarifas de la energía eléctrica y las funciones del Estado
relacionadas con estas materias se regirán por la presente ley”.11
Del mencionado artículo se desprenden los tres subsectores que
conforman el mercado eléctrico, a saber: generación, transmisión y distribución.
Cada uno con sus particularidades y subsecuente reglamentación jurídica.
En cuanto al segmento de distribución, y según explica el profesor
Alejandro Vergara Blanco, este es el encargado de suministrar energía a los
consumidores finales dentro de su área de concesión o fuera de ella cuando se
conecten con líneas propias. Es un monopolio natural, debido a la
inconveniencia económica de duplicar o superponer redes de distribución en
cada área geográfica de concesión12.
11
D.F.L. 4, que Fija texto Refundido, Coordinado y Sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N°1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en Materia de Energía Eléctrica. Santiago, 5 de febrero de 2007. 12
VERGARA, Alejandro. “Manual de Derecho Eléctrico”. Santiago. 2004. Editorial Jurídica de Chile. p.24.
17
El artículo 7° inc. 1 de la LGSE señala:“Es servicio público eléctrico, el
suministro que efectúe una empresa concesionaria de distribución a usuarios
finales ubicados en sus zonas de concesión, o bien a usuarios ubicados fuera
de dichas zonas, que se conecten a las instalaciones de la concesionaria
mediante líneas propias o de terceros”13.
De esta forma, la ley establece que este segmento es un servicio público,
lo que conlleva en primer término, que para poder operar se requiere obtener un
permiso de la administración, una concesión habilitante. El artículo 16° de la
LGSE expresa: “La distribución de electricidad a usuarios ubicados en una zona
de concesión sólo podrá ser efectuada mediante concesión de servicio público
de distribución…”14.
Un segundo elemento, es que la prestación que realiza la empresa
distribuidora es la de otorgar suministro eléctrico a usuarios finales, definidos en
el artículo 225° letra K de la ley como: “usuario que utiliza el suministro de
energía eléctrica para consumirlo”15.
Dentro de los usuarios finales podemos distinguir dos grupos. Aquellos
que están sujetos a regulación de precios y aquellos que no. El artículo 147° de
la LGSE (tras la modificación hecha por la ley N° 20.805 que amplía el rango de
clientes sometidos a fijación de precios), señala que están sujetos a fijación de
13
D.F.L. 4. op.cit. Artículo 7° inciso primero. 14
Ibíd. Artículo 16 °. 15
Ibíd. Artículo 225° letra k).
18
precios aquellos suministros que se hagan a usuarios finales cuya potencia
conectada es inferior o igual a 5.000 kilowatts, que estén ubicados en zonas de
concesión de distribución, o que se conecten mediante líneas propias o de
terceros, o que sus suministros sean efectuados desde instalaciones de
generación o transporte, en sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500
kilowatts en capacidad instalada de generación. Además, en la letra d) el
referido artículo agrega una flexibilización al criterio señalado, por cuanto
entrega la posibilidad a los clientes con una potencia conectada superior a 500
kilowatts de optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre, por un
período mínimo de cuatro años de permanencia en cada régimen, debiendo
comunicar el cambio de opción a la concesionaria de distribución con una
antelación de al menos 12 meses. 16
Asimismo, le permite al Ministerio de Energía rebajar el límite de 500
kilowatts, previo informe del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia. A
contrario sensu, el artículo 149° de la LGSE, expresa que todos aquellos
suministros no indicados en el artículo 147°, no estarán afectos a fijación de
precios, por cuanto se entiende que dichos usuarios –clientes libres- tienen las
“espaldas” para negociar las tarifas en un plano de mayor simetría17.
16
Ibíd. Artículo 147°. 17
Ibíd. Artículo 149°.
19
Respecto al segmento de generación, este consiste en la producción de
energía eléctrica a partir de una fuente primaria para luego inyectarla de forma
inmediata al sistema de transporte para su comercialización18. Este segmento
se rige por las normas del libre mercado. Los privados son libres de invertir y
compiten por tener los costos más bajos de producción.
Al efecto, cabe señalar que, en este subsector, la Ley N°20.936 consagra
la obligación de sujetarse a la coordinación del Coordinador. Así, el artículo 72°-
2 introduce a la Ley General de Servicios Eléctricos, el siguiente apartado:
“Obligación de Sujetarse a la Coordinación del Coordinador. Todo propietario,
arrendatario, usufructuario o quien opere, a cualquier título, centrales
generadoras, sistemas de transporte, instalaciones para la prestación de
servicios complementarios, sistemas de almacenamiento de energía,
instalaciones de distribución e instalaciones de clientes libres y que se
interconecten al sistema, en adelante "los coordinados", estará obligado a
sujetarse a la coordinación del sistema que efectúe el Coordinador de acuerdo
a la normativa vigente. Son también coordinados los medios de generación que
se conecten directamente a instalaciones de distribución, a que se refiere el
inciso sexto del artículo 149° y que no cumplan con las condiciones y
18
SEPÚLVEDA, E. (2010). Sistema y mercado eléctrico. Santiago: Legal Publishing.
20
características indicadas en el artículo 149° bis, en adelante "pequeños medios
de generación distribuida"”19.
En cuanto a este sector es importante señalar que los generadores
tienen tres posibilidades o mercados en los cuales comercializar energía. El
primero, y respecto del cual profundizaré más adelante, son los contratos
celebrados con las empresas distribuidoras mediante procesos de licitación
para abastecer el consumo de los clientes regulados a un precio que otrora era
calculado por la CNE (precio nudo), pero que tras la modificación introducida
por la ley 20.018 es resultado de una subasta en que la CNE fija un precio de
reserva que es desconocido para los oferentes. El segundo mercado, es el de
los clientes libres, en el cual se negocia y se acuerda un precio determinado
libremente. Y el tercero es el mercado spot, en el cual se transfiere la energía
de productores excedentarios a aquellos deficitarios, a costo marginal y
mediante la coordinación del otrora CDEC20.
Respecto al mercado de transmisión, este es el encargado de llevar a los
centros de consumo la electricidad producida en los centros de generación. Si
bien en este sector se busca la libre competencia, existe un factor geográfico
que la impide, por lo que se genera un monopolio natural. En ese sentido, el
19
Ley N°20.936. Establece un Nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica y Crea un Organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional. Artículo 72°-2, inciso primero y segundo. Santiago, 20 de julio de 2016. 20
MERINO, J., PEÑA, L. “Integración de ERNC en el SING y SIC.” [En Línea] http://hrudnick.sitios.ing.uc.cl/alumno13/inteernc/IntegracionERNC.htm#_Toc358395840 [Consulta: diciembre de 2017].
21
artículo 73° de la LGSE distinguía 3 subsectores dentro de este segmento: el
sistema troncal, que es la línea principal que va de extremo a extremo del país.
El segmento de subtransmisión, que son las líneas que conectan el
troncal con un área de distribución, asociadas a centros de consumo en donde
se encuentran los clientes regulados. Y las líneas adicionales, que son aquellas
utilizadas por grandes empresas o generadores que necesitan conectarse al
servicio eléctrico. En razón del principio de protección al cliente final, el sistema
troncal y de subtransmisión son considerados por el legislador como servicio
público. De esta forma, se someten a fijación de precios, se establecen
calidades y condiciones para operar la línea, y deben otorgar garantía de
acceso abierto. Mientras que el segmento adicional, no está sujeto a regulación
especial, y se rige por lo dispuesto en los contratos de transporte entre
generadores y clientes libres21. Sin perjuicio del expuesto esquema trazado en
relación a este subsegmento por la LGSE de 1982, la Ley 20.936 consagra una
nueva estructura de funcionamiento sobre el que se profundizará más adelante.
21
Ibíd.
22
1.3. Las energías renovables no convencionales en el mercado
eléctrico antes de la Ley 20.805
El artículo 225° letra ab) de la LGSE señala que es energía renovable no
convencional: “aquella energía eléctrica generada por medios de generación
renovables no convencionales”. Dichos medios de generación según el mismo
artículo en su letra aa) son aquellos que producen energía eléctrica mediante
fuentes primarias tales como biomasa, energía hidráulica cuya potencia máxima
sea inferior a 20.000 kilowatts, energía geotérmica, energía solar, energía
eólica, energía mareomotriz u otros medios de generación determinados
fundadamente por la CNE, que utilicen energías renovables, diversifiquen la
matriz y causen un bajo impacto ambiental22.
La definición anterior, proviene de la dictación en el año 2008 de la Ley
N° 20.257, la cual agrega a la LGSE el artículo 150 bis, estableciendo que: a
partir del año 2010, las empresas eléctricas que mantengan contratos de
suministro posterior al 1 de agosto de 2007 y que efectúen retiros desde
sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 MW para
comercializarla con distribuidoras o clientes finales, estén sujetos o no a fijación
de precios, deberán acreditar ante la Dirección de Peajes del CDEC, que una
cantidad de energía equivalente al 5% de sus retiros en cada año calendario ha
22
D.F.L. 4. op.cit. Artículo 225° letra ab).
23
sido inyectada por medios de generación renovables no convencionales,
propios o contratados 23.
Dicho porcentaje debía aumentarse en un 0,5% cada año a partir de
2015 llegando a un 10% en 2024, con la posibilidad de que aquellas
generadoras que no poseían centrales de ERNC propias, pudieran transar con
empresas de ERNC la energía necesaria para cumplir con la cuota pactando un
precio de compra por unidad de energía, llamado informalmente “atributo
ERNC”. Además, se estableció que de no cumplir con la obligación o no
acreditar la compra del tributo, la empresa sería multada con 0,4 UTM/MWh24.
El artículo señalado anteriormente, es modificado en octubre del año
2013 por la Ley N° 20.698, la cual establece una cuota aplicable a los contratos
posteriores al 1 de julio de 2013, de un 6% en el año 2014 aumentándose hasta
un 20% para 2025 25.
Además, la referida ley agrega el artículo 150 ter a la LGSE, el cual
establece que para dar cumplimiento a la obligación del artículo 150 bis, el
Ministerio de Energía efectuará licitaciones públicas anuales, para la provisión
de bloques de energía provenientes de medios de generación de energía
renovable no convencional, pudiendo efectuar hasta dos licitaciones por años 23
Ley N°20.257, Introduce Modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos Respecto de la Generación de Energía Eléctrica con Fuentes de Energías Renovables No Convencionales. Santiago, 1 de abril de 2008. Artículo Único, introduce artículo 152°bis a la LGSE. 24
Ibíd. 25
Ley N°20.698, Propicia la Ampliación de la Matriz Energética, Mediante Fuentes Renovables No Convencionales. Artículo 1° introduce artículo 153°ter a la LGSE. Santiago, 22 de octubre de 2013.
24
en caso de que el bloque licitado no sea cubierto en su totalidad. Para ello se
estableció un esquema de pago especial con el fin de fomentar la estabilidad en
el flujo de ingreso para los proyectos de ERNC 26.
Sumado a lo referido, de los incentivos para el ingreso de generadores
de ERNC a la matriz consagrados en los cuerpos legales mencionados, cabe
agregar lo ya establecido en la Ley N° 19.940 que otorga una exención en el
pago del peaje troncal para la transmisión de ERNC, siendo esta total para
centrales menores a 9MW y parcial para las mayores a 9MW y menores a
20MW mediante la introducción del artículo 71°-7 a la LGSE. 27
26
Ibíd. 27
Ley N°19.940. Regula Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica, Establece un Nuevo Régimen de Tarifas Para Sistemas Eléctricos Medianos e Introduce las Adecuaciones que Indica a la Ley General de Servicios Eléctricos. Artículo 1°, Introduce Artículo 71°-7 a la LGSE. Santiago, 13 de marzo de 2004.
25
CAPÍTULO II: LA NUEVA LEY DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA.
En agosto de 2015 es presentado por el Ejecutivo el proyecto de ley que
“establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica y crea un organismo
coordinador independiente del sistema eléctrico nacional”, en el marco de una
serie de reformas planteadas en la “Agenda de Energía” del gobierno dada a
conocer en 2014.
