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Licitaciones ERNC bajo la Ley 20.698; Lecciones del Renewable Auction Mechanism de California

Sebastián Leyton Pérez1

Licenciado en Ciencias Jurídicas y Sociales, Universidad de Chile (2010); Diplomado en Recursos Naturales y Energía, Pontificia Universidad Católica de Chile (2011); Master of Laws con certificado de especialización en Energías y Tecnologías Limpias, Universidad

de California, Berkeley (2014).

Resumen El artículo 150 ter de la LGSE incorporado con la Ley 20.698, estableció la obligación para el Ministerio de Energía de convocar y efectuar licitaciones de bloques anuales generados por medios de generación en base a ERNC. Dichas licitaciones tienen el fin de dar cumplimiento a la cuota-obligación establecida en el artículo 150 bis. El nuevo mecanismo de licitaciones implica un cambio substancial al modo de cumplir con la cuota-obligación. Por dicho motivo, resulta conveniente observar la experiencia en otras jurisdicciones para efectos de dictar el reglamento. La California Public Utilities Commision implementó en diciembre del 2010 el Renewable Auction Mechanism (RAM), requiriendo la licitación de bloques de energía eléctrica suministrada por medios de generación renovables, con una capacidad instalada de hasta 20 MW. En este artículo se analizan las razones del éxito del RAM y se exploran las lecciones pueden ser incorporadas al sistema chileno. Palabras Clave Licitación, energías, renovables, California, RAM Introducción

El nuevo artículo 150 ter de la LGSE el cual fue incorporado en virtud de la ley 20.698 (publicada en el Diario Oficial el 22 de Octubre de 2013), estableció la obligación para el Ministerio de Energía de convocar y efectuar licitaciones de bloques anuales generados por medios de generación en base a energías renovables no convencionales (ERNC) a partir del 2015. Dicha modificación legal vino en primer lugar a aumentar la meta respecto a la participación de ERNC en la matriz de generación, de un 10 a un 20% a ser alcanzada el 2025, la cual aumenta anualmente de forma progresiva a partir del 2014. En segundo lugar, incorporó un sistema de licitaciones como mecanismo subsidiario de alcanzar las cuotas anuales. A mi entender, esta segunda modificación representa la principal innovación en el sistema de apoyo a la generación con medios ERNC y su correcta implementación resulta ser fundamental.

1 Licenciado en Ciencias Jurídicas y Sociales, Universidad de Chile (2010); Diplomado en Recursos Naturales y Energía, Pontificia Universidad Católica de Chile (2011); Master of Laws con certificado de especialización en Energías y Tecnologías Limpias, Universidad de California, Berkeley (2014). Abogado Asociado, Morales & Besa, Grupo de Energía & Recursos Naturales (2010 – 2014); Asociado Internacional, Milbank, Tweed, Hadley & McCoy LLP, Nueva York, EE.UU. (Septiembre, 2014 -).

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Dichas licitaciones tienen el fin de dar cumplimiento a la cuota-obligación

establecida en el artículo 150 bis, respecto de la porción que se estime que no será cubierta con las inyecciones de medios de generación ERNC. Esto implica un carácter subsidiario del mecanismo de licitaciones, abriendo una tercera vía de comercialización para proyectos ENRC, además de los contratos de suministro de energía eléctrica o la venta al mercado spot.

Según lo establecido en el inciso séptimo del artículo 150 ter de la LGSE, las

referidas licitaciones se encuentran sujetas a la dictación de un reglamento por parte del Ministerio de Energía, el cual establecerá los términos y condiciones básicas del sistema de licitación. Actualmente el referido reglamento 2 fue introducido a la Contraloría General de la República con fecha 3 de marzo del 2014, pero fue retirado el pasado 25 de julio. El hecho que dicho reglamento se encuentre en etapa de elaboración y redacción por parte del Ministerio de Energía, presenta la oportunidad de estudiar otras experiencias en relación a licitación por bloques de energía generados con ERNC. En EE.UU., las experiencias exitosas más recientes, se han dado en los estados de California (orientado a proyectos con capacidad instalada entre 3 y 20 MW) y Connecticut (proyectos hasta 1,5 MW). Asimismo, proyectos de ley han sido presentados a nivel federal3 para establecer mecanismos de licitación para el suministro de energía eléctrica. En particular, en el presente trabajo se analizará el Renewable Auction Mechanism (“RAM”), el cual ha sido uno de los sistemas de incentivo para la comercialización de energías renovables utilizados en California. El RAM es un mecanismo que busca incentivar el desarrollo distribuido de proyectos de generación renovables, utilizando en gran medida instalaciones de transmisión o distribución ya existentes. El RAM busca acelerar y simplificar el proceso de desarrollo para los generadores, empresas eléctricas y reguladores. Los oferentes establecen el precio, se establece un contrato tipo y los contratos son revisados y aprobados por la California Public Utilities Commission (“CPUC”) mediante un proceso simplificado, reduciendo los plazos asociados a su entrada en operación. A modo de referencia, bajo el RAM en cinco procesos de licitación separados a la fecha se han adjudicados bloques de energía provenientes de 1.300 MW renovables, en centrales con capacidad instalada entre 3 y 20 MW.

El presente artículo realizará una breve reseña de los incentivos a las energías renovables en Estados Unidos de América y en California. En segundo lugar, se analizará el Renewable Auction Mechanism. En tercer lugar, se analizará el sistema contenido en la Ley 20.698 y en el Decreto Supremo Nº 29 del Ministerio de Energía, para finalmente cerrar con propuestas de elementos y lecciones a ser incorporadas dentro del modelo de licitaciones chileno.

2 Decreto Supremo Nº 29 del Ministerio de Energía, del 3 de marzo de 2014 3 House of Representatives Bill No. 909 (H.R. 909), Congreso de Estados Unidos de América, presentada por el congresista Devin Nunes.

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I. Incentivos a ERNC en EE.UU. y California Para entender el esquema regulatorio de incentivos a las energías renovables en Estados Unidos y en California se debe retroceder a 1978, momento en que se dicta a nivel federal la Public Utilities Regulatory Policies Act (mejor conocida como PURPA). Este cuerpo fue creado como respuesta a la crisis del petróleo que sufrió EE.UU. en los años 70’s, mostrando la debilidad ante mercados extranjeros, reforzando la necesidad de potenciar las fuentes internas de energía. Este cuerpo normativo estableció dos obligaciones para las utilities o compañías eléctricas (investor owned utilities o “IOU”). Primero, debían otorgar acceso a sus redes de transmisión a generadores independientes (los cuales debían ser centrales pequeñas o de cogeneración) o también denominados generadores calificados (qualified facilities), y segundo, adquirir la energía que dichos generadores inyectaban sus sistemas de transmisión, bajo ciertas condiciones. Esto abrió las puertas a que generadores independientes y pequeños pudiesen participar en un mercado altamente concentrado y monopólico, situación que fue aprovechada por centrales a gas naturales y renovables.

