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Sistema de Cuotas – Renewable Portafolio System

ERNCEl Renewable Portafolio System (en adelante RPS), es una de las principales variantes al instrumento normativo conocido como Sistema de Cuotas (en adelante SQ). Sin importar la variante, el SQ se caracteriza por la fijación de un objetivo/obligación por la autoridad, ya sea en un porcentaje del total de la energía eléctrica inyectada a la red o una cantidad determinada, que debe ser suministrada por medios de generación ERNC. Los actores del mercado tienen la libertad para determinar con qué tipo de ERNC y/o tecnologías se generará la electricidad, al igual que las tarifas en que venderán dicho producto. Esta obligación puede recaer sobre los oferentes (generadores) o los demandantes (distribuidores) de energía eléctrica, siendo preferida a nivel mundial la segunda opción. En caso de que los obligados no cumplan la cuota exigida, se ven expuestos a una multa.

El RPS en sí, se fundamenta en dos elementos, que son la obligación (cuota) y los certificados. Los certificados de energía renovable (en adelante CER), representan una unidad de energía eléctrica inyectada a las redes eléctricas proveniente de medios de generación ERNC. Los certificados sirven como un medio para acreditar el cumplimiento de la obligación, la cual es fiscalizada al término de todos los años en una época determinada. Cabe señalar que ésta variante del SQ ha sido adoptada por países como Australia, Italia, Inglaterra (desde Abril tienen un sistema mixto con FIT) y algunos Estados de EE.UU. Para el éxito de este sistema, es necesario que la cuantía de la multa aplicada en caso de incumplimiento sea de un monto suficientemente alto para incentivar el cumplimiento, es decir que sea mejor negocio cumplir. Sin embargo, debe ser de una cuantía factible, lo que se relaciona intrínsecamente con que la cuota sea ambiciosa, pero realizable. Otro factor para el éxito, es regular de forma clara los CER (su emisión, transacción, fiscalización, etc.), para entregar seguridad a los actores del mercado sobre este instrumento.

Con el RPS se genera un mercado secundario de estos certificados, entre los obligados excedentarios y los deficitarios, entregando una opción para los generadores ERNC para que aumenten sus ingresos, creando un incentivo a invertir en estas tecnologías. Esto se traduce que la cuota debe ir aumentando consecuentemente para poder responder a dicho interés, tratando de que la obligación vaya en línea con los CER que puedan ser emitidos. Los obligados deficitarios tratarán de adquirir los CER en el menor precio posible, donde la libre oferta y demanda de los mismos entra a regir en la determinación de su valor. Es por este argumento que se alaba el RPS, puesto que incentiva en base a la competencia la introducción de las ERNC y las tecnologías menos costosas, las que se encuentran en un mejor pie para competir con las energías convencionales. Esta es la principal ventaja del RPS, para permitir que las centrales ERNC entren a un mercado donde rige la libre competencia, al reducir el costo posible haciendo más fácil el éxito de las mismas, atacando una de las barreras de entrada de las ERNC, que son sus costos. En esta dinámica, en la actualidad la energía hidráulica y eólica corren con ventaja respecto a las otras ERNC. Otra de las ventajas del RPS es que establece con certeza, la porción o cuantía de la energía eléctrica proveniente de ERNC, transformando el objetivo político, en un objetivo realizable para el mercado.

Sin embargo, asociada a la primera ventaja el RPS conlleva el riesgo de que los países que tienen un importante componente de generación hidráulica ante años de sequía se encontrarían expuestos a una importante alza de las tarifas eléctricas, por el aumento de los valores de los CER (con una menor generación, es correlativo a una menor emisión de CER). Asimismo, en el caso de que se llegue a superar la cuota anual de CER, se corre el riesgo de que por una baja de la cotización de los CER, los generadores ERNC vean en peligro sus operaciones. Este escenario, ya se dio en Australia el 20091 por una cuota-objetivo muy bajo en relación a la energía eléctrica efectivamente generada. Por lo anterior es fundamental que el objetivo para la cuota fijada tenga cierta flexibilidad o capacidad de ser modificada, atributo del cual se ha señalado carece por ser establecido generalmente por ley, transformándose en una desventaja del RPS, e inclusive del SQ.