En cuanto a los objetivos centrales que establecía el proyecto de ley se
señala que se busca:
1) “Lograr que la transmisión eléctrica favorezca el desarrollo de un mercado de
generación más competitivo, para bajar los precios de energía a cliente final,
libre y regulado;
2) Incorporar en la planificación de la transmisión una perspectiva de largo plazo
que permita considerar una visión estratégica del suministro eléctrico, los
intereses de la sociedad, el cuidado del medio ambiente y el uso del territorio;
3) Mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio del sistema,
promoviendo esquemas que incentiven su cumplimiento y compensen a los
usuarios frente a indisponibilidades;
26
4) Robustecer e independizar al coordinador del sistema, y
5) Incorporar al Estado, como garante del bien común, en la definición de los
trazados y emplazamientos de los nuevos sistemas de transmisión,
especialmente en aquellos de servicio público, incluyendo aspectos
ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos en la definición de
trazados de líneas de transmisión; considerando un esquema de participación
ciudadana en la determinación del uso del territorio en el emplazamiento de
redes de transmisión; y creando un esquema de información pública del uso del
territorio para el emplazamiento de redes de transmisión”28.
Estos objetivos centrales responden a su vez a los principios rectores de
“robustez, flexibilidad, eficiencia económica, planificación de largo plazo,
seguridad y calidad de servicio, y sustentabilidad”29.
De esta manera, la ley propone una serie de modificaciones a la
regulación del segmento transmisión con miras a concretar dichos objetivos.
28
Historia de la Ley N°20.936. Mensaje de S.E. La Presidenta de la República con el que inicia un Proyecto de Ley que Establece Nuevos Sistemas de Transmisión de Energía Eléctrica y Crea un Organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional. Mensaje N°731-363. Santiago, 4 de agosto de 2015. p.9 29
BIBLIOTECA DEL CONGRESO NACIONAL DE CHILE. (2016). Historia de la ley N° 20.936
27
2.1. Creación de un Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico
Nacional
Una primera reforma dice relación con la creación de un único
coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, que vendrá a
reemplazar a los centros de despacho económico de carga que tiene en la
actualidad cada sistema interconectado. Dicho organismo, se enmarca en la
interconexión del sistema interconectado central con el sistema interconectado
del norte grande que comenzará a operar en el segundo semestre de 2017.
En efecto, la Ley N°20.936 señala que se crea por ley un organismo
independiente, sin fines de lucro, ad hoc y dotado de personalidad jurídica
propia. Y que, si bien el ente coordinador desarrollará una función de interés
público, este no formará parte de la administración del estado, aunque le serán
aplicables las normas de transparencia y acceso a la información pública30.
Asimismo, la ley mantiene las actuales funciones de los CDEC, esto es la
de preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico, garantizar la
operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema
eléctrico, y el acceso abierto a todos los sistemas de transmisión, pero a la vez,
le entrega nuevas obligaciones recogiendo la evolución del mercado eléctrico
nacional y las mejores prácticas internacionales, tales como monitorear la
30
Ibíd.
28
competencia en el mercado colaborando con las autoridades correspondientes
y el establecimiento de un exigente estándar de transparencia en el manejo de
información 31.
A este respecto, es que la ley modifica la conformación del ente
coordinador para asegurar la debida independencia que este debe tener con los
actores del sistema, para lo cual se establece un Consejo Directivo compuesto
por 5 consejeros elegidos por un Comité Especial de Nominaciones, mediante
concurso público, ejerciendo uno de los consejeros la presidencia del Consejo
Directivo.
En efecto, el artículo 2° de la Ley N°20.936, introduce el artículo 212°-7 a
la LGSE, en razón del cual se establece que el Comité Especial de
Nominaciones estará compuesto por el Secretario Ejecutivo de la Comisión
Nacional de Energía, un consejero del Consejo de Alta Dirección Pública, el
Presidente del Panel de Expertos o uno de sus integrantes designado para tal
efecto, y el Presidente del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia o uno
de sus ministros designado para tal efecto 32.
31
Ibíd. 32
Ley N°20.936. Op. Cit. Artículo 2° que introduce el 212°-7 a la LGSE.
29
Sobre este punto han existido opiniones contrapuestas, en particular
respecto a la falta de independencia que traería consigo el hecho de que el
Secretario Ejecutivo de la CNE sea parte del Comité Especial de Nominaciones.
En ese sentido, desde la Asociación de Pequeños y Medianos
Generadores Eléctricos (GPM) se ha argumentado que “el órgano regulador no
debe ser un interventor en las decisiones del coordinador porque las medidas
en materias técnicas deben ser independientes. Se corre el riesgo de que el
coordinador tome siempre decisiones en línea con las ideas del gobierno de
turno, que pueden perjudicar la percepción de riesgo del mercado eléctrico”33.
Sobre el mismo punto, pero en una línea distinta, Claudio Huepe,
coordinador del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la Universidad
Diego Portales, señala que debe existir independencia, pero que “es lógico que
exista participación del Estado en el nombramiento de los directores y en la
supervisión de su operación, sin que eso sea una injerencia indebida”34.
En general, el nuevo ente coordinador ha sido bien recibido por el
conjunto de los actores del mercado eléctrico y por organizaciones de la
sociedad civil. Del análisis de la discusión legislativa, se observa el beneplácito
de expertos como Hugh Rudnick, representantes gremiales como Rodrigo
33
TAPIA, Daniela. “Ley de Transmisión Eléctrica: Un debate de líneas cruzadas”. Revista Nueva Minería y Energía. [En Línea] http://www.nuevamineria.com/revista/ley-de-transmision-electrica-un-debate-de-lineas-cruzadas/ [Consulta: diciembre de 2017]. 34
Ibíd.
30
Castillo y Carlos Finat (distribuidoras y generadores de ERNC respectivamente)
y miembros de organizaciones sociales como Sara Larraín (ChileSustentable)35.
2.2. Planificación Energética y de la Expansión de la Transmisión
La Ley N°20.936 define sistema de transmisión en el artículo 73°
señalando que: “El “sistema de transmisión o de transporte de electricidad" es
el conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema
eléctrico, y que no están destinadas a prestar el servicio público de distribución,
cuya operación deberá coordinarse según lo dispone el artículo 72°-1 de esta
ley”36.
Al mismo tiempo, en el referido artículo, distingue distintos segmentos
como el Sistema de transmisión nacional (actual sistema de transmisión
troncal), definido en el artículo 74°:“El sistema de transmisión nacional es aquel
sistema que permite la conformación de un mercado eléctrico común,
interconectando los demás segmentos de la transmisión, y estará constituido
por las líneas y subestaciones eléctricas que permiten el desarrollo de este
mercado y posibilitan el abastecimiento de la totalidad de la demanda del
35
Historia de la Ley 20.936. Que Establece Nuevos Sistemas de Transmisión de Energía Eléctrica y Crea un Organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional Informe de la Comisión de Minería y Energía, en sesión 113. Legislatura 363. Cámara de Diputados. 10 de diciembre de 2015. Pp. 41-42. 36
Ley 20.936. op.cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 73° a la LGSE.
31
sistema eléctrico, frente a diferentes escenarios de disponibilidad de las
instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla,
considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en
la presente ley, los reglamentos y las normas técnicas.”37
Por su parte el artículo 77° contiene la definición del sistema de
transmisión zona (actual sistema de subtransmisión): “Cada sistema de
transmisión zonal estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas
dispuestas esencialmente para el abastecimiento actual o futuro de clientes
regulados, territorialmente identificables, sin perjuicio del uso por parte de
clientes libres o medios de generación conectados directamente o a través de
sistemas de transmisión dedicada a dichos sistemas de transmisión.”38.
El artículo 76° define los sistemas de transmisión dedicados (actual
sistema adicional): “Los sistemas de transmisión dedicados estarán constituidos
por las líneas y subestaciones eléctricas radiales, que encontrándose
interconectadas al sistema eléctrico, están dispuestas esencialmente para el
suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios
o para inyectar la producción de las centrales generadoras al sistema
eléctrico”.39
37
Ley N°20.936. Op.Cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 74° a la LGSE. 38
Ley N°20.936. Op.Cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 77° a la LGSE. 39
Ley N°20.936. Op.Cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 76° a la LGSE.
32
A su vez, el artículo 75° se refiere al sistema de transmisión para polos
de desarrollo: “Los sistemas de transmisión para polos de desarrollo estarán
constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas, destinadas a transportar
la energía eléctrica producida por medios de generación ubicados en un mismo
polo de desarrollo, hacia el sistema de transmisión, haciendo un uso eficiente
del territorio nacional”40.
Este es un nuevo segmento de transmisión en cuyo establecimiento y
expansión existe un interés público que ordena el uso del territorio y es
compatible con el aprovechamiento del potencial energético de dichos polos de
desarrollo41.
Además, la ley reconoce dentro del sistema de transmisión los sistemas
de interconexión internacional, lo cual permite el intercambio internacional de
energía, estableciendo la obligación del ente coordinador de coordinar la
operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional,
preservando la seguridad y calidad de servicio en el sistema eléctrico y
asegurando la óptima utilización de los recursos energéticos en el territorio
nacional. Así lo establece el artículo 78° inciso primero de la aludida ley al
definir los Sistemas de Interconexión Internacional: “Los sistemas de
interconexión internacional estarán constituidos por las líneas y subestaciones
eléctricas destinadas a transportar la energía eléctrica para efectos de
40
Ley N°20.936. op.cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 75° a la LGSE. 41
Historia de la Ley 20.936. op.cit. Mensaje de S.E. p. 10.
33
posibilitar su exportación o importación, desde y hacia los sistemas eléctricos
ubicados en el territorio nacional. Los términos y condiciones en que se
efectuará dicho intercambio de energía se establecerán en el decreto supremo
a que hace referencia el artículo 82° y demás normativa aplicable”42.
En cuanto a la planificación del sistema de transmisión, la ley consagra
un proceso quinquenal de planificación energética, a cargo del Ministerio de
Energía, con un horizonte de 30 años. Al respecto, el ministerio deberá
considerar los escenarios de desarrollo del consumo y de la oferta de energía,
teniendo en cuenta a su vez las tecnologías de generación disponibles, su
evolución y desarrollo y las eventuales nuevas alternativas tecnológicas. De tal
modo se desprende del artículo 83° cuando preceptúa: Cada cinco años, el
Ministerio de Energía deberá desarrollar un proceso de planificación energética
de largo plazo, para los distintos escenarios energéticos de expansión de la
generación y del consumo, en un horizonte de al menos treinta años. El proceso
de planificación energética deberá incluir escenarios de proyección de oferta y
demanda energética y en particular eléctrica, considerando la identificación de
polos de desarrollo de generación, generación distribuida, intercambios
internacionales de energía, políticas medio ambientales que tengan incidencia y
objetivos de eficiencia energética entre otros, elaborando sus posibles
escenarios de desarrollo. Asimismo, la planificación deberá considerar dentro
42
Ley N°20.936. op.cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 78° a la LGSE.
34
de sus análisis los planes estratégicos con los que cuenten las regiones en
materia de energía. Anualmente, el Ministerio podrá actualizar la proyección de
la demanda, los escenarios macroeconómicos, y los demás antecedentes
considerados en los escenarios definidos en el decreto a que hace referencia el
artículo 86°43.
Por su parte, y en el contexto de la planificación de largo plazo
establecido por el ministerio, la CNE estará a cargo de toda la planificación
anual del sistema de transmisión, con un horizonte de al menos 20 años,
recogiendo el dinamismo del sector y entregando certezas para el desarrollo de
las inversiones. Así se colige del nuevo artículo 87° inciso primero que a la letra
dicta: Anualmente la Comisión deberá llevar a cabo un proceso de planificación
de la transmisión, el que deberá considerar, al menos, un horizonte de veinte
años. Esta planificación abarcará las obras de expansión necesarias del
sistema de transmisión nacional, de polos de desarrollo, zonal y dedicadas
utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el
suministro de usuarios sometidos a regulación de precios, o necesarias para
entregar dicho suministro, según corresponda.44
Importante también es señalar los nuevos criterios que la ley establece
que el planificador debe tener en cuenta para la expansión de la transmisión,
estos son:
43
Ley N°20.936. op.cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 83° a la LGSE. 44
Ley N°20.936. op.cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 87° a la LGSE.
