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jueves, 15 de julio de 2010

ENERGIAS RENOVABLES Feed-In Tariff - Central Energía

Feed-In Tariff - Central Energía

13/07/2010

Este es el primero de una serie de artículos orientados a analizar los distintos instrumentos normativos que buscan incentivar o apoyar el desarrollo de la generación eléctrica con Energías Renovables No Convencionales (en adelante ERNC), utilizados por distintas legislaciones a nivel mundial. Cada uno de estos instrumentos apoya desde una dimensión distinta a las ERNC. Creo que no es necesario explicar por qué es necesario impulsar las ERNC en nuestro país o tratar otros antecedentes, los cuales han sido vistos en otros artículos, cómo el El desafío del 20-20.

Se debe tener claro como punto de partida, que adoptar impulsos regulatorios de cualquier tipo tiene costos asociados, los cuales deben ser asumidos por las personas, generalmente como impuestos (si son aplicados a las empresas, repercutirán de todas formas a los consumidores) o con un aumento de los costos. Por ende, antes de comenzar a discutir si queremos impulsar la generación eléctrica se debe asumir que habrá un aumento de costos, al menos en un período inicial. En una economía de libre mercado, si no se han desarrollado las ERNC debe ser porque bajo las reglas del mismo, no son económicamente atractivas de utilizar para generar electricidad en el mercado eléctrico chileno.

Esta serie de artículos finalizará con un análisis del Sistema de Incentivo a las ERNC Chileno (Ley 20.257), en base a lo analizado previamente sobre cada instrumento.

Feed-In Tariff

El Feed-In Tariff (en adelante FIT) es un instrumento normativo que impulsa el desarrollo de las ERNC, mediante el establecimiento de una tarifa especial, premio o sobre precio, por unidad de energía eléctrica inyectada a la red por unidad de generación ERNC. Es decir, interviene el precio que es recibido por el generador ERNC, obteniendo éste actor, claridad sobre el precio mínimo que le será pagado por concepto de electricidad. Este sistema surgió en EE.UU. con la Public Utility Regulatory Policies Act (conocida como PURPA) en 1978, siendo adoptado por aproximadamente 50 países (1) y Estados, destacándose Alemania, España y Dinamarca.

Los elementos esenciales para que podamos entender la existencia del FIT son 3, que son entendidas como obligaciones. En primer lugar, y quizás lo más característico de este instrumento, es que la autoridad establece una tarifa mínima, sobre precio o premio para la electricidad inyectada proveniente de ERNC, tarifa que se tiende a diferenciar según el tipo de energía, tamaño y ubicación de la central ERNC. En segundo lugar, se establece una obligación de acceso a las redes eléctricas a las centrales ERNC, para de esta forma asegurar que los generadores estarán en condiciones de entregar su producto. En tercer lugar, debe existir una obligación de compra de toda la electricidad inyectada al sistema. Esta última obligación tiene 3 principales variantes a nivel mundial, en las cuáles no ahondaré en el presente artículo (por un tema de extensión).

Dentro de los últimos años, los sistemas de FIT de Alemania y España han pasado a ser los modelos más reconocidos del FIT a nivel mundial, razón por la cual es pertinente analizarlos brevemente (2). El Sistema Alemán de FIT establece distintas tarifas para la energía eléctrica inyectada por las centrales, en razón del tamaño de la misma, ubicación y tipo de energía utilizada, las cuáles son aseguradas por un largo plazo (períodos fijos, por ejemplo tarifas hasta el año 2025). Esta diferenciación de las tarifas se fundamenta desde una lógica de evitar apoyar en sobre medida a centrales que por los factores que utilizan para generar electricidad se encuentran en una situación más competitiva y cercana a las energías convencionales. Apoyar a centrales que no necesitan en la práctica de dichos incentivos o medidas de apoyo, solo se traduce en el uso ineficiente de los recursos. Por ejemplo, las tarifas serán más altas para la energía solar y geotérmica, pero para las centrales hidráulicas entre 50 y 100 MW el apoyo será ínfimo. Los costos de establecer esta tarifa especial son asumidos por los consumidores, con un aumento en sus boletas de consumo eléctrico.

Otro elemento característico del FIT alemán, consiste en la disminución progresiva de las tarifas fijadas por la autoridad. Esto quiere decir que todos los años, las tarifas se reducen en un determinado porcentaje respecto de la fijada originalmente, para las centrales que entran en operación ese año. Por ejemplo, si una central entra en operación el primer año, podrá acceder al 100% de la tarifa por la duración de este beneficio (por ejemplo, 15 años), la que entra el segundo año puede optar al 95% de la tarifa por el plazo restante y así sucesivamente. Esa disminución no es en la misma medida para todas las tecnologías, sino que varía según el tipo de energía. De esta forma, se busca impulsar el desarrollo tecnológico de las tecnologías menos maduras con una disminución progresiva más fuerte, para que de esta forma las empresas dedicadas a la manufactura de estas tecnologías tengan la presión por parte de las empresas generadoras de continuar innovando.

