Algunos principios fundamentales que se mantuvieron en los sucesivos cambios de la legislación eléctrica desde 1980 fueron modificados en la llamada Ley de Transmisión. El cambio más relevante fue asignar directamente a los clientes casi todos los costos del sistema. El segundo cambio importante fue ampliar el ámbito de planificación central de la autoridad en áreas cuyo desarrollo estaba asignado a las empresas o al Coordinador, donde las entidades centrales debían cumplir un rol fiscalizador. Otro cambio esencial es la naturaleza del Coordinador (CDEC) donde la vigilancia de las empresas se daba por los Directores representantes de segmentos. Ahora que el Directorio es elegido por un Comité integrado en parte por la Administración del Estado, ¿quién ejercerá control sobre los actos del Coordinador?
La participación en el pago de las distintos empresas eléctricas, se traducía en una vigilancia de los agentes especializados sobre la eficiencia de los costos -debían cuidar la posición competitiva de cada empresa en su actividad principal-, tanto en la expansión eficiente de obras nuevas, en la valorización de instalaciones existentes como en la definición de nuevos productos en el sistema. El Panel de Expertos sólo resuelve las controversias que le son presentadas y sólo valida cuál posición le parece más correcta; a la fecha, la mayoría de las presentaciones han sido realizadas por empresas eléctricas y no por clientes. Así, se podría esperar que el pago directo por parte de los consumidores resulte en mayores costos reconocidos al sistema. Similar razonamiento puede extenderse a la planificación central, donde las empresas eléctricas al dejar de pagar, perderían interés sobre el control de la eficiencia de los planes de obras.
Trataré de exponer de manera sucinta las modificaciones principales que originan riesgo de aumento importante de costos para los clientes.
1. Pago de la transmisión
Antes del cambio de ley, el pago de la transmisión nacional (troncal) y zonal (subtransmisión), era asignado a la generación y a los retiros bajo un criterio de uso esperado. En la transmisión troncal la resultante era un pago de 70% por la generación y 30% por el consumo.
Con la nueva ley, los clientes pagarán directamente el 100% de la transmisión nacional y zonal. A esto se agrega el pago directo de las interconexiones internacionales en su mayor medida y de las líneas para polos de desarrollo en lo que no utilicen los generadores (antes eran de pago 100% generadores).
Antes del cambio de ley, el riesgo de pagar una obra de ampliación fallida o que no presta el servicio para la que fue diseñada, era compartido entre todos los agentes, un ejemplo es el cambio de voltaje de la línea de 154kV Itahue - San Fernando, decretado el año 2004
Con la nueva ley, este riesgo es asumido 100% clientes. La línea de interconexión SIC-SING de 1.500 MVA, estará construida el año 2017. Si la línea no pudiera operar como interconexión o sólo pudiera transferir una parte de su capacidad de diseño por algunos años, ¿Igual los clientes asumirán solos el pago completo?.
En la transmisión zonal (subtransmisión), para resolver el problema de calidad de servicio, se incorpora la planificación central de ampliaciones y obras nuevas decretadas en planes anuales de expansión. Para hacer compatible este modelo de planificación central, en los estudios de valorización y de expansión deberían ser reconocidas las instalaciones reales aunque sean ineficientes - similar a la tarificación sistema nacional (troncal)- y no una empresa modelo optimizada como la que se tarifica hoy -similar a la tarificación de la distribución-.
2. Pago de los servicios complementarios
Antes de la vigencia del DS62, los servicios complementarios eran parte del precio de la potencia y su monto se distribuía en las unidades generadoras según sus atributos (capacidad para brindar los servicios complementarios).
A partir del año 2016, con la vigencia del Reglamento (DS130) a que obligó el DS62, se incorporan como cargos adicionales los servicios complementarios, los que son asignados a la generación o al retiro, según sea su naturaleza. La definición, administración y operación de estos servicios se entrega a cada CDEC. Asimismo, define un marco estricto de cómo calcular sus costos.
Con la Ley de Transmisión, los servicios complementarios pasan a ser definidos por la CNE y pagados 100% por los clientes, ya sea como consumidor o como retiro. Existe un riesgo adicional y es que se definan como nuevos servicios complementarios acciones cuyos costos debiesen ser parte del producto energía.
3. Pago de todas las instituciones que se han creado en el sector
Antes del cambio legal, todas las instituciones creadas en el sector se pagaban principalmente por las empresas eléctricas, lo que es coherente con el hecho que coordinan y resuelven principalmente temas de las empresas. Ahora pasan a ser pagadas 100% directamente por los clientes a través de un “cargo por servicio público”:
Costo de estudios de franja
Panel de Expertos
El Coordinador Nacional: Su Directorio y la institución completa
Costo de los estudios de valorización de instalaciones de transmisión nacional, zonal, polos de desarrollo (pago vía tarifas)
¿Será necesario un Ombudsman eléctrico?
Revisando los cambios que la ley introduce, donde elimina la sana vigilancia cruzada del nivel de costos, entre las empresas del sector y asigna el pago directamente a los consumidores finales, donde la naturaleza del Coordinador se asemeja mucho a una institución pública del Estado, es imperativo implementar un sistema de información de absoluta transparencia, donde se muestre todos los costos que el consumidor paga, con el detalle necesario para su fácil entendimiento y auditoría.
Adicionalmente, se debe resolver qué institución velará por el desarrollo eficiente de los costos del sistema eléctrico y vigilar para que ellos se mantengan en rangos razonables. ¿Será necesario un ombudsman eléctrico: defensor de los clientes?.