35
1) La minimización de los riesgos en el abastecimiento;
2) La creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia;
3) Instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el
desarrollo del sistema eléctrico; y
4) La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan
realizar las ampliaciones necesarias del sistema de una manera eficiente
evitando duplicidades45.
En cuanto a la participación ciudadana, la ley consagra en el artículo 90°
inciso primero sobre Participantes y Usuarios e Instituciones Interesadas,
que:“La Comisión abrirá un registro de participación ciudadana, en el que se
podrán inscribir las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y
usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren
interconectados al sistema eléctrico, en adelante los "participantes", y toda
persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, en adelante
"usuarios e instituciones interesadas"46.
Entregando en los subsiguientes incisos a la potestad reglamentaria la
definición de los procedimientos de información y presentación de antecedentes
para ser parte del aludido registro de participación ciudadana47.
45
Ibíd. 46
Ley N°20.936. op.cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 90° a la LGSE. 47
Ibíd.
36
2.3. Polos de Desarrollo
Se entenderá por polos de desarrollo a aquellas zonas territorialmente
identificables en el país, ubicadas en las regiones en las que se emplaza el
Sistema Eléctrico Nacional, donde existen recursos para la producción de
energía eléctrica proveniente de energías renovables, cuyo aprovechamiento,
utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público por ser
eficiente económicamente para el suministro eléctrico, debiendo cumplir con la
legislación ambiental y de ordenamiento territorial. La identificación de las
referidas zonas tendrá en consideración el cumplimiento de la obligación
establecida en el artículo 150º bis, esto es, que una cantidad de energía
equivalente al 20% de los retiros totales afectos en cada año calendario, haya
sido inyectada al sistema eléctrico por medios de generación renovables no
convencionales, según dispone el artículo 85° inciso segundo de la Ley
N°20.93648.
Este concepto creado por la ley pretende identificar las áreas del territorio
nacional en donde existan altos potenciales de generación de energías
renovables. Dichos polos serán identificados por el Ministerio de Energía en la
planificación energética quinquenal de largo plazo, y deberá considerar el
interés público en desarrollar zonas en que existen o hay condiciones para
48
Ley N°20.936. op.cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 85° a la LGSE.
37
producir energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, cuyo
aprovechamiento utiliza un único sistema de transmisión con criterios de
eficiencia y optimización económica, debiendo cumplir con la legislación
ambiental y territorial. Además, el artículo 85° inciso 2° de la ley, establece la
obligación de dar cumplimiento al artículo 150 bis de la LGSE, esto es, que una
cantidad de energía equivalente al 20% de los retiros totales afectos en cada
año calendario, haya sido inyectada al sistema eléctrico por medios de
generación renovables no convencionales49.
Al mismo tiempo, la ley señala que el Ministerio de Energía deberá
elaborar un Informe Técnico por cada polo de desarrollo, que especifique una o
más zonas que cumplan con lo prescrito en el artículo 85° inciso 2°,
distinguiendo cada tipo de fuente de generación.50 Para ello, el Ministerio
deberá realizar una evaluación ambiental estratégica que es definida en el
artículo 2, letra i) bis de la Ley N°19.300 como: “el procedimiento realizado por
el ministerio sectorial respectivo, para que se incorporen las consideraciones
ambientales del desarrollo sustentable, al proceso de formulación de las
políticas y planes de carácter normativo general, que tengan impacto sobre el
medio ambiente o la sustentabilidad, de manera que ellas sean integradas en la
dictación de la respectiva política y plan, y sus modificaciones sustanciales”51.
49
Ibíd. 50
Ibíd. 51
Ley N°19.300. Aprueba Ley Sobre Bases Generales del Medio Ambiente. Ministerio Secretaría General de la Presidencia. 9 de marzo de 1994.
38
Cabe señalar que, en el proyecto de ley enviado por el ejecutivo, no se
establecía un porcentaje obligatorio para energías renovables no
convencionales. Al respecto, hubo voces desde las organizaciones sociales que
se mostraron contrarias a esta iniciativa: “El concepto de polos de desarrollos
no restringido a energías renovables no convencionales demostraba una visión
extractivista y centralista, que insistía en tecnologías obsoletas, incluidos los
grandes embalses en el sur y sur austral” señala Sala Larraín, de Chile
Sustentable52.
Frente a esto, los legisladores de la Comisión de Minería, Lautaro
Carmona, Daniella Cicardini y Luis Lemus, lograron modificar y aprobar una
modificación al artículo 85° de la ley estableciendo que: “al menos en un 70%
de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento utilizando un
único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente
económicamente, y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental
y la preservación de la naturaleza” y además fueron quienes introdujeron la
obligación de que los polos de desarrollo fuesen sometidos a evaluación
ambiental estratégica con el objeto de considerar la participación ciudadana y
respetar las prioridades del ordenamiento territorial regional53.
52
SEGURA, P., En CIPERChile. Los puntos críticos de la Ley de Transmisión Eléctrica que deben resolver los diputados. [En línea] http://ciperchile.cl/2016/01/11/los-puntos-criticos-de-la-ley-de-transmision-electrica-que-deben-resolver-los-diputados/ [Consultado en diciembre de 2017]. 53
Ibíd.
39
Finalmente, el ejecutivo introdujo una modificación al referido artículo que
redujo el porcentaje de un 70% a un 20% de retiros totales de energía
proveniente de energías renovables no convencionales54.
2.4. Definición de Trazados
El mensaje de la ley parte de la base que en lo que respecta a la
definición de trazados la experiencia comparada de países como Colombia,
Estados Unidos, Australia y Suiza, muestra que el Estado siempre está más
involucrado en la definición que en el caso de Chile.
Se señala que en dichos países el Estado cuenta con unidades o
instituciones con amplias capacidades de planificación y desarrollo, además de
tener los recursos necesarios para efectuar los procesos de planificación de
franjas o trazados. De la misma manera, en dichos países el Estado desarrolla
procesos de participación ciudadana en la planificación y en distintas etapas del
proyecto de transmisión usando un esquema de participación temprana,
teniendo especial consideración con los pueblos originarios55.
54
Ibíd. 55
Historia de la Ley N°.20.936. op.cit. Mensaje de S.E. pp.11-12.
40
Se hace presente que la ley opta por un modelo mixto en que el Estado
tendrá mayor participación, pero dejando en manos de los privados el desarrollo
de los proyectos, la tramitación de permisos y la negociación de las
indemnizaciones asociadas a las respectivas servidumbres56.
De esta manera, se propone un nuevo Procedimiento de Estudio de
Franja a cargo del Ministerio de Energía para determinados trazados de
transmisión eléctrica que sean de interés público, estando sometido a
evaluación ambiental estratégica, a la aprobación del Consejo de Ministros para
la Sustentabilidad y al proceso de consulta indígena contenido en el Convenio
N°169 de la Organización Internacional del Trabajo en caso de ser necesario 57.
De lo anterior, se da cuenta en detalle en la Ley en los artículos 91° a 99
bis, siendo particularmente demostrativo de lo expuesto en los precedentes
acápites, el artículo 93°, al referirse sobre el procedimiento para la
determinación de franjas, que al efecto consigna: “Una vez publicado en el
Diario Oficial el decreto que fija las obras nuevas, el Ministerio deberá dar inicio
al Estudio de Franja para aquellas obras nuevas que requieren de la
determinación de una franja preliminar, el que será sometido a evaluación
ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del Título II
de la ley N°19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente. El señalado
procedimiento concluirá con la dictación de un decreto exento del Ministerio,
56
Ibíd. 57
Ibíd.
41
expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República", que fijará
la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con
una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50 y siguientes
de la ley, en lo que les sea aplicable.
El estudio preliminar de franja y su respectiva Evaluación Ambiental Estratégica
deberá tener en especial consideración, respecto de las alternativas que
pondere, los criterios y patrones de sustentabilidad por donde pudieren pasar
las franjas. El estudio preliminar de franja deberá someterse al proceso de
Consulta o Participación Indígena contemplado en el Convenio 169 de la
Organización Internacional del Trabajo, cuando el convenio así lo determine.
El estudio será licitado, adjudicado y supervisado por el Ministerio en
conformidad a las bases técnicas y administrativas que éste elabore, y la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles actuará como organismo
técnico asesor.
El financiamiento del Estudio de Franja se establecerá a través de un
presupuesto anual elaborado por la Subsecretaría de Energía. Este
presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.
El Estudio de Franja contemplará franjas alternativas en consideración a
criterios técnicos, económicos, ambientales y de desarrollo sustentable58.
58
Ley N°20.936. op.cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 85° a la LGSE.
42
2.5. Acceso Abierto
El concepto de acceso abierto ya se encontraba presente en el texto
original de la LGSE de 1982, señalando el artículo 71°-5, incisos primero,
segundo y tercero, que: “Las instalaciones de los sistemas de transmisión
troncal y de los sistemas de subtransmisión de cada sistema eléctrico están
sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros
bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los
usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión que
corresponda de acuerdo con las normas de este Título. En los sistemas
adicionales sólo estarán sometidas al régimen de acceso abierto aquellas líneas
que hagan uso de las servidumbres a que se refiere el artículo 50 y las que
usen bienes nacionales de uso público, como calles y vías públicas, en su
trazado. El transporte por estos sistemas se regirá por contratos privados entre
partes y conforme a lo dispuesto en las disposiciones legales pertinentes.”59.
Sin embargo, la nueva ley en el artículo 80° establece el acceso abierto
en los sistemas de transmisión dedicados (nueva denominación para los otrora
sistemas de transmisión adicionales), cuando exista capacidad técnica
disponible de transmisión, al efecto dispone el inciso primero de dicha norma:
“Los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes exploten a cualquier
59
D.F.L. 1. Aprueba Modificaciones al D.F.L. N°4, de 1959, Ley General de Servicios Eléctricos, en Materia de Energía Eléctrica. Ministerio de Minería. Santiago, 13 de Septiembre de 1982.
43
título las instalaciones de los sistemas dedicados no podrán negar el servicio a
ningún interesado cuando exista capacidad técnica disponible de transmisión,
sin perjuicio de la capacidad contratada o de los proyectos propios que se
hayan contemplado fehacientemente al momento de la solicitud de uso de
capacidad técnica, conforme a las normas del presente artículo. Asimismo, en
las mismas condiciones, no podrán negar el acceso a empresas concesionarias
de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a
regulación de precios, en consistencia con los precios regulados. El o los
propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes exploten a cualquier título
las instalaciones de transmisión dedicada que corresponda, deberán informar al
Coordinador todo cambio en el uso estimado de la capacidad técnica
disponible.”60.
Cabe recordar que, como se expuso en el precedente párrafo, con
anterioridad el acceso abierto a los sistemas de transmisión adicionales estaba
sujeto al hecho de que dichas instalaciones hubieren hecho uso de concesiones
eléctricas o bienes nacionales de uso público.
Al mismo tiempo, será el Coordinador el encargado de establecer los
pagos que se deban hacer por concepto de conexión, estudios, análisis de
60
Ley N°20.936. op.cit. Artículo 1° que introduce nuevo artículo 80° a la LGSE.
44
ingeniería o derechos de uso de las instalaciones, y los plazos para establecer
la conexión61.
2.6. Remuneración del Sistema
La legislación previa a la Ley N°19.940 asignaba la totalidad de los
pagos de los peajes de transmisión a los generadores. En el período de
discusión de la Ley Corta I, en el año 2003, existía consenso en el mundo
académico respecto a la eficiencia que la distribución de pagos entre
generación y demanda, considerando criterios de beneficios y seguridad62.
Así entonces, con la aprobación de la Ley Corta I se estableció que el
sistema de transmisión troncal fuera financiado de manera conjunta por la
generación y la demanda. Para ello, se distingue el Área de Influencia Común
(AIC), correspondiente a la porción del sistema troncal que concentra
simultáneamente el 75% de la inyección de la generación, el 75% de los retiros
y donde se maximice la cantidad de inyecciones versus la cantidad de
instalaciones. Así, la infraestructura del AIC es remunerada en un 80% por la
61
Ibíd. 62
RUDNICK, H., MOCÁRQUER, S., SORE, F. “Distribución de pagos de sistemas de transmisión entre generación y demanda: experiencia internacional”. [En Línea] http://hrudnick.sitios.ing.uc.cl/paperspdf/RudnickMocarquerSore.pdf [Consultado: en diciembre de 2017]
45
generación (inyecciones) y 20% por la demanda (retiros), ambos según la
prorrata de uso de cada una de ellas63.
