La idea del Ejecutivo es que los cambios a la regulación sean definidos por las autoridades de libre competencia. Ese estudio debería estar listo cuando el proyecto se tramite en la Cámara, se estima que hacia fin de mes. En el sector no tienen claro que eliminar las restricciones aumente la competencia. Jessica Marticorena
La propuesta que impulsa Energía generó ruido. Los parlamentarios de la comisión firmaron un protocolo de acuerdo con la cartera, a excepción de la senadora Luz Ebensperger, que anunció reserva de constitucionalidad, que no dejó indiferente al sector, pues puso de relieve la norma que restringe la integración vertical en el mercado eléctrico, el denominado artículo 7, establecido en 2004.
El senador PS Juan Luis Castro, presidente de la comisión de Minería y Energía, explica que si bien la idea ya estaba contenida en el proyecto de transición energética, presentado en julio de 2023, se había dejado en stand by por no ser prioritario. Reconoce que el planteamiento que reactivó el tema surgió de algunos senadores ‘a quienes nos pareció razonable actualizar la norma, y definir los límites de esa integración vertical y los grados de competitividad. Hagamos una buena regulación que permita invertir, porque hoy como hay una concentración de empresas, se puede invertir perfectamente manteniendo márgenes razonables, de unas sobre otras. Hay que tener una buena regulación que evite la hiperconcentración’. Y agrega que en el segundo trámite, cuando el proyecto pase a la Cámara, se verá la fórmula específica y los detalles, lo que debería ocurrir a fin de mes.
A 20 años de entrada en vigencia, existe convencimiento de que el escenario eléctrico cambios y que las modificaciones a las regulaciones introducidas con posterioridad llevan a que hoy sea posible flexibilizar esta norma.
Admiten que la base de cálculo sobre la cual se sustenta el artículo 7 ‘no es muy clara, es muy disfuncional y difícil de implementar’. Recuerdan que en febrero de 2020, cuando la Fiscalía Nacional Económica aprobó la compra por parte de la china State Grid de la distribuidora Chilquinta, el organismo sostuvo que no estaba en condiciones de asegurar si se transgredían las restricciones al artículo 7, por lo que remitió la consulta a la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC) para que interpretara esta regla, pero la SEC indicó que no veía temas de competencia.
‘Tenemos una regla que en verdad no sirve. Por ejemplo, la ley dice que es distinto si un generador compra una transmisora a que una transmisora compre una generadora. Es absurdo, al final, lo que importa es la capacidad de controlar las decisiones del bloque económico, no el porcentaje de los activos’, explican desde el oficialismo.
El ministro de Energía, Diego Pardow, entrega los argumentos. ‘Cuando hicimos el trabajo prelegislativo del proyecto de transición energética, uno de los consensos generales es que el actual artículo 7 es difícil de aplicar, porque no es claro los bienes jurídicos que protege ni existe un fundamento técnico en cada una de las decisiones que adopta’, menciona.
Al igual como ocurrió en el sector de telecomunicaciones, cuyo mercado cambió con la telefonía celular, y las adecuaciones de las condiciones de competencia las hizo el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), en este caso, la idea del Ejecutivo es que sea también el TDLC quien revise los umbrales. ‘Buscamos avanzar hacia un texto que recoja las necesidades de que haya un umbral en materia de integración vertical y que la determinación de ese umbral y su mecanismo sean definidos por las autoridades de libre competencia’.
El compromiso de la cartera de Energía es presentar ese estudio una vez que el proyecto esté en discusión en la Cámara de Diputados, detallan fuentes conocedoras.
Pero en la industria hay dudas respecto del beneficio de eventuales cambios regulatorios. ‘Hay generadores que han vendido sus activos de transmisión y otros que están en vías de hacerlo. Dudo que haya un interés de los generadores convencionales, o incluso renovables, por ese negocio’, asevera un ejecutivo de una eléctrica.
Tampoco está del todo claro que si se eliminan las restricciones aumente la competencia en las licitaciones de suministro, dado que las empresas de transmisión podrían participar en generación, lo que resultaría en precios menores para clientes regulados. ‘En las últimas licitaciones hubo precios más altos y poca competencia, pero porque cambió el riesgo del mercado eléctrico chileno, no porque haya pocos actores’, puntualiza un directivo del sector.
El gerente general de la consultora Valgesta, Ramón Galaz, cree que sí amerita hacer una revisión de la norma. ‘Esa restricción original iba en la dirección correcta, pero era otro mercado, hoy hay más competencia y la ley ha cambiado, los procedimientos están más regulados, por lo tanto, el riesgo de que se ejerza una posición dominante ha disminuido’. Sin embargo, advierte, ‘no existe un informe detallado de parte del Ejecutivo que demuestre que eliminar el artículo 7 no genera un impacto negativo en el mercado’.
De prosperar el cambio normativo, en la industria se menciona en privado que las grandes ganadoras serían las empresas chinas, que hoy tienen presencia, de manera directa e indirecta, en todos los segmentos de la industria. ‘A ellas sí les vendría muy bien esta modificación’, expresa un directivo de la industria. Aunque otras fuentes descartan esa posibilidad.
