Análisis sobre la modernización del sistema de distribución eléctrica en Chile.
El sistema eléctrico chileno enfrenta una encrucijada: mientras la generación renovable avanza, la distribución opera bajo un esquema de los años 80. El Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) y el Centro de Transición Energética (Centra) presentaron recientemente sus «Recomendaciones Regulatorias para la Distribución Eléctrica», destacando que este segmento debe entenderse como una plataforma de interacción entre múltiples agentes y no como mera infraestructura física, mostrando un trabajo con numerosos aciertos, pero también con espacios que la nueva administración deberá recorrer con mayor profundidad y cálculos.
Propuestas principales
Planificación y tarificación: Se propone reemplazar la Empresa Modelo por una tarificación basada en activos preexistentes (estudios brownfield), reconociendo el valor real de nuevas tecnologías. La infraestructura planificada por el distribuidor y aprobada por la autoridad quedaría dentro de presupuestos anuales previos, indexada a variables como número de usuarios, demanda y penetración de generación distribuida, eliminando incertidumbres sobre conexiones y uso de red.
Costos operacionales: Establece metas en cada fijación tarifaria, desde los costos reales, compartiendo desviaciones positivas o negativas con usuarios.
Calidad del servicio: Un sistema que incentive inversiones y penalice desviaciones vía KPI, traduciendo éstas en costos o beneficios compartidos con usuarios.
Resolución tarifaria: Aumentar la resolución temporal de las tarifas —desde mensual u horaria a medición inteligente— para incentivar mejor gestión. Paralelamente, re-balancear costos fijos y variables remunerando la red independientemente de si el usuario retira o inyecta energía. El documento adopta tendencias internacionales como separar la valorización de activos de su operación, permitiendo la entrada de comercializadores, traders, agregadores, gestores de demanda y proveedores de servicios complementarios.
Espacios para mejorar
Definición del servicio público: La distribución equilibra tres ejes: técnico, negocio (privado) y servicio básico de interés público. El desafío central es la relación precio-calidad. ¿Cuál es el servicio público que una política de reforma debe proteger? ¿El suministro? De las recomendaciones se extrapola como objetivo «avanzar hacia una regulación con señales costo-reflectivas que reconozca el valor de la digitalización, flexibilidad e integre recursos energéticos distribuidos». Busca así atender riesgos del distribuidor dándole cobertura a costos de cambios tecnológicos.
El estudio no define qué constituye servicio público en distribución eléctrica, hoy declarado en el artículo 7º de la LGSE, pero siendo escueta en su alcance. Sin esta definición, se debilitan las responsabilidades del Estado y sector privado en obligaciones de continuidad, ininterrumpibilidad, regularidad, suministro, cobertura, competencia, igualdad de trato, acceso abierto, adaptación a nuevas necesidades y, especialmente, en protección al usuario final y los costos de acceso a un servicio básico.
El problema de la calidad
La propuesta señala la necesidad de mejorar la calidad, ejemplificando con efectos de eventos climáticos recientes. Sin embargo, algunos distribuidores en las mismas zonas geográficas mantuvieron excelente desempeño sin problemas de suministro. Esta dicotomía revela un problema de gestión interna, fiscalización efectiva y coordinación -por ejemplo, con municipalidades- y no necesariamente un problema regulatorio o de arquitectura tarifaria: Se requiere discutir cómo establecer procedimientos internos para que acciones pertinentes aseguren que el servicio público se preste completa y oportunamente, tanto desde el distribuidor como desde el Estado, antes de traspasar exigencias a tarifa. Ejemplo reciente: el último VAD donde no se estuvo dispuesto a pagar la calidad, realizándose gestiones para no traspasar costos a usuarios, aunque se mantuvo la exigencia a empresas.
Impacto en usuarios y riesgos de costos
La propuesta se centra en cuatro ejes: remuneración de inversión, tarifas, energía distribuida y comercialización. Busca explícitamente recuperar el Capex privado con Opex eficiente, pero no menciona el objetivo de «mínimo costo» o «mínimo precio» ni quién sería el agente que velará por proteger los intereses de los usuarios. Esto es crítico porque el objetivo del Regulador no se alinea con el resultado del ejercicio de costos (expansión/valorización), en especial con la propuesta.
Para personas, comercio e industria implica riesgo de incremento de costos, salvo que las nuevas redes disminuyeran costos en otras esferas económicas. Al tratarse de un servicio básico, esto debiera declararse y cuantificarse explícitamente en el contexto de reformas adicionales que otorguen certezas concretas.
Al permitir que la red se expanda mediante propuestas del distribuidor aprobadas por la autoridad, se descansa erróneamente en un modelo con enormes asimetrías de información y capacidades que un monopolista legítimamente intentará aprovechar. Dejar la planificación al dueño de infraestructura ya fue probado, en una versión de plan de expansión referencial, con resultados deficientes en inversiones y calidad: la Subtransmisión (Decretos 320 y 14 post Ley Corta I) se basaba en estudios tarifarios de responsabilidad empresarial, resultando en un proceso pírrico y costoso con retrasos enormes y fue uno de los defectos estructurales que motivaron el desarrollo de la Ley de Transmisión.
Inequidad y acceso al servicio básico
Si un servicio básico se encarece, habrá usuarios que podrán afrontarlo, otros que no accederán (grave socialmente) y un tercer grupo que optará por autoabastecerse. Esto último comenzará en zonas con recursos y espacio disponible -barrios de altos ingresos y usuarios rurales acomodados- resultando en más redes, más caras, pagadas por usuarios sin recursos.
Por ello, el acceso al servicio básico en Chile se ha manejado considerando el costo alternativo. En transmisión se identificó con el “costo de conexión directa”. En distribución debe incorporarse también el “costo del autoabastecimiento” como tope superior, pero evitando subir costos a quienes no pueden hacerlo.
El acceso abierto debe resguardarse explícitamente, aprendiendo de la Ley de Transmisión donde especulación y sobre-instalación imponen costos ineficientes al sistema.
Los esfuerzos de la reforma deberán abordar esto con transitorios y reglamentos ágiles, pero también con reformas previas para evitar traspasar a tarifa falencias estructurales que no debieran pagar los usuarios.
Crítica sobre riesgos y responsabilidades
La propuesta reduce significativamente el riesgo del propietario de instalaciones, sin resguardar costos y precios a usuarios finales: certeza de aumento de redes a cambio de esperanza de mejoras para usuarios.
Se advierte que la actividad del privado se escinde de toda responsabilidad en planificación, gestión de red y calidad, pues si las inversiones son equivocadas por exceso o falta, el error será asumido por la autoridad que aprobó obras y presupuestos.
Si el riesgo disminuye a los niveles propuestos, necesariamente la tasa de retorno debiera bajar sustancialmente, incluso más allá del riesgo país, pues se adquiere certeza de remuneración blindada de cambios externos.
También puede complementarse transitando a licitaciones por el derecho de operación a plazos fijos, adquiriéndose la licencia para prestar el servicio público por tiempos finitos pero renovables, sujeto a resultados concretos, dando dinamismo e imprimiendo eficiencia a la gestión con sentido concreto en el servicio público prestado a todos los usuarios.
