*El autor es Abogado Senior, Director Área Eléctrica de FerradaNehme, y Máster en Economía y Regulación de Servicios Públicos de la Universidad de Barcelona

Se escribe con el objeto de comparar las propuestas del Informe de la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico en materia de energías renovables no convencionales (ERNC) con las indicaciones recientemente aprobadas por la Comisión de Minería y Energía del Senado en el marco del Proyecto de Ley que propicia la ampliación de la matriz energética a través de ese tipo de energías (conocido como Proyecto 20/20).

Al respecto, y en primer lugar, observamos una diferencia en el mecanismo concebido para abordar el problema de la estabilidad de precio que requieren los explotadores de proyectos ERNC. En segundo lugar, las indicaciones recientemente aprobadas proponen licitaciones de bloques de ERNC para lograr los incrementos de cuotas de ERNC, cuestión que no hace el Informe CADE. Finalmente, este último propone incrementar la cuota de ERNC en nuestra matriz eléctrica nacional a un 15% el año 2024, mientras que las indicaciones establecen una progresividad en la tasa de dicha cuota a fin de lograr una penetración de 20% de ERNC al año 2020.

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Introducción

El pasado 16 de noviembre de 2011 la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (“CADE”) entregó al Presidente de la República su Informe (“Informe CADE”) sobre variados temas del sector eléctrico. Al respecto, el Ministro de Energía señaló –entre otras cuestiones- que el primer mes de 2012 se daría a conocer un plan estratégico de largo plazo para el desarrollo energético con un horizonte de al menos dos décadas. Agregó que, en paralelo a la mirada de largo plazo, el Gobierno trabajaría en una agenda legislativa para resolver temas más inmediatos, mencionando entre estos últimos el proyecto de Ley de fomento a las Energías Renovables No Convencionales (“ERNC”) actualmente en discusión ante el Congreso Nacional[1].

Nos parece pertinente, entonces, referirnos a las propuestas del Informe CADE en relación con el proyecto de Ley -actualmente en trámite[2]- que se propone introducir modificaciones a la Ley N°20.257 sobre ERNC en la línea de ampliar la matriz energética mediante fuentes de ERNC, cuya moción senatorial[3] ingresó al Congreso el pasado 8 de septiembre de 2010. Concretamente, efectuamos una comparación entre las propuestas de dicho Informe y las indicaciones recientemente aprobadas[4] – el 30 de noviembre pasado- por la Comisión de Minería y Energía del Senado a dicho proyecto (“Indicaciones 20/20”).

Como es sabido, de acuerdo al articulado transitorio vigente de la Ley N°20.257, al año 2024 debe lograrse una penetración de 10% de ERNC en la matriz energética por la vía de obligar legalmente -artículo 150 bis de la Ley General de Servicios Eléctricos “LGSE”- a comercializar un 10% de ERNC a las empresas generadoras. Por su parte, las Indicaciones 20/20 hicieron eco del anuncio del Presidente Piñera, de fijarse como meta una penetración del 20% de ERNC en la matriz energética, para lo cual disponen la modificación del aludido artículo 150 bis estableciendo la obligación de que al año 2020 el porcentaje de ERNC comercializado por las generadoras sea de un 20%, estableciendo para ello una tasa de 5% de penetración para los años 2010 a 2013, aumentándose en un 2% anual a partir del 2014 hasta el 2019, y aumentándose en un 3% el año 2020, alcanzándose así el referido 20% este último año.

Las Indicaciones 20/20

Del contenido de estas indicaciones, nos parece relevante destacar lo siguiente:

(i) Para efectos de ir cumpliendo los porcentajes de ERNC correspondientes a cada año, se establece la realización de licitaciones públicas y bianuales con el objeto de que las empresas eléctricas den cumplimiento a la cuota de ERNC que les corresponda de acuerdo al artículo 150 bis de la LGSE.

La adjudicación del bloque de ERNC se hará tomando en consideración los volúmenes de energía ofertada y el menor precio ofrecido para cada tecnología.

(ii) El precio de energía que percibirán aquellos participantes adjudicados en los procesos de licitación corresponderá al que cada participante haya indicado en su propuesta, el que regirá por un período de 12 años consecutivos, e incluirá el valor de la energía y de la acreditación de la energía proveniente de medios ERNC[5].

Con todo, en las bases de licitación se establecerá un precio máximo igual al costo medio de desarrollo de largo plazo de generación de un proyecto de expansión eficiente del sistema cuyo valor actualizado neto sea igual a cero, el que será establecido en el informe técnico de precios nudo, y que podrá incrementarse hasta un 10% adicional.

(iii) Se encarece, asimismo, el incumplimiento de inyectar las cuotas pertinentes de ERNC[6].

