Durante el segundo trámite constitucional de la iniciativa legal, en la cámara de diputados, el Ejecutivo presentó una indicación sustitutiva al proyecto de ley en comento.

La indicación sustitutiva mantiene del 20/20 el esquema de licitaciones públicas para la inyección de bloques de energía provenientes de medios de generación renovable no convencional, pero con precios garantizados a 10 años y con metas de participación algo distintas a su versión original.

En las licitaciones se establece un precio máximo basado en el costo medio de largo plazo de la tecnología de desarrollo, acrecentado en hasta un 10%. El precio de energía que percibirán aquellos adjudicatarios en el proceso de licitación por la energía comprometida en el bloque licitado corresponderá al que cada participante haya indicado en su propuesta. Se crea un mecanismo de estabilización de precios donde, si el costo marginal promedio es más alto que el precio licitado, las empresas eléctricas que efectúen retiros recibirán la diferencia hasta un máximo de 0,4 UTM por MWh, percibiendo el exceso de dicha cifra el generador de ERNC. Cuando, en cambio, el costo marginal promedio se encuentra bajo el precio licitado, las empresas eléctricas que efectúen retiros deberán pagar la diferencia, con un tope de 0,4 UTM por MWh.

En la práctica, lo que recibe el proyecto adjudicatario equivale a su inyección de energía horaria valorizada a costo marginal, pero sujeto a una compensación que se calcula comparando el costo marginal promedio del mes y el precio de oferta presentado en la licitación. Con ello, se busca estabilizar el precio que percibe el desarrollador de ERNC.

ASPECTOS QUE PREOCUPAN DE LA INICIATIVA LEGAL

Hay una serie de factores que permiten prever que la alternativa propuesta es riesgosa desde el punto de vista económico e incluso ambiental, a saber:

(i)                  Existe un grado de discrecionalidad en la determinación del costo medio de desarrollo de largo plazo que podría derivar en una sobre valoración del precio máximo de las licitaciones, a lo que se suma la posibilidad de acrecentar en hasta 10% el precio de licitación. De existir una cantidad limitada de proyectos ERNC competitivos es muy posible que el precio ofertado en la licitación coincida con este precio máximo, lo que significa un subsidio para las ERNC que necesariamente se traduce en un mayor costo de la energía;

(ii)                las licitaciones asegurarían la compra de la producción de la planta de ERNC (inyecciones), lo que significa que el sistema tendrá que hacerse cargo del suministro en horarios donde no existe generación de fuentes ERNC, lo que impone restricciones operativas y la necesidad de proveer respaldos que generarán un incremento adicional de precios;

(iii)               existe la posibilidad que se licite en forma separada por sistema eléctrico, lo que significa favorecer ciertas tecnologías por sobre otras en función de la limitaciones propias de los sistemas actuales lo que también encarece el proceso; y

(iv)              el mecanismo de licitación propuesto puede generar una distorsión en la toma de decisiones, puesto que crea incentivos a demorar la entrada en operación de proyectos ERNC sin contrato hasta que se realicen los llamados a licitación, lo que podría atrasar su desarrollo e imponer costos adicionales. A las licitaciones podrían presentarse proyectos ya construidos que no requerirían del mecanismo que dispone el proyecto para conseguir financiamiento. En este sentido el proyecto de ley prevé que los proyectos construidos no se consideraran para determinar la cantidad de energía a licitar, pero nada impide en su articulado que tales proyectos posteriormente se presenten a la licitación, lo que debiera corregirse.

Cabe destacar que ya han surgido en el mercado alternativas de financiamiento a energías renovables (fondos privados para estabilizar precios, PPAs10 en que contractualmente se estabilizan los precios, etc.), lo que resulta en una solución mucho más eficiente para el desarrollo de las ERNC que obligar al Estado a licitar bloques para cumplir con cierta cuota de participación de las mismas.

Es importante, en este sentido, evitar que soluciones centralizadas terminen por desalentar alternativas de mercado y que se adjudiquen las licitaciones a proyectos ERNC que se habrían desarrollado igual con o sin subsidio.

• Pero quizás el tema que más preocupa es la insuficiente atención que se ha dado a la masividad de ERNC que se requiere desarrollar para cumplir el 20% el 2025. En particular, durante el presente año la generación proveniente de fuentes de ERNC alcanzará del orden de 3 TWh, lo que, de acuerdo a la meta establecida, debiera aumentar a 26 TWh a 2025. Eso equivale a instalar entre 7.000 a 8.000 MW en ERNC, lo que sólo podría cumplirse con plantas eólicas y solares (las minihidro, biomasa y geotermia no superarán los 1.000 MW), con los consecuentes problemas de intermitencia, mayor conexión y ampliación de líneas para ser usadas unas pocas horas e impacto en los costos marginales, cuya diferencial respecto del promedio mensual deberá ser cubierto por los demás generadores.

• Esto nos lleva a otro tema de suma relevancia, cual es la nula alusión a la capacidad real de desarrollo de ERNC competitiva. El estudio de Alex Galetovic “El costo diferencial de las alternativas de generación en el SIC” publicado en diciembre del 2012 entrega algunas señales -bastante preocupantes- al respecto11. En efecto, el informe estima el costo diferencial de las políticas que proponen imponer cuotas de ERNC -el 15% de la CADE en 2024 y la ley 20/20- comparándolo contra una política eficiente, concluyendo que la principal consecuencia de una cuota de ERNC es disminuir la participación de la energía hidráulica (manteniendo constante la participación de los combustibles fósiles) lo que genera un alza no menor en el precio monómico de la energía12. Lo anterior se explica por cuanto la curva de oferta de ERNC tiene mucha pendiente, lo que significa que -contrario a lo que generalmente se plantea- la expansión de cada tecnología no ocurre a costo medio constante sino a costos cada vez mayores. La pérdida social de las cuotas de ERNC sería, por tanto, considerable e implicaría una transferencia significativa de recursos hacia los generadores ERNC. En síntesis, la imposición de metas de participación de ERNC en la matriz energética podría tener costos significativos, los que no han sido debidamente sopesados durante la tramitación legislativa.

ASPECTOS POSITIVOS DE LA INDICACIÓN SUSTITUTIVA

Dicho lo anterior, es justo reconocer que la indicación sustitutiva del Ejecutivo logra corregir algunas deficiencias importantes del proyecto original. Esto, porque elimina artículos abiertamente dañinos, que establecían: (i) la retroactividad de la obligación, que aplicaba a contratos firmados antes de la presente modificación; (ii) la obligación de acreditar que al menos un 50% de los retiros correspondieran a inyecciones realizadas en el sistema eléctrico respectivo; y (iii) que la obligación no se entendería extinguida por el pago de un cargo techo, debiendo cumplirse al año siguiente.