El esquema de incentivos a las ERNC actualmente vigente en California consta de varios instrumentos, siendo el más conocido o relevante el denominado Renewable Portfolio System (en adelante “RPS”). Cabe señalar que este sistema fue establecido con posterioridad a la crisis de suministro que sufrió California y el sistema interconectado del Oeste de Estados Unidos entre el 2000 y 2001, como consecuencia del abuso del sistema regulatorio californiano, el cual estaba basado en la desregularización4. Este esquema permitió que empresas del sector eléctrico creasen una escasez artificial de energía en el sistema, obligando al Independent System Operator (“ISO”) o coordinador del sistema salir a comprar energía en el mercado spot para mantener la continuidad del servicio en materia de transmisión. El esquema regulatorio impedía que las IOU traspasaran los sobrecostos a los clientes, puesto que se consideraba que el mercado spot lograría precios mas bajos.

Al momento de la crisis, todos los clientes regulados en California tenían tarifas

fijas (salvo por los clientes de Southern California Edison), lo que implicó que los mayores precios que se dieron en esta crisis fuesen cubiertos exclusivamente por las IOUs. Esto implicó que San Diego Gas & Electric, la tercera compañía eléctrica más grande de California, fuese declarada en quiebra y que Pacific Gas & Electric, la segunda más grande, solicitase su quiebra. La solución inmediata que adoptó el estado

4 DUANE, Tim (2002); “Regulation’s Rationale: Learning from the California Energy Crisis”, en 19 Yale Journal on Regulation 471-491. El autor menciona como causas de la crisis californiana la imposibilidad que tenía el ISO o las IOU de ordenar el despacho de las centrales y que estas indicaban la necesidad de entrar en mantención por ciertas horas del día. Asimismo, al crearse este sistema desregularizado, se consideró que debía existir un mercado spot fuerte, por lo cual se obligó a las IOUs a vender sus instalaciones de generación (para evitar concentración vertical), sujeto a una compensación que sería pagada por los clientes mediante tarifas fijas. Asimismo, el mercado generaba incentivos a adquirir la energía eléctrica en el mercado spot y evitar contratos de suministro de largo plazo.

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de California fue asumir la cuenta de estos mayores precios de energía, lo cual no resolvió el problema de fondo. Finalmente, la crisis se resolvió mediante resoluciones de la Federal Energy Regulatory Comission, que fijaron un precio máximo para la energía y la obligatoriedad para que los generadores pusieran sus unidades de generación a disposición del mercado. Esto, ya que el efecto de mayores precios en California traspasaba sus fronteras, implicando efectos en el mercado de venta de energía al por mayor en el sistema interconectado del oeste de Estados Unidos. Ante esta crisis, las presiones por lograr un mayor grado de independencia energética del estado de California y estabilidad de las tarifas eléctricas, implicaron considerar las fuentes locales de energía (principalmente energías renovables). En esta línea y mediante la Senate Bill 1078 del 2002, se estableció el RPS el cual mandataba a la CPUC para requerir que un 20% de la energía vendida para consumo final al 2017 debía provenir de unidades de generación en base a energías renovables. El aumento sería de un punto porcentual anual y la CPUC establecería las regulaciones para efectos de que las IOU realizaren solicitudes al mercado por bloques de energía a fin de dar cumplimiento a esta obligación. Con posterioridad, la cuota fue modificada, en primera oportunidad el 2003 (acelerando su fecha para cumplir el 20% al 2010)5 y por segunda vez, mediante orden ejecutiva del ex Gobernador Schwarzenegger a un 33% a ser cumplida el 20206.

En la práctica, las IOU pueden dar cumplimiento a esta obligación en virtud de compras de energía y certificados de energía renovable (“REC”), de forma conjunta, o de compra de RECs por sí solos, aunque progresivamente aumenta la cuota que debe ser cumplida SOLO por medio de energía. Las IOU realizan procesos en que solicitan al mercado bloques de energía o RECs para dar cumplimiento a su cuota obligación. Tras recibir ofertas preliminares, las IOU negocian privadamente con cada uno de los oferentes para obtener y firmar contratos de suministro de energía y RECs. Un segundo mecanismo de incentivo a las energías renovables utilizado en California es el Feed-In Tariff (FIT). El FIT fue establecido en 20077, por el cual las IOU tenía la obligación de adquirir la energía generado por unidades de generación renovables con una capacidad instalada hasta 1,5 MW, que fuesen de propiedad de agencias o servicios públicos sanitarios. Este programa implicaba que las IOU debían adquirir la energía generada por dichas unidades a tarifas preestablecidas, hasta llegar a un monto total de proyectos equivalente a 250 MW en capacidad instalada. En el 2008 este programa fue ampliado para no incluir solamente a empresas sanitarias, sino para clientes dentro del área de concesión de PG&E y SCE, para llegar a un total de 478 MW. Con posterioridad la CPUC inició un proceso para modificar la normativa aplicable al FIT, en particular para abordar la posibilidad de ampliar el tamaño de las

5 Energy Action Plan, California Public Utilities Commision, 8 de mayo de 2003 6 Executive Order S-14-08, California Governor’s Office, 17 de noviembre de 2008 7 Public Utilities Code S. 399.20, incorporado por Assembly Bill (AB) 1969.

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unidades que podían calificar para este programa y como considerar la generación realizada por unidades sobre los límites establecidos.

En un proceso participativo con las partes involucradas en la materia, la división de energía de la CPUC propuso que en caso de ampliar el FIT a 20 MW, se remplazara el esquema de fijar tarifas por uno que involucrase competencia dentro del mercado. Finalmente se determinó que el FIT fuese aplicable a unidades de generación hasta 3 MW, pero se decidió incorporar una tercera vía para la comercialización de las energías renovables (además del RPS y FIT). II. Renewable Auction Mechanism

1. Descripción General.

El RAM fue establecido mediante la Decision 10-12-048 de la CPUC, con fecha 17 de diciembre de 20108. El RAM fue establecido como un mecanismo con el fin de incentivar el desarrollo de proyectos ERNC que califican para efectos del RPS de California. Este sistema está dirigido a que las IOU presentes en California, realicen licitaciones para obtener suministro de energía eléctrica en base a unidades de generación con capacidad instalada entre 3 a 20 MW. Para estos efectos, inicialmente el RAM consideraba la realización de dos licitaciones anuales por dos años (posteriormente una quinta licitación fue agregada y realizada en Junio del 2014), para efectos de adjudicar a centrales por hasta 1.000 MW de capacidad instalada (posteriormente ampliado a 1.299 MW). Dicha capacidad instalada a ser licitada fue dividida entre las tres IOU en base a la demanda que sirve cada una9.