(iv) Se modifica el artículo primero transitorio de la Ley N°20.257, estableciéndose que los contratos, renovaciones, extensiones y otras convenciones suscritos antes del 31 de agosto de 2007 con el objeto de comercializar retiros con distribuidoras o con clientes finales, quedarán afectos al cumplimiento de la totalidad de la obligación prevista en el artículo 150 bis (20% ERNC) a partir del 1 de enero del año 2020.

(v) El período de vigencia de las inyecciones de los bloques de energía licitadas, la prorrata por fuentes de energía primaria y los precios adjudicados regirán por doce años consecutivos, contados desde la fecha de inicio de inyección de energía. Asimismo, el bloque de ERNC a licitar por fuente de energía primaria se indicará en las bases de licitación correspondientes.

(vi) Los retiros que deberán acreditar las empresas eléctricas a partir de fuentes de ERNC deben corresponder a lo menos en un 50% a inyecciones de ERNC realizadas en el sistema eléctrico respectivo al que pertenezcan las primeras. En otras palabras, se incentiva la entrada de un importante número de proyectos de ERNC que deberán emplazarse en el SING.

(vii) Y, finalmente, para efectos de transferencias de energía en el marco del mercado spot (art. 149 LGSE) se establece que, en caso de inyectarse energía como resultado de un proceso de licitación, el precio instantáneo de retiro de la energía eléctrica, en cada barra del sistema, será el resultante del promedio ponderado, por las inyecciones de cada barra, de los costos marginales instantáneos y el precio fijo de energía proveniente de medios ERNC adjudicados en los procesos de licitación de bloques ERNC.

El Informe CADE

En su Introducción –página 14- este Informe, de noviembre de 2011, señala que la participación de las ERNC alcanza cerca del 3% de la generación en Chile.

A fin de proyectar la matriz eléctrica futura de Chile, la CADE combinó escenarios posibles de elementos relevantes e instrumentos de políticas públicas discutidos en los últimos años, definiéndolos a partir de un escenario base usando el concepto BAU (del inglés Business As Usual) con el objeto de representar el desarrollo eléctrico según la política vigente para el horizonte 2012-2030. Este escenario base consideró que las exigencias de incorporación de ERNC se realizan de acuerdo a las disposiciones de la Ley N°20.257 actualmente vigente.

De acuerdo a los análisis efectuados por la CADE (página 50 y siguientes de su Informe), para los diferentes casos BAU estudiados, el 10% de penetración de ERNC debiera cumplirse antes del plazo establecido por la Ley N°20.257 (año 2020). Sin embargo –agregó la CADE, página 73- ello supone que los proyectos de ERNC que resultaron competitivos en el respectivo ejercicio de planificación (biomasa, mini-hidro y geotermia) superaron las barreras de entrada que identificó dicha Comisión.

En efecto, si bien el diagnóstico de la CADE es que el desarrollo de proyectos de ERNC en los últimos años ha sido positivo y en general conforme a lo que se anticipaba, igualmente identificó en su informe –página 163- barreras a la entrada que enfrentan las ERNC, tales como: (i) Que un porcentaje significativo de dichos proyectos tiene un acceso limitado a financiamiento, lo cual se asocia al riesgo percibido por la institución financiera debido a la alta volatilidad del precio de la energía en el mercado spot al cual acceden los explotadores de ERNC; (ii) Limitaciones de las redes de transmisión que constituyen un cuello de botella relevante cuando dichos proyectos se desarrollan lejos de las líneas existentes; (iii) Tiempos de tramitación excesiva para obtener autorizaciones y permisos necesarios para materializarlos; (iv) Dificultades de tramitación de conexión a redes; y, (v) Oposición de comunidades locales afectadas por los impactos ambientales o sociales de algunos proyectos.

Pues bien, el Informe CADE formula una serie de recomendaciones focalizadas en la eliminación de barreras que afectan a proyectos de ERNC competitivos, las cuales comparamos con aquéllas que inciden en las materias abordadas por las Indicaciones 20/20.

Análisis comparativo

Para el Informe CADE, el objetivo de la política en esta materia debería seguir siendo la identificación de las barreras que impiden o retrasan el desarrollo de proyectos competitivos de ERNC, de tal modo que mientras exista un potencial importante de proyectos competitivos, deben evitarse políticas y regulaciones que signifiquen apoyar proyectos ineficientes. Asimismo, aboga por ser prudente y evitar forzar una penetración excesivamente agresiva de las ERNC, ya que hacerlo puede significar que se lleven a cabo sólo los proyectos que se encuentran suficientemente avanzados, entre los cuales hay proyectos competitivos, pero también muchos no competitivos.