Al respecto, la nueva ley de transmisión, parte de la base que los
sistemas de remuneración de la transmisión que asignan parte del pago de
peajes a la generación le permiten a estos últimos incluir en los precios que
ofertan a los usuarios los respectivos costos de transmisión, por lo cual existirán
generadores que tendrán ventajas por sobre otros, disminuyendo los niveles de
competencia y causando la aparición de barreras de entrada vía el ejercicio de
poder de mercado tanto en los contratos como en la expansión64.
Bajo este supuesto y citando la experiencia de países como Alemania,
Estados Unidos, Italia, Suiza, entre otros, es que la ley consagra que el 100%
del pago correrá por parte de los consumidores, reduciendo las barreras de
entrada en el segmento de generación y aumentando los niveles de
competencia. Del mismo modo, establece un sistema de transporte con cargos
de acceso único comúnmente denominado “estampillado” en alusión al costo de
las estampillas de correo, cuyo valor es el mismo independiente de la distancia
al destinatario del mensaje65.
De esta manera, la técnica del estampillado permitirá que la competencia
en el segmento de generación se base en la eficiencia de sus procesos
63
Historia de la Ley N° 20.936. Mensaje de S.E. op.cit. p.13. 64
Ibíd. p. 14. 65
Ibíd.
46
productivos, aumentándola y traspasando los beneficios a los usuarios y no
basado en la cercanía a los centros de consumo, al mismo tiempo que no se
establecen castigos a ciudades, consumos o generación que se encuentran
fuera de los grandes centros urbanos, siendo así un impulso a la
descentralización y el crecimiento uniforme de la economía del país66.
66
Ibíd.
47
CAPÍTULO III: LA LICITACIÓN DE SUMINISTRO ELÉCTRICO EN
EL INGRESO DE ERNC
3.1. Las licitaciones
Suele definirse a la licitación como un “tipo de mecanismo mediante el
cual se asignan bienes o servicios, finales o intermedios, a través de un proceso
previamente determinado”.67Este mecanismo en sí mismo, consiste en un
“conjunto de reglas que determinan un proceso en el cual interactúan
estratégicamente oferentes y demandantes –de uno o más bienes o servicios- a
fin de lograr el traspaso total o parcial del objeto licitado”68.
Dentro del concepto de licitación, se encuentran distintos mecanismos
que se diferencian principalmente por la relevancia que se le da a las variables
económicas como criterio de asignación.
67
HARRISON, R., MUÑOZ, R. “Política de competencia en procesos de licitación de bienes y recursos” En: “La Libre Competencia en el Chile del Bicentenario”. Tribunal de Defensa de la Libre Competencia. Santiago, Ed. Thomson Reuters, 2011. pp. 375. 68
Ibíd. p. 376.
48
Así, se identifica el mecanismo de la subasta, en el cual se considera
principalmente a la variable económica para adjudicar la licitación. En
contrapartida, se reconoce el mecanismo de los “beautycontest”, caracterizado
por evaluar en forma conjunta factores técnicos y económicos, sin la posibilidad
de considerar separadamente la oferta realizada. Además, encontramos un
formato mixto, como son los mecanismos de “scoring rule”, en donde se le
otorga un puntaje a los factores técnicos y económicos, teniendo cada ámbito
determinada ponderación y adjudicándose la licitación aquella con mayor
puntaje, el que se ve favorecido por la mayor ponderación que el licitador le
otorgó a uno u otro aspecto 69.
Sin perjuicio de lo anterior, cabe señalar que a pesar de que la subasta
tiene como principal elemento el factor económico, esto no significa que se
dejen completamente fuera elementos técnicos o de calidad en el proceso de
asignación.
De esta forma, se ha argumentado que el mecanismo de la subasta es el
que permite perseguir de mejor manera los objetivos de optimalidad y eficiencia,
de transparencia en el proceso y de simular características de mercados
competitivos. 70
En contrapartida, se critican los otros mecanismos de asignación como
los “beautycontest” o los de “scoring rule”, por cuanto son más lentos y
69
Ibíd. 70
Ibíd.
49
costosos, el mecanismo de evaluación es más difícil de transmitir, al mismo
tiempo que se presentan dificultades para el licitador en torno a identificar la
mejor oferta, lo que genera falta de transparencia y desconfianza en el
mecanismo 71.
En cuanto al esquema general que tendrá un proceso de licitación, es
posible identificar cuatro componentes principales, que en este caso
ejemplificaré con lo que ocurre en el sistema de licitaciones de suministro
eléctrico a clientes regulados creado por la Ley N°20.018 (de la cual
profundizaré más adelante).
Así entonces, un primer componente es el licitador, o sea, las empresas
distribuidoras, quienes diseñan el mecanismo a seguir en función de
determinados objetivos (por ejemplo, eficiencia, diversificación, competencia,
etc.), y en virtud del cual asignarán un determinado objeto. Luego, al licitador
también le corresponde el diseño de este objeto. Por ejemplo, para el caso de la
licitación de suministro eléctrico, el objeto consistirá en bloques de energía, por
lo que las distribuidoras deben determinar el monto de la energía, el tipo y la
duración del contrato72.
71
Ibíd. 72
MORENO, J., MORENO, R., RUDNICK, H., MOCARQUER, S. “Licitaciones para el abastecimiento eléctrico de clientes regulados en Chile: Dificultades y oportunidades”. [En Línea] http://www.systep.cl/documents/JMoreno-RMoreno-HRudnick-SMocarquer.pdf [Consultado en: diciembre de 2017].
50
Un segundo componente, es el mecanismo que se utilizará para la
asignación, el cual debe ser determinado y diseñado por el licitador. Para el
caso en cuestión, el mecanismo es la subasta, ya que sin perjuicio de criterios
técnicos y/o de calidad, el principal objetivo es despejar la oferta que tenga el
precio más bajo para un determinado bloque de energía73.
Un tercer componente de este esquema lo ocupa el licitante, o sea, las
empresas generadoras de energía, las cuales presentarán una oferta en función
de determinados objetivos, por ejemplo, asegurar beneficios económicos
estables en el largo plazo y no estar sujetos a las fluctuaciones que podría tener
vender energía únicamente en el mercado spot74.
Un cuarto componente de este cuadro lo constituye el organismo
regulador sectorial, en este caso la CNE, que revisa el mecanismo, en
específico las bases de licitación, para asegurar resultados eficientes, que el
proceso sea transparente y resguardar la libre competencia75.
Ahora bien, respecto de las subastas, existen distintos tipos a partir de
los cuales pueden diseñarse modelos más complejos o combinarse unos con
otros. Los modelos básicos son los siguientes76:
73
HARRISON, R., MUÑOZ, R. 2011. op.cit. p.379. 74
Ibíd. 75
Ibíd. 76
DURÁ, P. “Teoría de subastas y reputación del vendedor”. Monografía. Comisión Nacional del Mercado de Valores. Madrid, 2003. pp.10-11.
51
1) Subasta ascendente (abierta, oral o subasta inglesa)
Se caracteriza porque el precio aumenta sucesivamente hasta que sólo
un proponente mantiene su oferta y se adjudica el bien subastado al precio que
finalmente ofertó.
2) Subasta descendente (subasta holandesa)
Es opuesto al mecanismo anterior. Se fija un precio muy elevado al inicio
y es sucesivamente disminuido por el subastador. El primer postor que acepta
el precio en una determinada ronda, se adjudica el bien. Era el mecanismo
usado para la venta de flores en Holanda.
3) Subasta con sobre cerrado al primer precio
Los participantes presentan sus ofertas en un sobre cerrado, sin que
puedan conocer las ofertas de los demás participantes. El bien es adjudicado al
mejor postor y será su oferta la que determine el precio del intercambio.
4) Subasta con sobre cerrado al segundo precio (o subasta de Vickrey)
Es similar a la anterior, pero con la diferencia de que el precio a pagar no
es el ofrecido por el ganador, sino que será la segunda oferta más alta
presentada. De esta forma el precio será independiente a la puja presentada
por el ganador, con la finalidad de que, al momento de presentar la oferta, se
sepa de antemano que en caso de ganar, no se va a influir en el precio.
52
3.2. La licitación de suministro eléctrico a clientes regulados en la
Ley N°20.018
Hasta antes de la dictación de la Ley N°20.018, el mercado minorista que
abastecía a los clientes regulados estaba sujeto a la fijación de precios que
determinaba la Comisión Nacional de Energía, la cual calculaba
semestralmente los precios de nudo, que era el precio máximo al que podía
llegar los contratos de suministro suscritos entre generadores y empresas
distribuidoras. Este precio de nudo buscaba representar la futura evolución de
los costos marginales, que eran promediados y traspasados a los clientes
finales.
Sin perjuicio de lo anterior, no es baladí mencionar que en el texto
original de la LGSE, se contemplaba en el Título IX, sobre disposiciones
transitorias, la obligación de efectuar una licitación pública en los términos del
artículo 1° del señalado título: “Para los efectos de la fijación de precios
máximos de los suministros indicados en el número 3 del artículo 90°, de la
presente ley, y por el término de veinte años contados desde la fecha de puesta
en servicio de los centros de generación que se instalen antes de 1990 en la I y
II Regiones Administrativas, los precios máximos que podrán cobrar los
propietarios de dichos centros de generación a las empresas concesionarias de
distribución de esas regiones, serán los precios y las condiciones de
53
reajustabilidad de los mismos que hayan pactado entre sí en contratos, siempre
que ellos resultaren de una licitación pública. Las empresas concesionarias de
distribución instaladas en la Regiones I y II deberán informar a la Comisión
acerca de los contratos mencionados anteriormente. En la determinación de los
precios de nudo de energía y potencia de punta según procedimiento
establecido en el artículo 99° de la presente ley, la Comisión imputará los
precios establecidos en dichos contratos como costos de generación de las
centrales correspondientes77.
No obstante ello, a partir de la presentación realizada en febrero de 2001
por parte del Presidente del Directorio del Centro de Despacho Económico de
Carga del Sistema Interconectado Central, relativa al “Tratamiento que debe
darse en el balance de valorización de transferencias de energía a consumos
que se realicen y se constate que no tienen contrato de suministro y a las
acciones y medidas operativas que debe adoptar la Dirección de Operación,
habida consideración de su impacto en la seguridad global del servicio y la
garantía de los derechos de servidumbre de paso de energía”. Así, de la
Resolución Exenta N°88 de 2001 evacuada por el Ministerio de Economía, se
desprende la necesidad de diseñar un mecanismo que permita al distribuidor
contar en forma permanente con el abastecimiento de energía y satisfacer sus
necesidades de demanda proyectada, teniendo a su vez a la vista los principios
de seguridad, continuidad e ininterrumpibilidad del suministro. Así las cosas, el
77
Op.cit. D.F.L. 1, Artículo 1°, Disposiciones Transitorias.
54
citado acto administrativo dispone la obligación al CDEC de ordenar a sus
integrantes, para que, en conjunto, procedan a suministrar energía ante casos
de empresas distribuidoras sin contratos de suministro con generadoras que
puedan poner en riesgo los principios antedichos. 78
De esta manera, la Ley N°19.940 introduce en la LGSE un nuevo inciso
segundo al artículo 79°, en virtud del cual: "Los concesionarios de servicios
públicos de distribución deberán informar a la Superintendencia de Electricidad
y Combustibles, la fecha de licitación de sus contratos de suministro cuyos
vencimientos estén previstos para los próximos doce meses y podrán efectuar
conjuntamente licitaciones de bloques de energía necesaria para abastecer la
demanda, en condiciones objetivas, transparentes y competitivas, lo que deberá
ser informado al público por la Superintendencia de Electricidad y
Combustibles”79.