Dentro de la Decision se señalan que los fundamentos o propósitos de establecer

el RAM son principalmente promover la competencia y obtener menores costos para los clientes, incentivando el desarrollo de recursos que puedan utilizar infraestructura de transmisión y distribución que actualmente se encuentra en funcionamiento. Respecto a este último punto, los proyectos ERNC con menor capacidad instalada tienen una ventaja respecto a proyectos de gran envergadura, al no requerir modificaciones o mejoras relevantes en instalaciones de transmisión, aprovechando capacidad de transmisión o distribución ociosa, con un menor costo para el cliente o consumidor final (al requerir un menor grado de inversiones). Al momento de elaborarse la regulación que rige el RAM, en California existían como mecanismos para la comercialización de energía renovable, el RPS (negociación

8 Order Instituting Rulemaking to Continues Implementation and Administration of California Renewables Portfolio Standard Program. Decision Adopting the Renewable Auction Mechanism; California Public Utilities Comission; adoptado por la Decision 10-12-048, 16 de diciembre de 2010. 9 La asignación del RAM consideró un 49,84% para Southern California E, un 42,09% para Pacific Gas & Electric y un 8,07% para San Diego Gas & Electric. En términos de la cuota correspondiente a los 1.000 MW iniciales, la respectiva cuota por empresa fue dividida en cuatro bloques menores a ser licitado en cada proceso semestral (logrando licitar 250 MW en total por cada proceso).

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privada del precio entre la IOU y el oferente) y el FIT (tarifa fija preestablecida). La incorporación de un sistema de licitación para determinar el precio de energía cumplía el objetivo de reducir los costos de transacción para las partes involucradas, obtener precios de energía que permiten al desarrollador financiar su proyecto (sin que el cliente final pague un precio más elevado), y que los desarrolladores respondiesen a los cambios en el mercado. La relevancia desde un punto de vista regulatorio de adoptar un esquema en que los precios fuesen establecidos mediante un sistema de licitaciones competitivo, dice relación principalmente con un asunto de carácter jurisdiccional entre las atribuciones del Gobierno Federal y de los respectivos Estados. En atención que la FERC tiene jurisdicción para regular las ventas de energía al por mayor o para reventa que se realicen en el comercio interestatal, la compra de la totalidad de la energía a ser inyectada por un proyecto de estas características, cae dentro de la jurisdicción federal10. Dicha situación jurisdiccional debe ser entendida bajo PURPA, la que estableció la obligatoriedad para las IOU de adquirir la energía producida por centrales que cumpliesen con ciertos requisitos, al costo evitado (de cumplir la obligación al costo de la siguiente unidad de generación que sea mas económicamente eficiente)11. En este sentido, la opción de optar por un mecanismo de licitaciones permitía llegar a las alternativas económicamente eficientes para que las IOU diesen cumplimiento a un mandato legal del Estado de California. La CPUC tiene facultades para fijar o aprobar tarifas eléctricas, sujeto a que cumplan con el mandato de PURPA. En este sentido, la CPUC prefirió una metodología de mercado para la fijación de tarifas eléctricas. Lo anterior no obstaba a que el Estado de California generase mecanismos de cálculo y fijase tarifas para la energía que inyectarían estos proyectos. Sin embargo, debía fundamentar dicho esquema regulatorio ante la FERC y se vería expuesta a que si fijaba precios muy altos, los clientes finales se opusieran al desarrollo de proyectos renovables, en especial solares, dentro de California. Como parte de una estrategia amplia de lograr una participación de un 33% de energías renovables, el apoyo de estas políticas por el público es fundamental y había que evitar oposición12. Otra gran ventaja de un mecanismo de licitación, es que reducía los costos de transacción para proyectos pequeños, al eliminar necesidad de entrar a negociar precio o condiciones contractuales específicas. La existencia de contratos estandarizados permitía que las condiciones fuesen conocidas de antemano, no solo por los desarrolladores, sino por eventuales financistas y evitar demoras en los procesos de project finance de estos proyectos.

10 Esto, ya que como ha sido distinguido en diversos casos, como por ejemplo en New York vs. Federal Electric Regulatory Commission, (2002), Corte Suprema de los Estados Unidos de América, 4 de marzo de 2002 (535 U.S. 1, 122 S.Ct. 1012), es imposible distinguir si un electrón que es inyectado en redes de transmisión interestatales es consumido en otro estado en el que fue inyectado. Por lo tanto, existe una presunción de que las inyecciones de energía eléctrica para reventa en redes interestatales cae bajo la jurisdicción de FERC. 11 16 U.S.C. § 2601 y siguientes. Public Utilities Regulatory Policies Act, Sección 210 12 Decision 10-12-048 de la California Public Utilities Commission, 16 de diciembre de 2010, página 15.

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2. Particularidades del RAM En cuanto a las particularidades del RAM, en primer lugar cabe destacar que los procesos licitatorios son dirigidos por cada IOU, respecto de la cuota que le fue asignada. De todas formas, las IOU realizan en procesos paralelos en las mismas fechas, dando la posibilidad de que un proyecto presente ofertas para cada una de las tres IOUs. Dentro de la fundamentación para adoptar este modelo se indicó el hecho que las IOU conocen sus redes de transmisión, las fluctuaciones en la demanda dentro de sus áreas de servicio y pueden considerar los elementos que efectivamente necesitan para dar cumplimiento a la cuota que les fue asignada. Relacionado con lo anterior, las IOU establecen con anterioridad a cada proceso de licitación las características del suministro que requieren (energía de base, punta despachable y variable según disponibilidad) o que proporción de cada uno necesitan. Los proyectos deben ser seleccionados en virtud del precio ofertado, escogiendo las propuestas menos costosas hasta completar los bloques licitados, para cada categoría de producto solicitado por la IOU, sujeto a que cumplan con ciertos requisitos previos que se señalan más adelante. Las ofertas son por la integridad de la generación del proyecto que se oferta, sin existir la posibilidad de incluir proyectos con capacidad instalada sobre 20 MW y ofertar la energía generada sobre dicho monto (lo que se da en parte en Chile con lo establecido en el inciso undécimo del artículo 150 bis de la LGSE, con las centrales hidráulicas de pasada con capacidad instalada hasta 40 MW son parcialmente consideradas para efectos de dar cumplimiento a la obligación ERNC). Dentro de la regulación que rige al RAM, las IOU recibieron la facultad de excluir ofertas en caso que consideren que alguna de éstas presentan precios s irrazonables, en comparación con todas las otras ofertas presentadas. Para efectos de ejercer esta facultad, las IOU deben fundamentar dicha decisión por escrito a la CPUC, previo a que la cuota se haya adjudicado íntegramente dentro del proceso licitatorio. Para poder participar en los procesos de licitación, los proyectos deben encontrarse situados dentro del área de servicio de cualquiera de las tres IOU de California. Esto, sin perjuicio de que pueden estar ofertando para una IOU distinta a la cual se encuentra situado el proyecto. En línea con la decisión de localización de los proyectos, el RAM consideró dentro de su regulación que cada IOU y el ISO tuviesen en sus sitios web un mapa de sus redes de transmisión y distribución, el cual indica la capacidad o disponibilidad de los mismos para efectos de nuevos proyectos. Esta es una herramienta extremadamente útil, que permite utilizar los recursos de transmisión eficientemente por parte de los desarrolladores y a la vez permite a las IOU potenciar el uso de sus instalaciones, obteniendo mejores retornos por ellas. El RAM estableció los elementos esenciales que deben contener los contratos tipos que se firmen en virtud de una oferta adjudicada. En base a esos criterios, cada IOU debía preparar borradores de contratos, los cuales debían ser aprobados por la