En primer lugar, sobre la estabilidad de precios a percibir por los explotadores de ERNC

Para facilitar el acceso al crédito y viabilizar la cartera de proyectos competitivos el Informe CADE recomienda dos tipos de medidas: por un lado, reforzar las líneas de crédito intermediadas por CORFO, focalizándolas en proyectos medianos (o bien montos máximos de financiamiento por proyecto) y en actores no tradicionales, preferentemente sin proyectos operativos. Y, por otro lado, introducir mecanismos que reduzcan el riesgo percibido por los financistas de proyectos ERNC, en particular para los proyectos que no puedan acceder a PPAs (Power Purchase Agreement), riesgos que se relacionan especialmente con la volatilidad de los precios spot y variabilidad de la capacidad de generación (en particular para proyectos mini-hídricos y eólicos).

Respecto de estos mecanismos, el Informe CADE señala que, en principio, la forma más eficiente de hacerse cargo del riesgo de volatilidad del costo marginal y de la producción es el desarrollo de instrumentos de cobertura de riesgos o seguros, para lo cual el mercado financiero ya estaría en condiciones de ofrecer algunos productos como los requeridos, requiriéndose masificarlos y adecuarlos a las características de los proyectos ERNC para poder reducir el costo de las primas correspondientes[7]. “Alternativamente o de modo complementario al punto anterior” –expresa la CADE- también se podría establecer en CORFO un fondo de garantía estatal para reducir el riesgo que enfrentan los bancos y otros financistas privados.

En la medida que no sea posible el desarrollo de los instrumentos mencionados en el párrafo anterior o que después de un plazo razonable de implementación de los mismos (por ejemplo uno o dos años) no se verifiquen avances en el sistema financiero, señala el Informe CADE que “como segundo mejor” cabe proponer un esquema de precios spot estabilizado de energía para las ventas de los generadores ERNC que quieran optar por esa alternativa. La estabilización –agrega- podría lograrse a través de un fondo de compensación que operaría garantizando cada año un costo marginal promedio de energía (o una banda de precios) a quienes deseen optar por dicha alternativa. Así, por ejemplo, en las horas en que el costo marginal real del sistema es superior al promedio, los proyectos ERNC recibirían el promedio y la diferencia se acumularía en el fondo, mientras que cuando el costo marginal horario fuera inferior al promedio, los proyectos ERNC recibirían del fondo la diferencia.

En contraste con las propuestas del Informe CADE, observamos que las Indicaciones 20/20 proponen un mecanismo de estabilización de precios a percibir por los explotadores ERNC diverso. En efecto, a nuestro entender, el explotador de ERNC adjudicado que inyecta su energía en el mercado spot debe percibir en razón de la misma un precio estabilizado –y no el costo marginal horario- constituido por el precio al cual se adjudicó la inyección del bloque ERNC respectivo, el cual debe ser pagado por la (o las) empresa (s) que requirió de dicha ERNC para cumplir con su cuota mínima de inyección, retirándola desde el nodo en donde fue inyectada por el explotador ERNC.

Una segunda situación se verificará con ocasión del Balance mensual de transferencias de energía entre empresas excedentarias y deficitarias. Aquí, establecido que una generadora deficitaria debió comprar –en el mercado spot- ERNC inyectada como resultado de una licitación, dicha deficitaria deberá pagar a la excedentaria que corresponda según el referido Balance (que no necesariamente será la generadora que inyectó físicamente la ERNC) un precio por retirar dicha ERNC. Dicho precio no será el costo marginal horario puro y simple que conocemos hasta ahora, sino que corresponderá al valor resultante del promedio ponderado, por las inyecciones de cada barra, de los costos marginales instantáneos y el precio fijo de energía proveniente de medios ERNC adjudicados en los procesos de licitación de bloques ERNC.

En segundo lugar, y a diferencia de las Indicaciones 20/20, el Informe CADE no propone licitaciones de bloques ERNC para ir cumpliendo las cuotas de inyección de ERNC al sistema, sin perjuicio de que recomienda otras acciones en relación al mercado de contratos a clientes finales para proyectos pequeños o medianos.

Finalmente, el Informe CADE se refiere a la posibilidad de incrementar las cuotas de ERNC exigidas por la Ley N°20.257

Hemos visto que las indicaciones 20/20 incrementan los porcentajes de ERNC exigibles por Ley a fin de alcanzar el año 2020 una penetración de 20% de dicho tipo de fuentes de energía.

A este respecto, la Comisión señala que, dado el gran número de proyectos ERNC que se han desarrollado y la continua disminución de costos de las tecnologías y en la medida que se implementen decididamente las medidas tendientes a facilitar el desarrollo de dichos proyectos, sería recomendable incrementar el porcentaje de ERNC definido por Ley sin correr el riesgo de estar forzando el desarrollo de proyectos no competitivos.