No obstante, se requería una mayor especificación de este procedimiento
de subasta introducido por el antedicho cuerpo normativo. En ese aspecto, la
Ley N°20.018 vino a derogar al inciso segundo del artículo 79° ya indicado, e
introdujo un nuevo articulado en el cual se obligaba a las empresas
concesionarias a licitar el suministro necesario para abastecer los consumos de
los clientes sometidos a regulación de precios ubicados en su zona de
78
Resolución Exenta N°88, de Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Santiago, 30 de mayo de 2001. 79
Ley N°19.940. Op. Cit. Artículo 51° letra b) que introduce un nuevo inciso segundo al artículo 79° de la LGSE.
55
concesión. Al mismo tiempo, señalaba que las bases de licitación podían ser
individuales o conjuntas, elaboradas por las concesionarias y sujetas a la
aprobación de la CNE80.
Por su parte, el mensaje de la ley es claro cuando señala que el objetivo
primordial del proyecto es despejar la incertidumbre en el mercado eléctrico
para el desarrollo de futuras inversiones en generación, reforzando la seguridad
del abastecimiento eléctrico, a través de mecanismos que aseguren la
estabilidad en los precios de los contratos de suministro a clientes regulados,
para que de esta forma las inversiones en el sector se desarrollen con
normalidad81.
De este modo, en cuanto a incentivar el desarrollo de inversiones, la Ley
N° 20.018 establece un mecanismo de licitación de contratos de suministro de
los generadores a las empresas concesionarias de distribución para abastecer
la demanda de los clientes regulados, siendo dichos contratos de plazos
extendidos, durante cuya vigencia el precio de adjudicación, que es el
resultante de las ofertas realizadas por las empresas generadoras, no es
80
Ley N°20.018. Modifica el Marco Normativo del Sector Eléctrico. Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. 19 de mayo de 2005. 81
Historia de la Ley N°20.018. Mensaje de S.E. el Presidente de la República con el que inicia un Proyecto de Ley que Introduce Modificaciones al Marco Normativo que Rige al Sector Eléctrico. Santiago, marzo 11 de 2005. p.5.
56
modificado, sin perjuicio de las indexaciones que se lleven a cabo en virtud de
las variables asociadas a los costos de proveer el servicio82.
De esta manera, el artículo 79° inc. 1 de la LGSE establece que las
empresas distribuidoras deberán disponer permanentemente del suministro de
energía que, sumado a la capacidad propia de generación, les permita
satisfacer el total del consumo proyectado de sus consumidores regulados para
a lo menos tres años83.
Para ello, con la antelación que fije el reglamento, deberán licitar el
suministro necesario, de modo que el conjunto de los contratos resultantes, más
la eventual capacidad de generación propia, garanticen el cumplimiento de la
obligación establecida en el inciso anterior84.
Además, señala que las distribuidoras podrán coordinarse para efectuar
la licitación de forma conjunta, por la suma de los suministros individuales a
contratar, siendo dichas licitaciones públicas, abiertas, no discriminatorias,
transparentes y la información contenida en la oferta de los proponentes será
de dominio público85.
El artículo 79° inc. 2° establece que serán las distribuidoras las que
elaborarán las bases de la licitación, debiendo ser aprobadas previamente por
82
Ibíd. 83
Ley N°20.018. op. cit. 84
Ibíd. 85
Ibíd.
57
la CNE. Además, las bases de licitación deberán especificar el o los puntos del
sistema eléctrico en el cual se efectuará el suministro, la cantidad a licitar y el
período de suministro que cubre la oferta86.
Por su parte, el artículo 79 inc. 3, señala que debe haber homogeneidad
respecto de las exigencias de seguridad y calidad del servicio, y no
discriminatorias para los oferentes. Por lo que ningún oferente podrá ofrecer
calidades especiales de servicio, ni incluir regalías o beneficios adicionales al
suministro. En cuanto al período de suministro que cubra la oferta, se establece
un plazo máximo de 15 años, debiendo el oferente señalar el precio de la
energía y el o los puntos de compra que correspondan según las bases87.
El artículo 79 inc. 4 consagra la obligación de adjudicar la licitación al
oferente que ofrezca el menor de precio de energía88.
Por su parte, el artículo 79 inc. 5 establece el precio techo de la licitación,
el cual será equivalente al límite superior de la banda definida en el artículo 101
ter, vigente al momento de la licitación, incrementado en el 20%. En caso de
que la licitación sea declarada desierta, el límite superior de la banda podrá ser
incrementado hasta en un 15%. Si la licitación nuevamente es declarada
86
Ibíd. 87
Ibíd. 88
Ibíd.
58
desierta, se podrá convocar a nuevas licitaciones con el valor máximo señalado
anteriormente, hasta que esté vigente el siguiente decreto de precios de nudo89.
En síntesis, las principales modificaciones de la ley, son las siguientes:
1) Las distribuidoras deben disponer de suministro de energía para a los menos
los próximos 3 años.
2) El suministro debe provenir de contratos mediante licitación o generación
propia.
3) Las licitaciones deben ser públicas, abiertas, no discriminatorias y
transparentes.
4) Las distribuidoras pueden coordinarse para realizar una licitación conjunta.
5) Los plazos de vigencia de los contratos resultantes de las licitaciones no
pueden ser mayor a 15 años.
6) El precio de la energía presentado por el oferente no puede ser superior al
precio de reserva o precio techo, calculado en base al precio nudo vigente.
7) La licitación se adjudicará a la oferta de menor precio.
8) Las distribuidoras elaborarán las bases de licitación en función de un contenido
mínimo señalado en el Reglamento90.
89
Ibíd.
59
3.3. Críticas a la Ley N°20.018
Si bien en el primer proceso de licitación bajo el esquema de la nueva ley
en el año 2006, se alcanzaron precios competitivos –en torno a los 52 dólares
m/wh- y existió una oferta suficiente para abastecer la demanda de ese
entonces, ya en la primera licitación de 2008 el precio alcanzó los 104 dólares y
los 128 dólares en 2013, muy cerca del precio techo de la subasta. Esto,
acompañado de un proceso de déficit en la oferta, debido a que se creía que en
2010 se produciría un descalce entre oferta y demanda por el retraso de
algunos proyectos de generación, produjo que los precios aumentaran estando
muy lejos de lo que corresponde a un desarrollo eficiente del segmento
generación91.
Esta situación se produce en un contexto de falta de competencia en el
proceso de licitaciones y de ausencia de nuevos participantes. Además, la
energía de base contratada se concentra en las tres principales generadoras
del país, que al año 2014 representan el 76% de la capacidad instalada del SIC
y el 98% en el SING 92.
90
Decreto 4. Aprueba Reglamento Sobre Licitaciones de Suministro de Energía para Satisfacer el Consumo de los Clientes Regulados de las Empresas Concesionarias del Servicio Público de Distribución de Energía Eléctrica. Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. 28 de abril de 2008. 91
Historia de la Ley N°20.805. Perfecciona el Sistema de Licitaciones de Suministro Eléctrico para clientes sujetos a regulaciones de precios. p.5. 92
Ibíd. p. 12.
60
Por otra parte, el supuesto de que las distribuidoras, por el mayor
conocimiento de las necesidades de consumo y demanda de los clientes
regulados, entregarían proyecciones acordes al crecimiento de la demanda, no
se cumplió. Dichas proyecciones tendían a sobreestimarse por parte de las
distribuidoras con altas tasas de crecimiento, lo que producía un gran número
de observaciones por parte de la autoridad regulatoria, siendo finalmente la
CNE la que definía la proyección de la demanda y el diseño del bloque de
suministro. Eso, sumado a que no existe certeza de que las distribuidoras
posean los incentivos necesarios para buscar los mejores precios, ya que éstas
simplemente realizan el traspaso de costos a los clientes finales 93.
Otra falencia que se identifica en el desarrollo que tuvo el esquema
propuesto por la Ley N°20.018 es lo referente al precio techo, el cual debía ser
una herramienta de protección al consumidor, en un contexto de concentración
del mercado de generación con competencia imperfecta, finalmente terminó
entendiéndose como un derecho de los generadores a ofertar, y en
consecuencia a vender a ese precio. Además, dado que el precio techo es
observable, predecible y calculable por las empresas oferentes, éstas adaptan
su oferta a la evolución esperada del precio techo, dado que es la propia ley la
93
Ibíd. p. 10.
61
que entrega el mecanismo para anticipar cuál será el valor máximo al cual
pueden ofertar 94.
De esta manera, se esperaba que el nuevo esquema de licitaciones
permitiera que los generadores recibieran ingresos consistentes con sus costos
de producción y se fomentara la competencia en el sector eléctrico. No
obstante, con el transcurso de los años, los precios de adjudicación han
aumentado al doble y no se ha logrado la inserción de nuevos generadores que
hagan del segmento uno más competitivo95.
En ese sentido, un informe encargado por la Fiscalía Nacional
Económica, referente a la competencia en el mercado eléctrico chileno, viene a
confirmar esta situación: “la forma de las ofertas en las licitaciones de
distribución no son consistentes con competencia perfecta (entendiendo por
esta última ofertas cercanas al coste de oportunidad). De la misma forma
podemos descartar conductas del tipo colusivas (i.e. acciones concertadas para
levantar precios). Encontramos en cambio una competencia imperfecta con un
ejercicio de poder de mercado de tipo unilateral o no-cooperativo”96.
De esta manera, surge desde el Ejecutivo la necesidad de replantear el
sistema de licitación creado en 2005. Existe amplio consenso en torno a que es
94
Ibíd. 95
Ibíd. 96
FABRA, N., MONTERO, J., REGUANT, M. “La competencia en el mercado eléctrico mayorista en Chile”. p. 5. [En Línea] http://www.fne.gob.cl/wp-content/uploads/2014/01/informe_final_FNE_Enero13_2014.pdf [Consultado en: diciembre de 2017].
62
la licitación pública el mecanismo correcto para proveer de suministro eléctrico
a los clientes regulados, no obstante, el diseño de dicho esquema no ha
permitido resolver las problemáticas surgidas a finales de los 90 en torno a
desconcentrar el mercado, aumentar la competencia, diversificar la matriz, entre
otros.
Así entonces, a partir de diversos planteamientos políticos y por sobre
todo académicos que se han venido exponiendo desde la propia dictación de la
Ley N°20.018 y a medida que se iban observando sus resultados, es que en
mayo de 2014, por medio de la “Agenda de Energía”, el ministro Máximo
Pacheco anuncia una modificación al sistema de licitación de suministro
eléctrico que se plasma en agosto del mismo año con la presentación por parte
del ejecutivo del proyecto de ley que perfecciona el sistema de licitación de
suministro eléctrico a clientes regulados, el cual es finalmente promulgado en
enero de 2015.
63
CAPÍTULO IV: LA LEY QUE PERFECCIONA EL SISTEMA DE
LICITACIÓN DE SUMINISTRO ELÉCTRICO A CLIENTES
REGULADOS
4.1 Fundamentos y objetivos estratégicos del proyecto de ley
La agenda de energía del gobierno se propone metas tales como reducir
en un 25% los precios de los contratos resultantes de las licitaciones de
suministro eléctrico de clientes regulados para la próxima década y levantar las
barreras de entrada para las ERNC comprometiendo que el 45% de la
capacidad que instalará el país entre los años 2014 a 2025 provenga
precisamente de estas fuentes97.
Para ello considera clave modificar el sistema de licitaciones de
suministro eléctrico a clientes regulados teniendo como fundamento:
97
“Agenda de Energía”. op.cit., p. 17.
64
“Asegurar suministro bajo contrato para la totalidad de los clientes regulados;
Obtener precios competitivos en un mercado preferentemente de largo plazo; y
Garantizar el cumplimiento de los objetivos de eficiencia económica,
competencia, seguridad y diversificación del sistema eléctrico”98.
A su vez, se señala que el eje principal de la nueva normativa será:
“Que las licitaciones de suministro eléctrico constituyan un mecanismo que
garantice el suministro contratado de clientes regulados a precios competitivos,
asegurando condiciones de eficiencia económica, competencia, seguridad y
diversificación del sistema eléctrico, conforme la ley”99.
