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Análisis Sistema Chileno ERNC a la Luz de Modelos Normativos

ERNCTras las últimas semanas, con muchas noticias del sector eléctrico, es momento que finalice esta serie de artículos, haciendo un análisis del Sistema Chileno (creado en virtud de la Ley 20.257), a la luz de los modelos normativos previamente estudiados. Es decir, se analizará de modo general las modificaciones implementadas con dicho cuerpo legal.

En la actualidad Chile cuenta con un Sistema de Cuotas, como se deduce del inciso primero del artículo 150 bis, al fijar un objetivo consistente en un porcentaje de la energía eléctrica retirada en un año desde los sistemas eléctricos, que debe obligatoriamente provenir de medios de generación ERNC, siendo aplicada una multa en caso de incumplimiento. Esta obligación recae sobre las empresas generadoras, a diferencia de otros sistemas de cuotas, en que la obligación recae sobre las distribuidoras eléctricas debiéndose esta variante por la importancia de los clientes libres, especialmente en el SING. Respecto a las variantes del Sistema de Cuotas, en Chile existe, por descarte (analizado y criticado con mayor profundidad, más adelante), un Renewable Portafolio System (en adelante RPS). Esto en atención a que no se realizan licitaciones específicas para espectros que sean cubiertos mediante energía eléctrica generada con medios ERNC. En mi opinión, el Sistema Chileno es un RPS incompleto, por las razones que expondré a continuación.

En primer lugar, la existencia de los Certificados de Energía Renovable (en adelante CER) se deduce de un par de incisos del Artículo 150 bis. Se esperaba que esta situación fuese resuelta mediante la vía reglamentaria, lo cual tampoco se dio con la Resolución Exenta 1278. Lo anterior, es un elemento desconcertante (y parte de las razones por las que tenemos que deducir que el modelo chileno es un RPS), puesto que la base de un Sistema de Cuotas es acreditar el cumplimiento de la misma, en este caso mediante CER, los cuales son valores transables. El hecho que los CER no han sido regulados se traduce en que no hay claridad sobre que autoridad fiscaliza la emisión y transacción de los mismos, su tributación, entre otros factores. En la práctica esto queda entregado por defecto a los CDEC, como a los acuerdos directos que se logren entre los obligados excedentarios y deficitarios, por lo que el sistema es menos transparente, lo cual se puede evitar si se transaran en una bolsa. Se puede argumentar que el hecho que no se hayan regulado, se debe a que contamos con los CDEC, organismos en que la información de la energía inyectada es pública y transparente, por lo cual no sería tan grave.

Un segundo elemento que llama la atención sobre nuestro modelo, se encuentra relacionado con el objetivo – cuota del mismo. Cabe señalar que el objetivo está bien planteado, al mencionar retiros, evitando limitarlo solo a empresas distribuidoras o clientes regulados, haciendo su aplicación más extensiva. Sin embargo, la cuantía de la cuota es discutible, puesto que hasta el 2014 será menor al 5% real, limitando en parte el potencial de generación ERNC, al no haber seguridad de que exista un mercado para otros proyectos. Es decir, la cuota establecida por Ley, puede limitar el desarrollo de proyectos ERNC, puesto que con este sistema la utilidad se encuentra dentro de la cuota. Sobre este aspecto, esto ya ha sido abordado por un informe1, que nos señala que para el 2020 la capacidad de generación potencialmente factible en el SIC, en un escenario conservador es de 14,3% y en uno dinámico plus, de 21,2%. Si se quiere lograr llevar a cabo el Desafío 20-20, la cuota – objetivo (al 2020, el objetivo establecido por la Ley 20.257 es del 8%), ha de ser modificada, ya sea aumentándola o cambiando los criterios de que se considera ERNC.