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CPUC previo a cada proceso de licitación. Respecto a los contenidos de los contratos tipos, destacan las siguientes: a) Fecha de operación comercial: Originalmente la Decision consideraba que los

proyectos debían iniciar su operación dentro un período de dieciocho meses desde la fecha de firma del contrato tipo. Dicho plazo podía ser extendido en una sola ocasión por un plazo de 6 meses, si es que el titular del proyecto demostraba que el retraso fue causado por situaciones administrativas o regulatorias fuera de su control, como permisos o la autorización para conectarse a las redes de transmisión. Cualquier retraso no considerado dentro de dichas causales, implica el término anticipado del contrato. Sin embargo, con posterioridad y en atención a que la gran mayoría de proyectos del primer proceso de licitación del RAM solicitaron la extensión, el plazo fue aumentado a veinticuatro meses con la posibilidad de solicitar una extensión de seis meses13.

b) Garantías Financieras: Éstas se exigen para efectos del desarrollo y operación de

los proyectos. La fundamentación de dichas garantías es similar a lo observado en el caso chileno, en atención a que los costos que debe asumir las IOU dentro de los procesos licitatorios no son iguales a cero 14 . Además, las garantías financieras actúan como barreras económicas con el propósito de que solo los proyectos que son viables sean seleccionados, excluyendo proyectos de carácter especulativo. La garantía de desarrollo es equivalente a US$ 20/kW, lo cual se estimó que era menos del 1% del valor de inversión de un proyecto renovable que utilice la tecnología menos costosa15.

En relación a la garantía aplicable para la operación de un proyecto, esto representó una innovación respecto al marco regulatorio aplicable al FIT (en que no se exigían garantías, pero se requiere que la operación de las unidades adjudicatarias debe ser acorde a las buenas prácticas de una empresa eléctrica). Para este fin, la CPUC estableció una garantía para los proyectos bajo 5 MW equivalente a la garantía de desarrollo (estableciendo una opción de conversión) y para proyectos sobre dicha capacidad, la garantía es equivalente al 5% de los ingresos estimados del proyecto16. Un desarrollador sofisticado incluirá el costo de la garantía en su oferta, la cual posteriormente será pagada por los clientes. Dicho sobrecosto opera a favor de los clientes, como una medida de protección.

13 Resolution E-4489 de la California Public Utilities Commission, del 19 de Abril del 2012. 14 Decision 10-12-048 de la California Public Utilities Commission, 16 de diciembre de 2010, página 47. 15 Decision 10-12-048 de la California Public Utilities Commission, 16 de diciembre de 2010, página 46. 16 En un ejemplo citado en la página 50 de la Decision 10-12-048, la CPUC estableció que para un proyecto de 5 MW con un costo de inversión de US$ 3.000/kW, el valor de inversión es de US$ 15 MM. Con un factor de planta de 33% y usando la tarifa FIT vigente de US$ 0.10/kW, los ingresos totales durante 20 años con dicha tarifa, son de US$ 28.9 MM, por lo que la garantía sería de US$ 1.45 MM. La diferencia entre obtener un financiamiento de US$ 15 MM y US$16.45 MM, no pareció ser tan relevante para justificar la inexistencia de una garantía.

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c) Indemnizaciones: Los contratos tipo del RAM consideran indemnizaciones por perjuicios limitadas a daños actuales y directos, sin establecer un monto tope. Esto fue adoptado por la CPUC siguiendo el modelo del FIT, contra la recomendación de la dirección de estudios de la CPUC.

d) Fuerza Mayor: Se encuentra específicamente regulada en los contratos tipo del RAM, para efectos de proteger a todas las partes y permitir que los referidos contratos sean bancables o financiables.

e) Seguros: La exigencia de seguros ya era parte de los términos establecidos para

proyectos bajo el FIT, el cual establecía que los seguros de responsabilidad general no podían ser inferiores a US$ 2MM. En dicho sentido, la CPUC prefirió dejar la decisión de los montos asociados a seguros a cada IOU, bajo el mandato de que debían discriminar según el tipo de tecnología y tamaño de las respectivas unidades de generación. La existencia de seguro es un mecanismo razonable para mitigar riesgos de potenciales pérdidas.

f) Duración del Contrato: El RAM estableció que respecto a la duración de los

contratos, los oferentes tienen la facultad de indicar períodos de 10, 15 o 20 años. En base a la experiencia de los primeros cuatro procesos de licitación17, la gran mayoría de las ofertas son por períodos de 20 años.