Parafraseando lo consignado en el mensaje del Ejecutivo de la presente
ley objeto de análisis, cabe señalar que para la consecución de los objetivos
señalados se le otorgará un rol activo al Estado, siendo la autoridad la
encargada de diseñar el instrumento licitatorio traspasando la responsabilidad
del proceso desde las distribuidoras a la CNE, por cuanto es el Estado el
garante de las condiciones en que se ofrece el servicio público. Es decir, el
principio que subyace esta nueva regulación, es que el suministro eléctrico a
clientes regulados es y siempre ha sido un servicio público y por tanto el Estado
98
Ibíd., p. 13. 99
Ibíd., p. 15.
65
debe velar, supervisar y propender a que éste cumpla con los objetivos
señalados100.
4.2. Rol de la autoridad y de las empresas distribuidoras en el nuevo
esquema de licitación
Como se señaló anteriormente, la ley contempla un cambio en el eje de
la responsabilidad a través de un nuevo esquema en que el Ministerio de
Energía a través de la CNE será quien elabore las bases y conduzca el proceso
de licitación, el cual debe tender a alcanzar los objetivos estratégicos
enunciados previamente101.
Así lo expresa el artículo 131° de la LGSE en su inciso primero y
segundo cuando señala: “Las concesionarias de servicio público de distribución
deberán disponer permanentemente del suministro de energía que les permita
satisfacer el total del consumo de sus clientes sometidos a regulación de
precios. Para dichos efectos, aquéllas deberán contar con contratos de
suministro, los cuales deberán ser el resultado de procesos de licitación pública.
Dichos procesos no podrán incluir consumos de clientes no sometidos a
100
Ibíd., pp. 13-14. 101
Ibíd., p. 15.
66
regulación de precios, como tampoco se podrán incluir posteriormente en la
ejecución de los contratos resultantes.
La comisión deberá diseñar, coordinar y dirigir la realización de tales
procesos de licitación, cuyo objeto será que las concesionarias de distribución
dispongan de contratos de suministro de largo plazo para satisfacer los
consumos de sus clientes sometidos a regulación de precios, con una
antelación mínima de cinco años a la fecha de inicio del suministro”.102
Además, la ley establece que las licitaciones públicas llevadas a cabo por la
CNE, deberán cumplir con los principios de no discriminación arbitraria,
transparencia y estricta sujeción a las bases de licitación103.
Por su parte las empresas distribuidoras se encargarán de llevar a cabo
el proceso administrativo de la licitación, que incluye la convocatoria, recepción
de ofertas, evaluación y adjudicación, según lo establecido en las Bases de
licitación.
Junto con ello, deberán entregar los antecedentes necesarios para
determinar la demanda proyectada, teniendo la obligación semestral de
informar sus proyecciones de demanda, en forma justificada y documentada,
102
CHILE. Ministerio de Energía. 2015. Ley N°20.805. Perfecciona el Sistema de Licitaciones de Suministro Eléctrico para Clientes Sujetos a Regulaciones de Precios. Artículo único, que introduce el nuevo artículo 131° a la LGSE. 103
Ibíd.
67
sujetándose a las sanciones establecidas en los artículos 15 y siguientes de la
Ley N°18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles104.
El artículo 131° bis que introduce la ley en comento a la LGSE, ahonda
en el nuevo rol que tendrá la CNE, señalando que le corresponderá determinar
anualmente las licitaciones de suministro necesarias para abastecer, al menor
costo de suministro, los consumos de los clientes sometidos a regulación de
precios, sobre la base de la información proporcionada por las empresas
distribuidoras y en concordancia con los objetivos de eficiencia económica,
competencia, seguridad y diversificación105.
Al mismo tiempo, el nuevo artículo 132° de la LGSE, establece que será
la CNE quien elabore las bases de la licitación, pudiendo las empresas
distribuidoras efectuar observaciones, tras lo cual la CNE las aprobará mediante
resolución exenta. En dichas bases, la CNE debe establecer las condiciones de
la licitación, especificando a lo menos; la cantidad de energía a licitar; los
bloques de suministro requeridos para ello; el período de suministro que debe
cubrir la oferta (el cual no puede ser mayor a 20 años, aumentándose así en 5
años el plazo de los contratos); los puntos del sistema eléctrico en el cual se
efectuará el suministro; las condiciones, criterios y evaluación económica de las
ofertas y un contrato tipo de suministro de energía para servicio público de
distribución, que regirá las relaciones entre la empresa distribuidora y la
104
Ibíd. 105
Ibíd.
68
empresa generadora adjudicataria respectiva. Finalmente, se señala que las
bases de licitación podrán agrupar en un mismo proceso los requerimientos de
suministro de distintas concesionarias de distribución106.
En relación a este apartado, desde Libertad y Desarrollo se ha criticado
el nuevo rol del Estado, por cuanto se argumenta que es inconveniente que se
haga cargo del proceso de licitación, ya que asume como propia la
responsabilidad de los resultados del proceso. Además, se señala que sería
riesgoso este nuevo rol, pues podría privilegiar otros objetivos que no sea el
garantizar el menor precio posible a los consumidores regulados. En ese
sentido, desde el referido centro de pensamiento se propone que el proceso de
licitación sea gestionado por una agencia independiente que otorgue garantías
de un proceso técnico-económico aislado del ciclo político y los intereses
particulares107.
En la misma línea, Libertad y Desarrollo expresa que de permanecer las
atribuciones que se le otorgan al Estado, es fundamental que la ley explicite los
objetivos que se busca alcanzar con el esquema de licitación, las atribuciones y
funciones específicas que tendrá la autoridad, de modo de reducir al máximo la
106
Ibíd. 107
Jiménez, S. Proyecto de Ley Sobre Licitaciones Eléctricas. [En Línea] http://lyd.org/wp-content/uploads/2014/11/PDL-Licitaciones-El%C3%A9ctricas-Senado-S-Jim%C3%A9nez-LyD.pdf p. 2. [Consultado en diciembre de 2017].
69
discrecionalidad de la autoridad, la cual puede, por ejemplo, definir el precio
máximo oculto108.
Asimismo, se plantea la necesidad de establecer contrapesos frente a
estas atribuciones consideradas como excesivas, con una contraparte que
permita resolver discrepancias con el regulador en aspectos técnicos, como
fijación de precio de reserva, estimación de precio de nudo, rechazo a
postergación de suministro, etc. Proponiendo que se pueda recurrir al panel de
expertos109.
4.3. Modificaciones a las licitaciones de corto y largo plazo
El proyecto contempla incorporar un esquema flexible de definición de
bloques de suministro a licitar, con licitaciones de largo plazo (hasta 20 años)
realizables con al menos 5 años de antelación y licitaciones de corto plazo.
En cuanto a las licitaciones de corto plazo, la ley consagra en el artículo
135° bis, que: “En los casos debidamente justificados en el informe final de la
Comisión que da inicio al proceso de licitación, tales como crecimientos no
anticipados de demanda, licitaciones declaradas total o parcialmente desiertas,
108
Ibíd. 109
Ibíd.
70
entre otros, se implementarán licitaciones de corto plazo, las que podrán fijar,
en las respectivas bases de licitación, condiciones distintas de las establecidas
en los artículos 131º y siguientes, tanto para los plazos de la convocatoria a la
licitación, como para los plazos de inicio”110.
Respecto a las licitaciones de largo plazo, esta medida tiene como
objetivo principal facilitar el ingreso de nuevos proyectos en generación, para
aumentar los niveles de competencia, adecuando el mecanismo a las
necesidades de cada proyecto. En particular, el plazo de 5 años permitirá que
proyectos de ERNC que aún no se concretan, puedan participar del proceso y
adjudicarse contratos de largo plazo (20 años) lo que les ampliará las
posibilidades de acceder a financiamiento.
De esta forma, lo que se busca con la ley es que haya un régimen normal
de licitaciones de largo plazo, pero también que exista flexibilidad para
determinar condiciones de excepción que posibiliten posponer el inicio del
suministro, lo que permita que se incorporen al mercado diferentes fuentes de
generación de energía a través de contratos permanentes.
En ese sentido, es que se contempla en el artículo 135° ter de la LGSE la
posibilidad de postergar el inicio del suministro en casos no imputables al
oferente con nuevos proyectos de generación, en caso de retraso del proyecto
o si este se hace inviable, estableciendo la opción de postergar hasta por dos
110
Ley N°20.805. op.cit. Artículo único, que introduce el artículo 135 bis a la LGSE.
71
años el inicio del suministro, o bien poner término al contrato –con una
antelación de 3 años al inicio del suministro- en caso de enfrentar problemas
para la instalación de sus centrales por razones inimputables (previa
verificación de un tercero imparcial). Para ello, es que se consagra la obligación
de incluir en las ofertas de forma expresa los hitos constructivos con los
respectivos plazos del proyecto111.
Al efecto, la potestad consignada en el precedente acápite referente a la
posibilidad de postergar el inicio del suministro previa verificación de un tercero
imparcial, se establece del siguiente modo: “Tanto el ejercicio de la facultad de
postergar el plazo de inicio de suministro como la de terminar anticipadamente
el contrato deberá fundarse en un informe de un consultor independiente, el
cual será contratado y financiado por el interesado. La Comisión podrá autorizar
o rechazar fundadamente la postergación del inicio de suministro o el término
anticipado del contrato, según corresponda”.112
4.4. Modificaciones al precio máximo de las ofertas
Principalmente lo que se busca a través de esta modificación es impedir
que se adjudiquen contratos a precios por sobre lo razonable e incentivar la
111
Ley N°20.805. op.cit. Artículo único, que introduce el artículo 135 ter a la LGSE. 112
Ibíd.
72
competencia de mejor manera que el precio máximo revelado. Así, el artículo
135° de la LGSE establece que, en cada licitación, la CNE determinará el valor
máximo de las ofertas de energía para cada bloque de suministro, mediante un
acto administrativo separado de carácter reservado, que permanecerá oculto
hasta la apertura de las ofertas respectivas, momento en que perderá el
carácter de reservado. Además, se señala que los precios máximos serán
diferenciados según el bloque de suministro de energía licitado, el plazo del
contrato y en consideración a estimaciones de costos eficientes de
abastecimiento para cada caso.
A la letra, la aludida norma expresa: “En cada licitación el valor máximo
de las ofertas de energía, para cada bloque de suministro, será fijado por la
Comisión, en un acto administrativo separado de carácter reservado, que
permanecerá oculto hasta la apertura de las ofertas respectivas, momento en el
cual el acto administrativo perderá el carácter de reservado. Con todo, dicho
valor máximo deberá ser fundado y definirse en virtud del bloque de suministro
de energía licitado, del período de suministro y en consideración a estimaciones
de costos eficientes de abastecimiento para cada caso. El reglamento
establecerá los procedimientos administrativos que correspondan para asegurar
la confidencialidad del valor máximo de las ofertas”113.
113
Ley N°20.805. op.cit. Artículo único, que introduce el nuevo artículo 135° a la LGSE.
73
Finalmente, la nueva normativa expresa en el artículo 134° de la LGSE,
que los contratos tipo podrán contener un mecanismo de revisión de precios en
caso que, por causas no imputables al suministrador, los costos de capital o de
operación para la ejecución del contrato hayan variado en una magnitud tal que
produzca un excesivo desequilibrio económico en las prestaciones mutuas del
contrato, respecto de las condiciones existentes en el momento de presentación
de la oferta, debido a cambios sustanciales y no transitorias en la normativa
sectorial o tributaria114.
Para ello, se establece un procedimiento que comenzará con una
solicitud enviada por el suministrador o por la empresa distribuidora a la CNE, la
cual citará a ambas partes a una audiencia. En dicha audiencia, el solicitante
expondrá los fundamentos y antecedentes que justifican su petición. En la
misma audiencia y hasta quince días después, la CNE podrá solicitar nuevos
antecedentes o correcciones a los criterios de modificación de precios y al
nuevo precio propuesto, tras lo cual podrá citar a una nueva audiencia para
acordar las modificaciones. En caso de desacuerdo entre la CNE y cualquiera
de las partes del contrato, éstas podrán presentar sus discrepancias ante el
panel de expertos, dentro de quince días, el cual resolverá conforme al
114
Ley N°20.805. op.cit. Artículo único, que introduce el nuevo artículo 134° a la LGSE.