El FIT Español se diferencia principalmente del alemán, debido a que las tarifas especiales para las ERNC se basan en los CMg promedio del año anterior, por lo que las tarifas ERNC van cambiando año a año, tomando como base una situación más cercana. Como en el sistema alemán, en este sistema existen tarifas diferenciadas según tipo de energía y tamaño, las que se calcularán en base al valor de los CMg del año anterior. Una diferencia, es que en España la tarifa será plana por un período determinado de tiempo (sin importar en que año entró en funcionamiento la central), al cabo del cual se reduce por igual para todas las centrales de ese tipo de energía. Por ejemplo, por un período inicial de 10 años la tarifa para la generación eólica será de 150% de los CMg, al cabo de los cuales baja a 125% por un período de 5 años.

El FIT como instrumento normativo de incentivo a las ERNC posee varias ventajas, de las cuales solo mencionaré algunas. En primer lugar, al establecer tarifas diferenciadas según el tipo de ERNC usada, permite desarrollar integralmente todas las tecnologías y no solo las que se encuentran en una situación más competitivas respecto de las energías convencionales. De esta forma, al impulsar todas las energías es esperable que las tecnologías menos maduras logren avances, tendiendo en el futuro a la baja de sus costos. Una segunda ventaja del FIT, es que no impone ninguna barrera a los actores del mercado, los cuales son libres de generar electricidad (sin ninguna sanción en caso de no hacerlo) con medios ERNC si lo estiman conveniente, aprovechando las tarifas fijadas, sin verse obligados a invertir en medios de generación ERNC. Una tercera ventaja, es que beneficia a todas las empresas generadoras, sin importar su tamaño (se reducen las asimetrías en base al tamaño de las mismas, lo que incide en el acceso a crédito, entre otros elementos), lo que incentiva a que nuevos actores ingresen a nuestro mercado. Esto es fundamental, ya que acorde al Índice Herfindahl-Hirschman y los datos que se extraen de la potencia instalada en Chile (3), el mercado de generación eléctrica chileno se encuentra altamente concentrado.

Las desventajas del FIT, en primer lugar se encuentran relacionadas con el hecho de que la autoridad interviene el mercado de la generación, al fijar tarifas específicas para las ERNC lo que entraría a chocar con la libertad de mercado vigente en el segmento de generación, además del rol de subsidiariedad establecido para el Estado en el artículo 1° de la Constitución Política de la República, como la garantía de la no discriminación arbitraria en materias económicas por parte del Estado, señalada en número 22 del artículo 19 de la carta fundamental. Una segunda desventaja señalada a la aplicación del FIT es que aumentaría las tarifas eléctricas, con lo que se pasaría a llevar la segunda garantía del artículo 137 de la LGSE, consistente en garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico. El argumento de que este sistema es el más costoso, ha sido refutado por algunos autores (4), como asimismo por la International Energy Agency (5), quiénes lo han señalado como la mejor opción para obtener el desarrollo más eficaz y veloz de las ERNC dentro de la matriz de generación eléctrica. Asimismo, respecto a este argumento se ha señalado que "los indicadores de eficiencia y efectividad de las políticas obtenidos en un estudio realizado por el instituto Fraunhofer, son los más altos para este tipo de sistema."


(1) MENDONÇA, Miguel; JACOBS, David; "Feed-in Tariffs Go Global: Policy in Practice"; Renewable Energy World; Septiembre, 2009
(2) RAGWITZ, Mario; HUBER, Claus; "Feed-In Systems in Germany and Spain and a comparison"; Fraunhofer Institute Systems and Innovation Research
(3) CENTRAL ENERGÍA; 30 de Abril de 2010; Centrales en Chile
(4) MENDONÇA, Miguel; JACOBS, David; op. cit.
(5) INTERNATIONAL ENERGY AGENCY; "IEA Summary: Deploying Renewables 2008″; 2008; página 17
(6) COMUNIAN, Flavio; Experiencias Internacionales en el Fomento de las Energías Renovables para Generación Eléctrica, Propuestas para el caso chileno; En: Energías Renovables, y Generación Eléctrica en Chile N-13, Temas de desarrollo humano sustentable; Santiago, Chile; Endesa Eco y PNUD, Diciembre, 2007; página 50, citando a "Monitoring and evaluation of policy instruments to support renewable electricity in EU Member States", Fraunhofer Institute System und Innovationsforschung, Alemania 2005.

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


Fuente:
http://centralenergia.cl/2010/07/13/feed-in-tariff/
 
RODRIGO  GONZALEZ  FERNANDEZ
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