3. Requisitos de Viabilidad de los Proyectos El RAM considera que los oferentes deben cumplir con ciertos requisitos mínimos para efectos de poder presentar sus ofertas. Dichos requisitos dicen relación con la viabilidad de los respectivos proyectos, tanto técnica, comercial y legalmente. Siendo que uno de los objetivos principales del RAM es lograr el desarrollo de proyectos distribuidos, que se encuentren en condiciones de comenzar a inyectar energía a las redes de transmisión lo antes posible, dichos requisitos vienen a ser otro filtro o barrera para eliminar especuladores. a) Control sobre el Inmueble: Para efectos de que un oferente pueda presentar una

oferta válida, debe demostrar que tiene control sobre la totalidad del inmueble en que el respectivo proyecto se situará, ya sea por medio de propiedad, arriendo o una opción para arrendar o comprar el inmueble. En este sentido, lo dispuesto o contenido en la Ley 20.698 y el Reglamento no difiere sustancialmente de este requisito.

b) Experiencia del Desarrollador: El oferente debe demostrar que la compañía

sponsor y/o el equipo de desarrollo del proyecto ya finalizó al menos un proyecto

17 California Public Utilities Comission, Renewable Auction Mechanism Website, [fecha de consulta: 1º de agosto de 2014]. Disponible en: http://www.cpuc.ca.gov/PUC/energy/Renewables/hot/Renewable+Auction+Mechanism.htm

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de similares características, tanto en capacidad instalada y tecnología, o al menos ha comenzado la construcción de un proyecto que cumpla con los requisitos anteriormente descritos. Esto implica un filtro relevante, fundamentado en atención a que la CPUC busca que el desarrollo de proyectos sea ágil y simple, y que éstos se encuentren en condiciones de efectivamente cumplir los plazos establecidos.

c) Tecnología Comercializada: Los oferentes deben utilizar tecnologías que ya se

encuentren en uso y operación comercial a nivel mundial, en al menos dos unidades de generación. Esto cobra particular relevancia en atención a que el rango de la capacidad instalada de los proyectos que pueden ser ofertados bajo el RAM permite la posibilidad de utilizar proyectos de carácter experimental y de menor escala. Tanto para este elemento de viabilidad como en el anterior, la CPUC buscó limitar los riesgos de tecnologías o experiencia del capital humano y que estos no sean de cargo de los clientes finales.

d) Interconexión: Este elemento es una de las principales diferencias que tiene el

RAM respecto a exigencias o requisitos que los oferentes deben cumplir. Bajo el RAM, un oferente debe demostrar que ya han comenzado el proceso para obtener los permisos para conectarse a las redes de transmisión y han solicitado lo mismo ante el titular de las instalaciones de transmisión.

Este requisito debe ser entendido en virtud de la situación en materia de transmisión. En California y EE.UU. la conexión a las redes de transmisión es un elemento de igual o mayor importancia que se ha observado en Chile. Para efectos de evidenciar la gravedad de las demoras para la conexión a redes de transmisión en California, al 1º de Agosto del 2014, existen solicitudes de proyectos de energías renovables por una capacidad instalada total de 34.714 MW que se encuentran en el proceso para obtener los permisos y validación técnica18. No podemos desconocer el hecho de que en Chile las limitaciones en materia de sistemas de transmisión es de suma relevancia, lo cual se demuestra en los mensajes de los proyectos de ley que desembocaron en las leyes 20.701 y 20.726. Cabe indicar que en California los proyectos renovables con capacidad instalada bajo 20 MW pueden optar a procesos y modalidades simplificadas para interconectarse a las redes de distribución, algo similar a lo observado en Chile para los pequeños medios de generación distribuidos19, según lo establecido en el Decreto Supremo 244. Sin embargo, ante la carga generada por el interés de interconexión de proyectos de generación, las demoras para obtener las

18 California Independent System Operator, [fecha de consulta: 1º de agosto de 2014]. Disponible en: http://www.caiso.com/planning/Pages/Generatorinterconnection/Default.aspx 19 Decreto Supremo Nº 244 del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo del 17 de enero del 2006, que Aprueba Reglamento para Medios de Generación No Convencionales y Pequeños Medios de Generación establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos.

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autorizaciones y permisos para conectar un proyecto siguen siendo importantes. Dicho argumento justifica la necesidad de elevar los requerimientos para los proyectos que quieran participar de este mecanismo de comercial adicional, como contrapartida a la obtención de una tarifa fija por un largo plazo. La contrapartida de dicho beneficio resulta ser algo lógico y casi obvio, que es tener un proyecto correctamente estructurado y planificado.

III. Esquema Chileno de Licitaciones ERNC bajo Ley 20.698 1. Descripción General.

Como ya fue mencionado anteriormente, la inclusión del Artículo 150 ter a la

LGSE en virtud de la Ley 20.698 vino a incorporar las licitaciones como un mecanismo subsidiario o tercera vía para dar cumplimiento a la cuota obligación de suministro con energías renovables. Gran parte del debate del proyecto de ley se centró como una modificación a la cuantía de la cuota obligación establecida en el artículo 150 bis, en base al compromiso establecido en el discurso del 21 de mayo del 2010 del Presidente Piñera, generando el denominado “Desafío 20/20” 20 . Sin embargo, en términos jurídicos y de modelos normativos de incentivo a las energías renovables, la incorporación de un mecanismo de licitaciones viene a ser la principal novedad del artículo 150 ter.

Dentro de los modelos normativos en que han sido clasificados los mecanismos de incentivos a las ERNC21, el sistema chileno pasó de un Renewable Portfolio System a un sistema mixto de Tendering System (“TS”). El TS como mecanismo regulatorio de incentivo a las energías renovables, además de lo expuesto previamente respecto de California, ha sido utilizado a nivel internacional en el Reino Unido (con la Non Fossil Fuel Obligation en la década de los 1990 y desde 2001 con la New Electricity Trading Arrangements – Renewables Obligation, vigente hasta el 2018, aunque ya es propiamente un sistema mixto con el FIT), Irlanda (con la Alternative Energy Requirement) y Francia (con la EOLE), entre otros.

Dentro de los principales argumentos esgrimidos por desarrolladores de

proyectos ERNC en Chile sobre la necesidad de ampliar la cuota obligación y las barreras de entrada que enfrentaban, se encuentra la dificultad de acceder a financiamiento en la modalidad project finance, por la escasez de clientes dispuestos a suscribir contratos de suministro de largo plazo 22 23 . Durante la tramitación del

20 EDITORES CENTRAL ENERGÍA, “El Desafío del 20-20”, [fecha de consulta: 1 de agosto de 2014]. Disponible en http://www.centralenergia.cl/2010/06/09/el-desafio-del-20-20/ 21 LEYTON, 2010, 216 pp. 22 FERMOSELL, RUTH, “Barreras para la financiación de proyectos de energías renovables en Chile”, [fecha de consulta: 1º de agosto de 2014]. Disponible en http://www.suelosolar.es/newsolares/newsol.asp?id=9120&idp=19&idioma=es&idpais=3 23 CENTRO DE ENERGÍAS RENOVABLES, “Apoyando el desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC), Centro de Energías Renovables, Octubre, 2012. [fecha de consulta: 1º de agosto de 2014]. Disponible en http://www.amchamchile.cl/sites/default/files/CER_AO.pdf

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proyecto de ley que se tradujo en la Ley 20.698, se mencionó que dicha barrera podría ser eliminada mediante la introducción de un mecanismo de licitaciones 24 25 . Sin embargo, como se encuentra dispuesto en la Ley 20.698, el sistema de licitaciones no comenzará a operar hasta la dictación del reglamento que establezca los contenidos mínimos de las bases de licitación. Lo anterior debería haber ocurrido dentro de 90 días desde la fecha de publicación de la Ley 20.698, lo cual a la fecha aún no sucede.