74
procedimiento establecido en el artículo 211° de la LGSE dentro de treinta
días115.
4.5. Flexibilización de los criterios de evaluación de ofertas
El mensaje del proyecto de ley señala que se propone una mayor
flexibilidad al criterio de evaluación de ofertas, en particular, que los criterios de
evaluación económica de las ofertas que se establezcan en las bases, puedan
considerar fórmulas de indexación de las ofertas, o premiar aquellas ofertas
respaldas en nuevos proyectos de generación de energía firme disponible para
ser contratada u otros criterios asociados a los objetivos de eficiencia
económica, competencia, seguridad y diversificación del sistema eléctrico116.
La finalidad de dicha medida, sin duda es incentivar el ingreso de nuevos
actores a la matriz, cuyo fundamento es alcanzar el objetivo de mayor
competencia y diversificación. Lo anterior, se encuentra plasmado en el nuevo
artículo 134° de la LGSE, el que indica: “Los criterios de evaluación económica
establecidos en las bases de licitación podrán considerar las fórmulas de
indexación de las ofertas a lo largo del período de suministro, así como también
115
Ibíd. 116
Historia de la Ley 20.805. op.cit. p. 18.
75
criterios que favorezcan la evaluación de aquellas ofertas que aseguren el
cumplimiento de los objetivos a que se refiere el artículo 131º bis.”117.
Que, a su vez, la mentada norma, (artículo 131° bis), se refiere a los
objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación que
establece la ley para los clientes sometidos a regulación de precios.118
117
Ley N°20.805. op.cit.. Artículo único, que introduce el nuevo artículo 134° a la LGSE. 118
Ley N°20.805. op.cit.. Artículo único, que introduce el artículo 131° bis a la LGSE.
76
CAPÍTULO V: RESULTADOS CON EL NUEVO ESQUEMA DE
LICITACIÓN
5.1. Licitaciones de suministro 2015/01 y 2015/02
Bajo la nueva ley de licitaciones, se han iniciado dos procesos licitatorios:
Licitación de Suministro 2015/02 y Licitación de Suministro 2015/01. En el
primer proceso, participaron un total de 31 empresas que buscaban adjudicarse
parte de los 1200 GWh, dividido en tres bloques:
- Bloque 4-A: 370 GWh/año (desde01.01.17 al 31.12.36 entre las 00:00 hrs. y las
07:59 hrs. y entre las 23:00 hrs. y 23:59 hrs)
- Bloque 4-B: 550 GWh/año (desde 01.01.2017 al 31.12.36 entre 08:00 hrs. y las
17:59 hrs).
- Bloque 4-C: 280 GWh/año(01.01.17 al 31.12.36 entre las 18:00 hrs. y las 22:59
hrs).
77
El precio promedio que se alcanzó en este proceso fue de 79,3
US$/MWh, siendo la totalidad de las ofertas adjudicadas provenientes de
generadores de ERNC119.
En el segundo proceso participaron 84 empresas, que buscaban
adjudicarse parte de los 12.430 GWh que se dividían en 5 bloques de demanda.
Cada empresa podía participar en forma independiente por cada bloque, con la
posibilidad de condicionar la adjudicación de ofertas en un bloque con la
adjudicación de ofertas en otro bloque. Los bloques en su componente base
fueron:
- Bloque 1: 2.800 GWh/año (desde 01.01.2021 al 31.12.2040)
- Bloque 2-A: 618 GWh/año (desde 01.01.2021 al 31.12.2040 entre las 00:00-
07:59 y 23:00-23:59)
- Bloque 2-B: 909 GWh/año (desde 01.01.2021 al 31.12.2040 entre las 08:00-
17:59)
- Bloque 2-C 473 GWh/año (desde 01.01.2021 al 31.12.2040 entre las 18:00-
22:59)
- Bloque 3: 6.440 GWh/año (desde 01.01.2022 al 31.12.2041)
119
Empresas Eléctricas A.G. [En línea] http://www.licitacioneselectricas.cl/licitaciones-anteriores/licitacion-suministro-2015-01/documentos/ [Consultado en diciembre de 2017].
78
El resultado de esta licitación fue la adjudicación del 100% de la energía
licitada a un precio promedio de 47,6 US$/MWh. En particular, llama la atención
una oferta por el 28% del Bloque 2-B, a 29,1 US$/MWh respaldada por un
proyecto solar fotovoltaico y el caso del Bloque 1, en que más del 94% de la
energía adjudicada estaría respaldada por proyectos de generación eólica, con
un precio promedio de oferta de 40,6 US$/MWh120.
A su vez, el conjunto de los Bloques 2-A, 2-B y 2-C serán suministrados
a un precio promedio de 47,1 US$/MWh, estando respaldadas las ofertas
principalmente mediante proyectos eólicos, lo que sumado a las ofertas del
Bloque 1, se obtiene que casi un 42% de la demanda licitada será abastecida
por proyectos de generación eólica a un precio cercano a los 43 US$/MWh.121.
5.2. Cuestionamientos a los resultados
Diversos actores del sector eléctrico han calificado a los últimos procesos
de licitación como históricos, ya que los precios de adjudicación alcanzaron un
mínimo impensado hasta hace unos años atrás. Se ha señalado también que el
120
Ibíd. 121
Generadoras de Chile. “El resultado de la Licitación de Suministro y las implicancias futuras para el sistema eléctrico”. [En línea] http://generadoras.cl/noticias/el-resultado-de-la-licitacion-de-suministro-y-las-implicancias-futuras-para-el-sistema-electrico [Consultado en diciembre de 2017].
79
gran gestor e impulsor de las modificaciones que permitieron obtener dichos
resultados, y en general el artífice de una “nueva política energética para Chile”
ha sido el ahora ex ministro de energía Máximo Pacheco.
No obstante, existen serias dudas respecto de la factibilidad de que los
proyectos que se adjudicaron contratos puedan obtener financiamiento por
parte de los bancos considerando los bajos precios ofertados. Una muestra de
esta situación que ya se está manifestando, es el hecho de que cuatro de las
cinco compañías que se adjudicaron contratos en la licitación 2015/02 y que
debían comenzar a inyectar suministro en 2017 no podrán cumplir a tiempo con
dicha obligación, a pesar de que los precios promediaron los 79 dólares, muy
por sobre los 47 dólares promedio de la última licitación122.
Así, por ejemplo, la empresa Solarpack transfirió su contrato por 100
Gw/h a la empresa First Solar Inc., y no construirá las dos plantas solares que
planeaba. Del mismo modo, Ibereólica SL que se adjudicó un contrato por 195
Gw/h tendrá operativo su proyecto en abril de 2017, cuatro meses más tarde de
lo establecido.123
Otro caso es el de MainstreamRenewablePower que debía comenzar a
construir dos parques eólicos para estar en funcionamiento en 2017, los cuales
122
El Mostrador Mercados/Bloomberg. “Bancos ponen en duda la revolución de energías renovables en Chile liderada por Máximo Pacheco”. [En línea] http://www.elmostrador.cl/mercados/2016/10/20/bancos-ponen-en-duda-la-revolucion-de-energias-renovables-en-chile-liderada-por-maximo-pacheco/ [Consultado en diciembre de 2016]. 123
Ibíd.
80
aún no obtienen financiamiento, aunque se espera que se obtenga en el mes de
noviembre según señalaron a la prensa desde la empresa124.
En este sentido, se ha afirmado que es probable que exista un cambio en
el tipo de financiamiento de los proyectos. Al respecto, uno de los instrumentos
más usados es el del “Project finance” que consiste en una estructura de
proyecto en que se crea una nueva compañía especialmente para el proyecto
en cuestión y en que los pagos asociados al préstamo se basan exclusivamente
en la capacidad de generación de flujos de caja del proyecto, y las garantías
comprometidas para el pago del crédito son los activos, derechos e intereses
asociados al mismo. De esta forma, el evaluador de un “Project Finance”
revisará la predicción y variabilidad de los flujos de caja del proyecto para
compararlos con el pago asociado a la deuda. 125
Así entonces, considerando los bajos precios que rondan los 30 ó 40
dólares, habrá un menor flujo futuro de caja y menos incentivo para la inversión.
Al respecto, Rodrigo Violic, titular de Project Finance del banco Bice señala:
“Soy un poco escéptico de que se puedan financiar proyectos a precios bajo los
60 dólares MWh. Me cuesta pensar que un proyecto bajo ese precio pueda
levantar financiamiento del tipo Project Finance, donde por un lado cubre el
costo de operación y mantenimiento, sirve la deuda y, además, genera una
124
Ibíd. 125
Guía de Gestión. Aspectos Claves en el Desarrollo de Proyectos de ERNC. [En línea] http://moralesybesa.cl/esp/wp-content/uploads/2016/02/guia-de-gestion_-01Sebastian-Leyton.pdf p. 76. [Consultado en diciembre de 2017].
81
rentabilidad atractiva para inversionistas. No me cuadra la ecuación con esos
precios”126.
Frente a este escenario algunas voces críticas han señalado que en
realidad lo que se habrían adjudicado estos nuevos generadores sería un
contrato de opción con una prima muy baja, mientras que otros auguran que la
banca nacional no estará dispuesta a financiar proyectos en tales condiciones y
se abriría la posibilidad de financiamiento por parte de bancos japoneses o
chinos que tienen costos de fondo más bajos127.
126
Diario Financiero. Escepticismo en torno a opciones de financiar nuevos proyectos ERNC. [En línea] https://www.df.cl/noticias/empresas/energia/escepticismo-en-torno-a-opciones-de-financiar-nuevos-proyectos-ernc/2016-08-18/212028.html [Consultado en diciembre de 2017]. 127
Ibíd.
82
CAPÍTULO VI: CONCLUSIONES
La introducción en la sociedad chilena del modelo económico neoliberal
tuvo su manifestación en el sector productivo de la energía. Así, el desarrollo
del sector energético en los últimos 40 años en Chile estuvo marcado por la
liberalización del mercado, la privatización de empresas públicas y la
introducción de los principios de eficiencia económica y subsidiariedad del
Estado.
Dicho cambio de paradigma tuvo su consolidación jurídica en la Ley
General de Servicios Eléctricos de 1982 que permitió establecer reglas del
juego claras para propiciar la inversión del sector privado en los distintos
subsectores del mercado eléctrico.
De esta manera, Chile comenzaba a sanear los vicios generados por una
excesiva burocracia administrativa a cargo del desarrollo de este sector
estratégico, que trajo como consecuencia un estancamiento en la inversión y un
alto costo de la electricidad, a causa de la discrecionalidad de la autoridad
administrativa muchas veces supeditada a criterios políticos más que de
eficiencia.
83
Con el transcurso de la década de los 90’ el mercado parecía
desenvolverse con normalidad, en un contexto de consolidación del
ordenamiento jurídico regulatorio del sector y de concentración de los actores
que participaban de él. Lo anterior, sumado a la ausencia de una ciudadanía
activa que se opusiera a proyectos de gran impacto socio-ambiental, permitió
dar cierta estabilidad.
No obstante, ya en 1998, la sequía más importante de los últimos
decenios encendió las alarmas respecto a la falta de diversificación de la matriz
energética. Sin embargo, ni la clase política ni los empresarios vislumbraron la
necesidad de realizar un nuevo cambio de paradigma que permitiera un
desarrollo planificado y de largo aliento.
Al efecto, la introducción de determinadas reformas en la regulación del
sector tales como la Ley N°19.840, la Ley N°20.018, la Ley N°20.257 y la Ley
N°20.698, fueron significativas pero insuficientes para alcanzar una mayor
desconcentración del mercado, más competencia, diversificación de la matriz y
al final del día precios más bajos del bien electricidad.
En ese contexto es que las autoridades y sectores empresariales
comienzan a manifestar interés por el desarrollo de energías renovables no
convencionales, mirando con atención el proceso realizado en países como
Brasil, vanguardia en la región en impulsar este tipo de generación. Del mismo
84
modo, pareciera que la sociedad en su conjunto se percató del enorme
potencial que tiene nuestro país para la inversión de fuentes renovables.
Así las cosas, se hizo necesario establecer nuevas reglas que
permitieran destrabar el ingreso de inversionistas de proyectos renovables, que
en razón del diseño de licitación configurado por la Ley N°20.018 no estaban en
condiciones de adjudicarse contratos y ser agentes efectivamente competitivos.