Una tercera fuente de críticas al modelo establecido con la Ley 20.257, consiste en la limitación establecida a las centrales hidráulicas de pasada (20 MW) para que sean consideradas como ERNC. Esto es conflictivo, puesto que no se puede considerar como elemento para determinar si una central produce energía renovable y limpia, la potencia instalada de la misma. Este límite es criticado, puesto que parece ser completamente azaroso y en la tramitación del proyecto, fue señalada2 la conveniencia de utilizar los estándares del Mecanismo de Desarrollo Limpio (en adelante MDL), lo cual fue completamente obviado en la redacción definitiva. Es decir, con la actual legislación nos podemos encontrar con centrales que sean reconocidas como fuentes de energía eléctrica limpia en base a los criterios aplicados internacionalmente por el MDL y no en Chile. A modo de ejemplo, en Alemania se reconoce las centrales de hasta 150 MW, como centrales capaces de generar electricidad limpia, y por ende ser beneficiarios de las tarifas especiales.

El cuarto aspecto que es criticable es el sistema de multas establecido con la Ley 20.257, siendo esto tratado en otro artículo (Golazo de Tokman) respecto de la errada fundamentación jurídica de la institución del non bis in ídem para no exigir el cumplimiento de las cuotas incumplidas o devengadas.

Respecto a la cuantía y destino de los fondos recaudados, esto es un tema que tiene una infinidad de opciones por donde verlo. Si se puede señalar que respecto al destino de las multas (traspasarlas a los clientes de las empresas cumplidoras), el sistema chileno innovó y por lo mismo, sería algo apresurado emitir juicios (si fue para mejor o peor), si aún no se han aplicado multas.

Nuestro sistema de incentivo a la generación eléctrica con medios ERNC, instaurado con la Ley 20.257, tiene falencias o defectos (desde el punto del modelo normativo) que pueden afectar el desarrollo de la generación eléctrica con este tipo de energías. Estos defectos pueden ser corregidos con modificaciones legales, pero desde mi punto de vista es fundamental la regulación sistematizada de las ERNC y los incentivos o beneficios que deben adoptarse, sean realizados de forma conjunta. Los modelos estudiados en la presente serie, son solo modelos normativos y debemos tener presente otros incentivos, como tributarios, crediticios o la instauración de estándares. Con la regulación actual, parece ser imposible que logremos cumplir el Desafío 20-20, por lo que deben adoptarse cambios y medidas con anticipación. Es en este sentido que dichas modificaciones sean estudiadas en detalle, analizando sus consecuencias. Ya existen dos mociones3 al respecto, ambas elaboradas por el Senador Orpis, que analizaré en un futuro artículo.

Por Sebastián Leyton, Licenciado en Ciencias Jurídicas y Sociales, Universidad de Chile, memorista sobre aspectos regulatorios de las ERNC

1 PROGRAMA DE ESTUDIOS e Investigaciones en Energía del Instituto de Asuntos Públicos de la Universidad de Chile y el Núcleo Milenio de Electrónica Industrial y Mecatrónica y Centro de Innovación en Energía de la Universidad Técnica Federico Santa María; Estimación del aporte potencial de las Energías Renovables No Convencionales y del Uso Eficiente de la Energía Eléctrica al Sistema Interconectado Central (SIC) en el período 2008-2025; Santiago, Chile; Julio, 2008; página 35

2 BIBLIOTECA DEL CONGRESO NACIONAL; Historia de la Ley 20.257; Primer Informe Comisión de Minería; página 122

3 Boletín N° 7163-08 y boletín N° 7142-08

  1. Renato Valdivia
    20/10/10 a las 17:45 | #1

    Muy buen artículo. Respecto del segundo punto, cabe señalar que el 5% que actualmente (y hasta el 2013) está en vigencia, aplica sólo sobre una fracción del orden de 20% de las transacciones de energía de acuerdo a lo definido en la ley 20.247, por lo que la exigencia efectiva es poco más de 1%.

    Respecto del primer punto, la indefinición no sólo afecta lo que tiene relación con los CER, sino también la posibilidad de acreditar el atributo renovable como una calidad efectiva y transable, con lo que no es posible actualmente incorporar esto en la evaluación del proyecto en un esquema project finance, dificultando el financiamiento de proyectos ERNC.

  1. Wednesday, 20 de October de 2010 a las 20:37 | #1