Con fecha 3 de marzo del presente año, el Ministerio de Energía introdujo a

Contraloría General de la República el Decreto Supremo Nº 29 del Ministerio de Energía, el cual fue posteriormente retirado. Este cuerpo normativo, en conjunto con el artículo 150 ter dan luces respecto a la operación del sistema de licitaciones, sobre los cuales se basan los comentarios que se realizan a continuación.

2. Comentarios al Sistema de Licitaciones En cuanto al sistema de licitaciones, el primer elemento que se debe mencionar es el hecho que el sistema es de carácter condicional. Esto puesto que los procesos de licitación se encuentran sujetos, como bien establece el inciso segundo del artículo 150 ter y el artículo 6º del Decreto Supremo Nº 29, que se calcule o estime que la cuota exigible para el tercer año posterior no será cumplida, considerando los medios de generación ERNC en operación, en construcción y con fecha de operación comercial estimada antes del año de exigibilidad de la cuota y otros bloques de energía adjudicados mediante licitaciones. Teniendo en cuenta que a julio de 2014, las inyecciones de energía provenientes de medio ERNC fueron equivalentes al 11% de los retiros afectos a la cuota obligación (siendo la cuota actualmente exigible de 5%)26, la posibilidad de que el sistema de licitaciones efectivamente opere en el corto y mediano plazo parece ser reducida. Por ende, se debe entender que la aplicación efectiva de este sistema es condicional y limitada. Si el mercado opera eficientemente por sí solo, las licitaciones no debiesen ser requeridas. Un segundo elemento a destacar del sistema de licitaciones adoptado en la Ley 20.698, dice relación con el adquirente de la energía inyectada con los medios ERNC y como consecuencia de lo mismo, la asignación de certificados ERNC. Esto en atención a que el adquirente de la energía inyectada, pasa a ser el mercado spot y las empresas eléctricas que realicen retiros del sistema. Esto implica que los certificados ERNC son asignados a prorrata de los retiros. Este mecanismo viene a ser una innovación respecto a lo observado en otros sistemas de licitaciones y el RAM.

24 HISTORIA DE LA LEY 20.698, página 229. El Subsecretario de Energía mencionó que los desarrolladores de proyectos renovables e inversionistas no tienen acceso a los contratos de suministro o PPAs. 25 HISTORIA DE LA LEY 20.698, página 156. Resumen del Proyecto de Ley aprobado por el Senado. Se menciona que el mecanismo de licitaciones tienen el propósito de estabilizar precios y permitir a los desarrolladores acceder a financiamiento bancario. 26 CENTRO DE ENERGÍAS RENOVABLES, “Reporte CER Julio”, Julio 2014; [fecha de consulta: 1º de agosto de 2014]. Disponible en http://www.cer.gob.cl/mailing/2014/julio/REPORTE_Julio2014%20FINAL.pdf

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En relación con dicha novedad jurídica, para efectos de financiamiento, el

acreedor se basa tanto en la existencia de un contrato de suministro de energía eléctrica con un comprador solvente como en California lo es la respectiva IOU. El tamaño y balance financiero de la respectiva IOU viene a ser fundamental, puesto que es lo que efectivamente asegura que el contrato será cumplido. En cambio con el modelo chileno, el financista debe descansar sobre un riesgo mitigado del mercado spot. Mitigado en atención a que el precio será pagado por actores indeterminados dentro de las empresas eléctricas que efectúen retiros del sistema, entre los cuales su solvencia y calificación crediticia es variada. Como consecuencia de esta opción regulatoria, no existe un contrato propiamente tal sobre el cual se puedan constituir garantías como prendas de derechos o ceder condicionalmente a un banco acreedor. Esto es parte de las particularidades de nuestro sistema versus lo observado en California, con diversas IOU de gran tamaño, solventes financieramente y que participan en todos los segmentos del mercado.

En caso que una oferta sea adjudicada, el precio ofertado (ajustado por

mecanismos de indexación indicados en la oferta) tiene una vigencia de diez años consecutivos desde el 1º de enero del año de inicio de la obligación para la cual se realizó la respectiva licitación. Dicho plazo parece ser un período corto, en atención a que una porción significativa de los proyectos de generación en base a energías renovables son financiados por medio de financiamiento de activos o por project finance27. En línea con lo anterior, cabe hacer presente que el texto del proyecto de ley aprobado por el Senado en su primer trámite constitucional consideraba que los bloques de energía adjudicados tenían una duración de 12 años, lo cual fue posteriormente reducido 28 . Como fue señalado anteriormente, la experiencia en California con el RAM, indica que gran parte de las ofertas presentadas por los desarrolladores son por períodos de 20 años (descartando la opción de 10 y 15). La posibilidad de extender la duración de los bloques adjudicados pasa por una modificación legal, lo cual no hace sentido sin que se haya realizado una licitación a la fecha.

Otro elemento que destaca de la regulación establecida en el artículo 150 ter de

la LGSE y lo esbozado en el Decreto Supremo Nº 29, es el hecho de los procesos de licitación son conducidos y dirigidos por el Ministerio de Energía. Esto consecuentemente implica la exclusión de los CDECs en el proceso, ya sea liderando o coordinando. Lo anteriormente parece extraño en atención al rol que cumplen los CDEC dentro de la operación de los sistemas interconectados, por lo cual la presencia de proyectos de generación en base a energías renovables que se caracterizan por su intermitencia, pueden afectar la seguridad y la continuidad del suministro. Cotejando

27 FRANKFURT SCHOOL – UNEP CENTRE, “Global Trends in Renewable Energy Investment”; páginas 44 – 45; 2013. En 2012, respecto a la inversión en proyectos de energía renovable, el financiamiento de activos representó el 61%, y dentro de dicho monto, el financiamiento de proyectos sin recurso (non recourse project finance) representó la suma de US$ 45,9 BN. 28 HISTORIA DE LA LEY 20.698, página 150.

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esto con lo dispuesto en el RAM, en cual las IOU dirigen el proceso (en atención a que ellas son generalmente propietarias de los sistemas de transmisión y además son los compradores de la energía y certificados emitidos por las unidades de generación respectivas), parece ser poco aconsejable haber limitado el rol de los CDECs.