De esta manera, el gobierno de la Presidenta Michelle Bachelet
emprende una agenda energética ambiciosa que abarca los distintos
subsectores de la energía y en particular el sector eléctrico, planteando una
serie de reformas profundas que vienen a ser un verdadero cambio de
paradigma en un mercado que en sus pilares se encontraba casi incólume
desde 1982.
De ahora en más, el Estado jugaría un rol más importante en la
planificación y desarrollo de las diferentes áreas del mercado eléctrico, cuestión
que se grafica en el nuevo papel que tendrá la CNE en el proceso de licitación
de suministro eléctrico a clientes regulados y en la planificación anual de la
transmisión en concordancia con la planificación energética quinquenal del
Ministerio de Energía.
En ese escenario, determinados grupos se manifestaron contrarios a la
idea de que la administración interviniera en un proceso en que a la fecha sólo
se había encargado de regular y supervigilar, permitiendo el libre
85
desenvolvimiento de los agentes privados. Se arguyó la idea de la
discrecionalidad de la autoridad y de la posibilidad de que ésta fuese capturada
en razón de los cambios en el ciclo político.
Sin perjuicio de ello, pareciera que el papel jugado por la CNE en los
últimos procesos de licitación y en el diseño de las bases administrativas, han
sido determinantes para el ingreso de generadores de ERNC. Lo afirmado, tras
bajar las barreras de entrada existentes en el anterior marco normativo, y en
particular en lo que respecta a la definición de diferentes bloques horarios a
licitar permitiendo la competencia de tecnologías variables -otrora excluidas-
trajo como consecuencia una inmediata disminución en los precios de
adjudicación de contratos.
Al efecto, se demuestra, a mí parecer, que la adopción de una
determinada política de desarrollo por parte del poder ejecutivo, en
concordancia con lo manifestado por la ciudadanía en los últimos años, es
perfectamente aplicable si se enmarca dentro de un proceso pre-legislativo
serio, acucioso e inclusivo de todos los agentes interesados.
Así entonces, los temores que genera en ciertos sectores del mundo
privado la mayor injerencia de la administración en ciertas áreas productivas
parecen infundados cuando un órgano del Estado actúa sobre la base de
criterios técnicos, aunque fundados legítimamente en ciertos principios rectores
que miran a alcanzar determinados objetivos como diversificación, mayor
86
competencia y sustentabilidad. Nadie está planteando una estatización de todo
el sector eléctrico, pero una vuelta al Estado, en un contexto de crisis de un
área productiva sin planificación ni trazo a largo plazo, fue una decisión
correcta.
En la misma línea se ha postulado la idea de que el rol entregado a la
CNE sea implementado por una Agencia Reguladora Independiente, que sea
ajena al ciclo político y eventuales “cuoteos” o faltas a la probidad
administrativa. Este punto, no me parece del todo justo, pues la CNE ha
demostrado estar ajeno a coyunturas o mandatos político-partidistas,
caracterizándose por ser un órgano sectorial eminentemente técnico.
Tema aparte es la incertidumbre respecto al financiamiento de aquellos
proyectos que se adjudicaron contratos en las últimas licitaciones. Como se
señaló, existen opiniones que afirman que en los últimos procesos licitatorios
existió especulación por parte de determinadas empresas que realizaron
propuestas muy difíciles de cumplir y en razón de las que se ha dificultado la
obtención de financiamiento por parte de los bancos.
En ese sentido, desde el Ministerio de Energía y la CNE ya se han
tomado cartas en el asunto en lo que refiere a la tercera licitación desde la
nueva Ley N°20.805. Las citadas autoridades administrativas han anunciado
el aumento de las boletas de garantías, de 400 UF/GWh a 800 UF/GWh en total
para proyectos. De igual forma, para la licitación cuyas ofertas se presentarán
87
en octubre del presente año, se exigirá a las empresas oferentes un Informe de
Calificación de Riesgo con seguimiento y un respaldo físico de la oferta, con el
objetivo de que dichas ofertas sean serias, responsables y no especulativas,
según expresó el ministro Andrés Rebolledo128.
En consecuencia, es sumamente destacable constatar el hecho de que
en el ingente esfuerzo por disminuir el precio final de la electricidad, y hacer de
la matriz energética una más sustentable, diversificada y eficiente, entre otros
atributos, el Estado, a diferencia de otros procesos en la región, no ha recurrido
a la política de subsidios a la industria, sino que ha impulsado una serie de
reformas significativas para incentivar y destrabar el ingreso de estos actores y
por tanto aumentar la generación de fuentes de ERNC, siendo una de las
medidas más emblemáticas como ya señalamos, la inclusión de bloques
horarios en las licitaciones.
En definitiva, los avances han sido numerosos, algunos ya son una
realidad y otros se encuentran en proceso de consolidación. No obstante, igual
de cuantiosos son los desafíos que el sector eléctrico tiene en nuestro país y
que deben enfrentarse con miras al futuro. Al respecto, menester es recordar
128
COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA. “Gobierno da inicio a nueva Licitación de Suministro eléctrico por 4.200 GW anuales”. [En línea] https://www.cne.cl/prensa/prensa-2017/enero-2017/gobierno-da-inicio-a-nueva-licitacion-de-suministro-electrico-por-4-200-gw-anuales/ [Consultado en diciembre de 2017].
88
que hasta 2014, los combustibles fósiles sumaron el 69% de la matriz primaria
chilena, de los cuales un 88% corresponde a importaciones129.
En el mismo sentido, y aunque escapa al tema del presente trabajo, debe
considerarse el factor cada vez más determinante de los conflictos en torno al
desarrollo de proyectos energéticos. En concordancia con lo antedicho, si se
pretende alcanzar una matriz diversificada y sustentable, y que permita
disminuir las costosas importaciones de combustibles fósiles, se requiere de un
Plan Nacional de Ordenamiento Territorial que disminuya la conflictividad en el
desarrollo de infraestructura eléctrica a través de la participación y la
convergencia de los intereses de la ciudadanía y la sociedad civil en su
conjunto, en un constante flujo de entendimiento con autoridades locales,
regionales y a nivel central, que tenga como principio rector la participación
democrática y el desarrollo energético sustentable y respetuoso de las
comunidades locales.
Finalmente, y en lo que dice relación con la más reciente reforma del
sector, como es la Ley N°20.936, Ley de Transmisión, promulgada en julio de
2016, este cuerpo normativo considerado también en la Agenda de Energía
presentada por este gobierno en 2014 sigue los mismos objetivos de las ya
129
DELOITTE. 2016. Sector energía III: ERNC, perspectivas y dificultades. [Presentación en Power Point] [En línea] https://www2.deloitte.com/content/dam/Deloitte/cl/Documents/energy-resources/cl-er-estudio-energ%C3%ADa-chile-parte3.pdf p. 41. [Consultado en diciembre de 2017].
89
mencionadas reformas y cambios regulatorios: una mayor participación estatal,
visión estratégica a largo plazo y disminución de los precios de la energía.
De tal modo, la normativa consagra la planificación energética a largo
plazo que realizará el Ministerio de Energía cada 5 años, en el que deberá -
entre otros objetivos- identificar las áreas en las que podrían existir polos de
desarrollo de generación eléctrica, que, como definimos anteriormente, son
aquellas zonas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos
para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables,
cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de
interés público por ser eficiente económicamente para el suministro eléctrico,
debiendo cumplir con la legislación ambiental y de ordenamiento territorial.
Concordante con lo anterior, es la planificación de la transmisión
propiamente tal, que deberá considerar la planificación que efectuará el aludido
Ministerio, y que realizará anualmente la CNE, bajo los principios rectores de
eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación.
Por su parte, resulta necesario destacar el esfuerzo que la nueva ley
hace por incorporar a la ciudadanía en lo que dice relación con el estudio
preliminar de franja sujeto a consulta previa del artículo 169 de la OIT y de una
evaluación ambiental estratégica respecto de obras nuevas de ampliación de
los sistemas de transmisión. Las mencionadas herramientas pretenden crear
90
instancias vinculantes en las que exista una confluencia de objetivos que
permeen en la decisión de desarrollo de nuevas redes de transmisión.
Lo anterior, refleja un cambio de paradigma sustantivo, por cuanto, a
diferencia de lo ocurrido durante las últimas tres década, en que el crecimiento
de las redes de transmisión ha estado en manos de privados, bajo parámetros y
objetivos principalmente económicos -cuestión del todo lógico tratándose de
empresas que buscan maximizar sus beneficios- se introducen nuevos criterios
en la planificación que miran al interés general, elemento que se condice con el
carácter de servicio público que tiene la actividad en comento.
Finalmente, se valora la creación del Coordinador Eléctrico
Independiente en continuador legal de los Centros de Despacho Económico de
Carga, constituido como una corporación autónoma de derecho público, con
patrimonio propio y sin fines de lucro, siendo un órgano técnico independiente y
cuyos consejeros no forman parte de la administración pública, cuestión que
significa un gran avance en la modernización, profesionalización e
independencia en el importante rol que juega la entidad en el sistema eléctrico
nacional. En coherencia con lo dicho, la nueva figura tiene como objetivos
regulatorios promover la independencia del organismo, mejorar la coordinación
del sector y centralizar esta coordinación en una sola institución130.
130
Ley N°20.936. op.cit. Artículo 2° que introduce el 212°-7 a la LGSE.
91
Considerando lo anterior, las funciones de este ente coordinador son tan
amplias como preservar la seguridad del servicio eléctrico, promover un uso
eficiente de las instalaciones del sistema eléctrico y garantizar el acceso abierto
a todos los sistemas de transmisión131.
En definitiva, vivimos una coyuntura normativa nunca antes vista desde
1980. En los últimos 3 años, hemos sido testigos de importantes reformas que
han pretendido cambiar -con mayor o menor profundidad- y con -mayor o menor
éxito- determinados enclaves y principios jurídicos que irradiaban a todo nuestro
ordenamiento.
Si entendemos a la Constitución de 1980, como un cuerpo normativo que
consagra derechos fundamentales y principios generales del derecho que
permean a las leyes de menor jerarquía, podemos identificar que, en particular,
en lo que respecta a la regulación de servicios públicos, considerados cada uno
de esos servicios y su respectiva normativa, como microsistemas normativos
singulares, en relación a un sistema normativo general, como es el derecho
administrativo, determinados ambos sistemas por un mismo núcleo dogmático
caracterizado por una idéntica relación jurídica intersubjetiva, esto es, la
relación entre un particular y la administración, identificamos dos grandes
principios jurídicos que se manifiestan desde lo constitucional, pasando por lo
131
Ibíd.
92
legal y hasta lo reglamentario, como son el principio de subsidiariedad y el
principio de eficiencia económica.
En este orden de cosas, concluyo que los esfuerzos realizados mediante
reformas cuyos trazos generales se expusieron en mayo de 2014 con la
Agenda de Energía, y el impulso dado por el ex Ministro de Energía en la
concretización de dichos cambios, surgen de la necesidad de superar el
principio de subsidiariedad bajo la premisa de que los agentes privados, de un
tiempo a esta parte, no estaban actuando de la manera debida tratándose de la
gestión de servicios que son de interés general. Y en contrapartida, el Estado, y
en particular la Administración y los sucesivos Gobiernos no estuvieron a la
altura en cuánto diagnóstico y acciones requeridas para dotar a Chile de un
sistema eléctrico con los atributos que el desarrollo económico y productivo que
requiere el país para las próximas décadas.
En contrapartida, peligroso resultaría que este regreso al Estado trajera
consigo una vuelta a la ineficiencia en la generación de energía y en la
determinación de precios mediante criterios políticos o coyunturales. Considero
que los órganos administrativos involucrados en la regulación del sector han
dado muestras de su independencia y prevalencia de criterios técnicos en su
actuar, no obstante, la inestabilidad política del país, la crisis de confianza hacia
las instituciones y la baja participación en los procesos electorales, son caldo de
93
cultivo para el surgimiento de populismos de cualquier índole, que puedan
socavar en breve tiempo el principio de eficiencia económica.
94
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