Malestar de las renovables
Desde el año pasado que las generadoras renovables vienen alertando al Ejecutivo de la crisis financiera que enfrentan, afectadas por los desacoples de precios que se generan en el Sistema Eléctrico Nacional, debido a la congestión para transportar la energía y a la sobreoferta de proyectos. Ocurre que los precios de largo plazo acordados por las renovables con clientes residenciales, es decir, firmas que participaron en las licitaciones de suministro y que mantienen contratos vigentes, no son suficientes para cubrir y financiar los suministros contratados. La gran mayoría de este tipo de energía, solar y eólica, se concentra en el norte, pero el gran consumo se localiza en la zona centro sur, por lo tanto, no habiendo líneas de transmisión suficientes para transportar la energía, gran parte del día estas plantas tienen cero retorno y deben comprar energía cara en el mercado —a costo marginal— para cumplir los contratos. Recién al 2030 se espera terminar con ese cuello de botella, cuando entre en operación la principal ‘carretera’ que está planificada: la línea Kimal-Lo Aguirre, hoy en tramitación ambiental.
El tema es relevante para el sector, pues las energías renovables siguen escalando su participación en la matriz energética. Durante el primer trimestre de 2024, la generación eléctrica en base a ERNC alcanzó un 41% del total de la energía producida en el país. Por lo mismo, el Ejecutivo busca dar respuesta a la problemática y aliviar el desbalance financiero de las firmas, evitando el riesgo de eventuales quiebras de empresas, con la consiguiente afectación a los consumidores residenciales. Según cálculos de Energía, la cuenta de la luz de los hogares podría subir hasta 15% si una generadora con contratos regulados cae en quiebra.
La propuesta del Ejecutivo apunta a una reasignación de ingresos tarifarios en forma extraordinaria para las renovables, y aunque en un principio el mecanismo se pensó hasta fines de la década, finalmente fue acotado hasta fines de 2026, lo que no gustó a la industria renovable. Después de ese año, la vía sería un mecanismo competitivo de ingresos tarifarios, que en la industria interpretan como una subasta, ‘es decir, subastar la capacidad de la línea, en que las empresas que quieran usarla ofrecerían pagos por esa capacidad. A la cual podrían acceder solo los generadores grandes que tengan espaldas financieras y recursos’, dice un ejecutivo de una renovable.
‘El proyecto va en la dirección correcta, aunque es insuficiente. Lo razonable hubiese sido considerar este mecanismo vigente hasta que se materialice la línea Kimal-Lo Aguirre, para que luego haya una reforma integral al mercado eléctrico mayorista, porque la forma de regular la energía renovable tiene que cambiar’, subraya Sergio del Campo, presidente de Acera, el gremio de las renovables.
Otro ejecutivo de una firma renovable reclama que ‘la propuesta resuelve el problema solo por un período de tiempo. Es irrisorio que los generadores afectados por la congestión no puedan percibir los excesos de remuneración del sistema de transmisión para compensar esa congestión’.
En la industria recalcan que los clientes están recibiendo el suministro acordado al precio establecido en la licitación y que los dueños de la transmisión también reciben la remuneración establecida en la ley, ‘y no corresponde que los excesos se entreguen a los clientes vía descuento, porque entonces la receta sería congestionar el sistema para que los clientes reciban descuentos, poniendo en riesgo la competencia, la inversión renovable y la transición energética, y con un precio de la energía que se iría a las nubes’.
En el sector advierten que el riesgo para las empresas ya subió y que los bancos están restringiendo el financiamiento o encareciendo las condiciones para otorgarlo.
‘Acotar al 2026 fue una decisión del Ejecutivo, aunque entendemos que la situación (de la industria) es de más largo plazo’, dice el senador Castro.
Fuentes ligadas al Gobierno explican que el régimen transitorio responde a que el 2026 coincide con la entrada en operación de los sistemas de almacenamiento de energía, 3.000 MW, generando holguras a las generadoras.
Aunque la industria enfatiza que la tramitación está contra reloj y desde Energía refrendan darle celeridad, igualmente desde el Ejecutivo desdramatizan los timming y prevén que el proyecto podría estar despachado a fines de año. ‘Obviamente, vamos a tratar de sacar este proyecto lo antes posible, pero hemos tenido una hidrología más favorable, y cuando uno mira el agua embalsada, los desacoples en el sistema eléctrico este año deberían ser limitados’, explica el ministro Pardow.
En las firmas renovables no existe la misma percepción y, por ello, el tema ha escalado a nivel diplomático. El año pasado fue planteado por la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, en su visita al país. Y se espera haga lo propio Kadri Simson, comisaria europea de Energía, que en los próximos días visitará Chile. Tiene previsto reunirse con la autoridad local del ramo y aunque algunos aseguran que la agenda que tratará con el ministro de Energía tiene que ver con temas de hidrógeno y de cooperación, fuentes revelan que el proyecto de transición sí estará sobre la mesa.
Las firmas europeas han invertido más de US$ 5.000 millones en nuestro país.
Y no son los únicos preocupados. A los grandes clientes industriales y mineros también les incomoda el proyecto, porque ‘son ellos los que pagarán la cuenta, pues los ingresos tarifarios extraordinarios, que según el proyecto irán a las renovables, hoy van en beneficio de esos grandes clientes’.