A mayor abundamiento, como es de conocimiento público, los CDEC tienen

experiencia liderando procesos de licitación, en virtud de lo establecido en el artículo 96 de la LGSE, que establece que son estos organismos quienes dirigen los procesos de licitación internacional pública para obras de expansión del sistema de transmisión troncal. Dentro del texto del Decreto Supremo Nº 29, se establece un rol del CDEC meramente de colaborador en cuanto a la definición del bloque a licitar y de la emisión de certificados ERNC, pero en ningún caso pueden emitir una opinión respecto a la operación del sistema interconectado y en particular de las obras de transmisión. Quizás esto en base a su rol en la determinación de las obras de expansión y ampliación de los sistemas troncales y de subtransmisión. Sin embargo, resultaría lógico tener a una sola institución u organismo empoderada en materias que se encuentran altamente relacionadas.

Finalmente sobre la participación de los CDECs en los procesos de licitación, la

necesidad de que tengan un mayor rol se ve reforzado por el hecho de que el CDEC es quién en su rol de coordinador del respectivo sistema interconectado, es quién se encuentra en mejor pie para determinar como la operación de una determinada unidad de generación afecta la operación del sistema. Esto no implica que le otorguemos al CDEC la facultad de decidir que atributos o la característica que debe tener el suministro eléctrico de los proyectos ERNC (como si se hace en el RAM), pero si dotarlo de mayores atribuciones de acuerdo a su rol actual dentro de la operación de los sistemas interconectados.

El artículo 150 ter de la LGSE y el artículo 24 del Decreto Supremo Nº 29

establecen los requisitos que deben cumplir los oferentes para participar en un proceso de licitación. Dichos requisitos son los siguientes:

a) Que el proyecto ERNC en base al cual se presenta oferta, cuente con una

resolución de calificación ambiental favorable, si es que así corresponde conforme a legislación ambiental;

b) Acreditar que respecto del medio de generación ERNC, se cuenta con el capital suscrito o con compromisos formales de aporte de capital, por al menos el 20% del monto necesario para construir el proyecto y que éste comience su operación comercial;

c) Acreditar que tiene derechos sobre el inmueble en que se construya el proyecto ERNC, ya sea en propiedad, usufructo, arriendo, concesión o por medio de servidumbres, o que se ha solicitado la concesión o cuentan con un contrato de promesa;

d) Entregar una caución por seriedad de la oferta; y

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e) Entregar una caución para garantizar la materialización del proyecto ERNC. Respecto a los requisitos indicados, algunos coinciden plenamente con el fin u

objetivo de los requisitos establecidos en el RAM. Sin embargo, en base a lo observado en el RAM, resulta notorio que no se haga ninguna mención a la conexión del proyecto a líneas de transmisión y a la experiencia del oferente en proyectos de similares características.

La viabilidad de un proyecto de generación ERNC no pasa exclusivamente por la calidad y disponibilidad de su recurso renovable, si no al igual que cualquier tipo de fuente de generación, por la capacidad de inyectar la energía que se genere a los sistemas de transmisión. Es cierto que los procedimientos administrativos y técnicos de conexión de proyectos de generación son distintos en California y Chile, la conexión de proyectos a las redes de transmisión es un elemento sensible para medios de generación ERNC. Esto ha sido reconocido tanto por desarrolladores29 como por el Ejecutivo en la Estrategia Nacional de Energía 2012-203030. Dichas restricciones no dicen relación con el principio de acceso abierto, sino con las limitaciones físicas y técnicas para conectar nuevas instalaciones de generación, salvo que la infraestructura de transmisión sea reforzada. Un ejemplo del interés de proyectos renovables por conectarse a los sistemas de transmisión se puede observar en el Dictamen Nº 20-2013, dictado por el Panel de Expertos con fecha 10 de enero de 2014, y las controversias que surgen en parte por un abundante número de proyectos interesados en conectarse en instalaciones con capacidad limitada. Por lo anterior, llama la atención que dentro del artículo 150 ter de la LGSE y el Decreto Supremo Nº 29, no se le exija al oferente que presente una solución en materia de transmisión como parte de su proyecto ERNC. Eventualmente, con la regulación aplicable para el sistema de licitaciones, el Proyecto Solar Conejo de propiedad de Pattern Chile Development Holding SpA podría haber presentado una oferta y habérsele adjudicado parte del bloque de energía. Aunque la boleta de garantía u otra caución protegería del costo financiero asociado, el riesgo regulatorio hacia los demás actores del sistema no serían adecuadamente cubiertos. Además, este escenario hipotético plantearía dudas sobre la efectividad del sistema de licitaciones. Otro elemento ausente dentro de los requisitos establecidos para el sistema de licitaciones chileno, es la experiencia del desarrollador, lo cual es considerado por el RAM. El RAM al exigir que el oferente ya haya construido y puesto en marcha un proyecto de similares características, o en su defecto se encuentre construyendo uno, filtra y elimina a eventuales especuladores como oferentes en el RAM. Dentro de la Historia de la Ley 20.698 no se hace mención ni hay indicaciones que este elemento fue considerado dentro de la tramitación del mismo. En este sentido, el criterio utilizado

29 MATEU, Carlos; “La interconexión de proyectos fotovoltaicos en Chile se logrará gracias a la carretera eléctrica”; Suelo Solar; 21 de enero de 2013; [fecha de consulta: 1º de agosto de 2014]. Disponible en http://www.suelosolar.es/newsolares/newsol.asp?id=7577 30 NATIONAL ENERGY STRATEGY 2012-2030, Ministerio de Energía, Gobierno de Chile, Febrero de 2012, p. 20. [fecha de consulta: 1º de agosto de 2014]. Disponible en http://www.minenergia.cl/documentos/estudios/2012/national-energy-strategy-2012-2030.html