Agrega que dependiendo de los escenarios futuros considerados en sus simulaciones para la matriz eléctrica chilena, sus cálculos indican que la penetración de las ERNC puede variar entre un 12% y un 20% al año 2024. En razón de ello, la Comisión consideró razonable recomendar la modificación de los porcentajes actualmente exigidos por la Ley N°20.257 a fin de llegar al 15% el año 2024.

Asimismo, indicó que no era recomendable aumentar dicho porcentaje más allá de dicha tasa, pues, ello podría forzar la introducción de proyectos ERNC no competitivos e incrementar el costo del suministro eléctrico. Menciona eso sí el Informe CADE que, eventualmente podría otorgarse al Ejecutivo la facultad para que aumente dicha meta, si es que se cumplen las condiciones objetivas que impliquen no encarecer innecesariamente el costo de la energía.

En suma, tal cual lo anticipó el Ministro de Energía, en las próximas semanas deberíamos ver las decisiones que adoptará el Ejecutivo con ocasión de la discusión parlamentaria del Proyecto de Ley de fomento a las ERNC, pronunciándose sobre los aspectos referidos en el presente artículo, entre otras materias.

http://newsandinsight.thomsonreuters.com/Legal/

Durante el pasado mes de octubre, se modificó el procedimiento para la defensa de los intereses colectivos o difusos de la Ley del Consumidor (Título IV de la Ley N°19.496). Se eliminan dos requisitos de admisibilidad de la demanda (“que la conducta que se persigue pueda afectar el interés colectivo o difuso de los consumidores” y “que el número de afectados justifique la necesidad procesal o económica de recurrir a este procedimiento especial para que sus derechos sean efectivamente cautelados”). Ahora el juez sólo realizará un análisis formal de la demanda y la declarará admisible si (i) la acción ha sido deducida por un legitimado activo; y, (ii) la demanda contiene una exposición clara de los hechos y fundamentos de derecho. Además, se elimina la posibilidad del demandado de “expo[ner] lo que estime procedente en relación a los requisitos de admisibilidad de la acción” y la posibilidad de rendir prueba acerca de la ocurrencia de estos requisitos. Finalmente, en contra de la resolución que declare admisible la acción sólo procede el recurso de reposición y de apelación (en subsidio de la reposición) en el solo efecto devolutivo. Con anterioridad a la reforma, procedía en contra de esta resolución el recurso de apelación directa en ambos efectos, y el recurso de casación.

A juicio del Sernac las modificaciones incorporadas permiten reducir considerablemente los plazos de tramitación de los juicios colectivos.

No desconocemos la importancia y necesidad de la tramitación rápida y eficaz de este tipo de procedimientos. Sin embargo, preocupa el que, en pro de esta celeridad, y al considerarse la etapa de admisibilidad como una etapa meramente formal, se desatiendan los objetivos que se tuvieron en consideración para instaurar esta etapa previa en estos juicios. En definitiva, se pierde en los hechos el sentido para el cual fue concebida.

En efecto, según es unánimemente aceptado por la doctrina y jurisprudencia, las acciones de interés colectivo o difuso tienen un carácter excepcional, entre otras razones, debido a que alteran el efecto general de cosa juzgada y la sentencia declarativa que se dicte produce efectos erga omnes. Por ello, y atendidas las especiales características de estas acciones, éstas debiesen estar sujetas a un estricto sistema de control de admisibilidad. Dicho control se estableció entre otros, para evitar un exceso de litigios y demandas temerarias.

Por otro lado, la etapa de admisibilidad, fue hasta antes de la modificación en comento, un medio idóneo para que se desecharan aquellas acciones cuya falta de fundamentación y plausibilidad era patente. A partir de ahora, cuestiones como que la conducta que se persigue afecte o no el interés colectivo deberán discutirse durante la tramitación del fondo de la causa.

Básicamente, el debate sobre estos aspectos se trasladará desde la etapa de admisibilidad a la etapa declarativa o de fondo. Pero, a diferencia de lo que ocurría con anterioridad, en caso que se determine que esta condición no concurre y se deseche la demanda, el proveedor ya habrá sufrido todos los costos que una declaración de admisibilidad de una acción colectiva en su contra supone.

Más información sobre esta importante reforma en el sitio del CADE brasileño (en portugués).

Más información en este link.

Más información en este link.

Más información sobre el tema en los siguientes links:

- Reuters sobre la reforma y Reuters sobre su televisación.

- Washington Post.

- Business Week.

- Los Angeles Times.

Más información en este post del Wall Street Journal y en el sitio de la FTC (Federal Trade Commission).

Más información en este link.

Más información en esta nota de prensa de Cofetel, y en esta nota de Zócalo.