Otra de las desventajas señaladas para el RPS, es que conllevaría mayores costos administrativos por la fiscalización del cumplimiento de las cuotas (que en caso de incumplimiento conlleva a procedimientos ante la autoridad administrativa y judicial), emisión, transacción y tributación de los CER (que pasan a ser valores transables, siendo supervisado por las autoridades del mercado de capitales). Por ende, el ahorro por implementar las tecnologías menos costosas, conlleva un gasto por parte de la autoridad administrativa, los que deben tenerse en cuenta al optar por este sistema. Una tercera desventaja señalada al RPS es que privilegiaría los grandes proyectos, los cuales por su economía de escalas estarían en condiciones de ofrecer las tarifas eléctricas más bajas, lo cual generaría una concentración del mercado. Asociada a esta última desventaja, se encuentra el hecho que el RPS no fomenta el desarrollo de todas las tecnologías ERNC disponibles, evitando una mayor diversificación de la matriz de generación eléctrica, generalmente en desmedro de la energía solar cuyos costos aún son muy altos.

Cabe señalar que gran parte de las desventajas mencionadas para el RPS, se repiten con la otra principal variante del Sistema de Cuotas2, el Tendering System o Sistema de Licitaciones, modalidad que será analizada en el siguiente artículo de esta serie.


1 JOHNSTON, Warwick; “Australia Renewable Energy Crisis”; Renewable Energy World; Noviembre, 2009 (consulta 20 de Enero del 2010)
2 SAVIN, Janet; “National Policy Instruments, Policy Lessons for the Advancement & Diffusion of Renewable Energy Technologies Around the World”; International Conference for Renewable Energies; Bonn, Alemania; Enero, 2004 (consulta 20 de Diciembre de 2009)


Por Sebastián Leyton Pérez, egresado de Derecho de la U. de Chile, memorista sobre aspectos regulatorios de las ERNC.

  1. Sebastián Leyton
    22/07/10 a las 12:17 | #1

    Renato,

    creo que unas grandes debilidades de la Ley 20.257 es exactamente la escasa regulación que se le dio a los certificados, debiendo casi deducir que existe la opción de un par de artículos. Creo que las críticas a la Ley 20.257, desde un punto de vista de técnica regulatoria da para ser analizado en otro artículo. Probablemente, va a ser el que cierre esta serie de artículos, en base a lo visto en los anteriores.

    Respecto a lo que planteas, el mercado de los otros oferentes de certificados pasaría a depender de los otros actores, como Suez y Guacolda entre otros, pero de todas formas sería muy limitado. Es un tema que debe ser analizado, determinando si se deben hacer reformas a la ley sobre este punto. Un abrazo, saludos

  2. Renato Valdivia
    22/07/10 a las 12:00 | #2

    La bolsa de productos (BCP) que entraría a funcionar hacia finas de año pretende crear un mercado transable para las ERNC. En la medida que su implementación sea exitosa, podría resolver el problema de la actual falta de mercado y por ende precio para el atributo ERNC. Sin embargo, está el riesgo de la excesiva concentración del mercado chileno. En la medida que Endesa y Colbún decidan no comprar y abastecerse de proyectos propios y AES Gener opte por pagar las multas, los demás actores se quedan virtualmente sin mercado. Sería interesante, por tanto, la posibilidad que BCP permita transar internacionalmente los otros CER (Certificados de reducción de emisiones), cosa que desconozco si está contemplada.

  1. Monday, 2 de August de 2010 a las 17:23 | #1
  2. Tuesday, 10 de August de 2010 a las 17:11 | #2