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por la CPUC en el RAM parece ser un criterio que aumenta las posibilidades de que los proyectos a que se les adjudique un bloque de energía, efectivamente construyan e inicien la operación comercial del mismo, dentro de los plazos establecidos. Esto debe ser cotejado con el hecho de que en Chile al 1º de abril del 2014, existen proyectos de generación en base a energías renovables que han obtenido resoluciones de calificación favorable por 10.914 MW y que 5.758 MW se encontraban en proceso de calificación ambiental31. Esta estadística a la luz del mercado y demanda de suministro eléctrico en Chile, en conjunto con la cuota obligación del 20%, implica que solo parte de los proyectos ERNC que actualmente cuentan con aprobación ambiental serán efectivamente construidos y entrarán en operación. Por ende, con dicha oferta de proyectos ENRC, los requisitos del sistema de licitaciones chileno pudieron haber sido algo más exigentes. En cuanto a la exigencia de que los proyectos en base a los cuales se presenta una oferta se encuentren limitados a tecnologías que ya han sido comercializadas y se encuentren en operación, este parece no ser aplicable a la realidad chilena. Esto, puesto que en virtud del tamaño del mercado chileno, las probabilidades de que se realicen apuestas tecnológicas en Chile es baja. Utilizando un criterio conservador, la normativa pudo haber limitado la exposición de los sistemas interconectados y el mercado a dicho riesgo tecnológico. Respecto a los requisitos que dicen relación con cauciones y demostrar que el oferente cuenta con parte del capital necesario para desarrollar el proyecto respectivo, estos operan como barreras económicas para excluir desarrolladores que actúen como especuladores. Lo anterior cumple justamente con el objetivo indicado en el RAM de limitar quienes pueden presentarse a estos procesos y permitir que empresas que sea económicamente solventes o con acceso a financiamiento sean las que participen en los procesos. En este sentido, las cauciones deben ser incorporadas como un costo dentro de las estimaciones financieras de los desarrolladores. El único comentario sobre este aspecto que se debería incorporar expresamente en el reglamento, es considerar pólizas de seguro dentro de las cauciones que puede acompañar el oferente, además de boletas de garantía. IV. Conclusiones

El sistema de licitaciones creado con la modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos con la Ley 20..698, mediante la incorporación del artículo 150 ter, vino a establecer otra alternativa para la comercialización de proyectos de generación en base a energías renovables no convencionales. Lo anterior es altamente valorable, puesto que evita que los proyectos ERNC se vean limitados a comercializar su generación en el mercado de contratos de suministro (el cual se encontraba en parte limitado por factores propios de las características de generación de dichos proyectos

31 CENTRO DE ENERGÍAS RENOVABLES, “Estado de Proyectos ERNC en Chile”, Reporte CER, Abril 2014, página 1

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en relación a las necesidades de los clientes) y del mercado spot (con el riesgo de mercado asociado y menor predictibilidad en término de ingresos).

Con el sistema de licitaciones, el Ejecutivo no entrega o establece subsidios para

las ERNC, sino que mas bien establece un sistema que depende de los costos marginales y de un mercado competitivo, lo cual ha caracterizado el mercado eléctrico chileno por más de 30 años. Esto implica que por medios de competencia, los proyectos que ofrezcan energía generada por medios de generación ERNC a un menor costo al sistema, le serán adjudicados bloques de energía dentro de los procesos de licitación. El sistema chileno, a diferencia de lo observado en California, establece la innovación de que el mercado spot como un todo actúa como contraparte en la venta de dicha energía y certificados. Sin embargo, la operación del sistema de licitaciones se encuentra sujeto a la condición de que la cuota obligación ERNC exigible se estime que no será alcanzada por el mercado actuando independientemente. En atención a que existen estadísticas que en los últimos años la cuota ERNC ha sido alcanzada y sobrepasada, las posibilidades de que el sistema de licitaciones entre en operación en el corto y mediano plazo, son limitadas.

Ciertos elementos del sistema de licitaciones establecido bajo el artículo 150 ter

de la LGSE pueden ser mejorados con el reglamento que debe ser dictado, tomando como referencia lo establecido en el Renewable Auction Mechanism de California. En primer lugar, la inexistencia de una referencia a la interconexión de un proyecto en base al cual se ofertará un bloque de energía ERNC y la necesidad o no de realizar mejoras en instalaciones de transmisiones en las cuales el respectivo proyecto se conectará. Esto puede ser en parte resuelto al considerar dentro de la definición de “proyecto” como la totalidad de las instalaciones que permiten a un proyecto ERNC generar e inyectar a los sistemas interconectados de transmisión. La omisión de este elemento puede implicar sobrecostos al sistema o eventualmente que un proyecto no pueda evacuar la totalidad de la energía que fue ofertada y eventualmente adjudicada. De todas formas, la solución de fondo pasaría por una reforma legal. Un segundo elemento que puede ser mejorado y va de la mano del anterior elemento, es una mayor participación de los CDEC dentro de los procesos de licitación, en virtud de su rol legal como organismo coordinador del sistema. Un tercer elemento que debería ser modificado pasa por establecer que los oferentes indiquen las características de su generación, tales como disponibilidad, factor de planta y si puede despachar en punta o no, para que los costos asociados u ocultos de la generación ERNC sean considerados dentro de la oferta. De esta forma, también se podría planificar de mejor forma la expansión eficiente de las redes de transmisión y distribución. Un argumento recurrente a favor de las ERNC es que las energías convencionales no se hacen cargo de sus externalidades ambientales negativas. Si efectivamente se quiere establecer un marco regulatorio parejo, las ERNC se deben hacer cargo de las consecuencias de su operación en las redes de transmisión.

Lo relevante, es que aún estamos a tiempo de que estos elementos y otros aspectos esbozados del Renewable Auction Mechanism sean incorporados dentro del

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reglamento, en atención a que el Decreto Supremo Nº 29 fue retirado de la Contraloría General de la República. Otros elementos que pueden mejorar las condiciones para efectos de financiamientos de los proyectos que resulten con ofertas adjudicadas pueden ser realizadas, pero para esto requiere de algunas modificaciones legales. Sin embargo, resulta pertinente esperar la entrada en operación del sistema de licitaciones.

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Decreto con Fuerza de Ley Nº 4, del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, Fija Texto Refundido, Coordinado y Sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley Nº 1, De Minería, De 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en Materia de Energía Eléctrica. Diario Oficial, 5 de febrero de 2007. Order Instituting Rulemaking to Continues Implementation and Administration of California Renewables Portfolio Standard Program. Decision Adopting the Renewable Auction Mechanism; California Public Utilities Comission; adoptado por la Decision 10-12-048, 16 de diciembre de 2010. Public Utilities Code S. 399.20, incorporado por Assembly Bill (AB) 1969. Resolution E-4489 de la California Public Utilities Commission. 19 de Abril del 2012. Jurisprudencia Citada Dictamen Nº 20-2013, Panel de Expertos, 10 de febrero de 2014. Discrepancia de Pattern Chile Development Holding SpA en contra de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC, en relación con el régimen de acceso abierto en sistemas de transmisión adicional. New York vs. Federal Electric Regulatory Commission, (2002), Corte Suprema de los Estados Unidos de América, 4 de marzo de 2002 (535 U.S. 1, 122 S.Ct. 1012). *****