Instalarán nuevos “medidores inteligentes” de electricidad: el costo de US$1.000 millones será asumido por clientes

EL SENADO DESPEJA EL CAMINO

En 2015 un terremoto de magnitud 8.4 en la escala de Richter sacudió al norte del país. El remezón, seguido por un maremoto que azotó la costa de la Región de Coquimbo, dejó miles de viviendas en el piso y 15 muertos. Las mediaguas se levantaron en medio de los escombros, pero para abastecerlas de electricidad las familias tuvieron que enfrentar más problemas: algunas de las empresas distribuidoras exigieron abultados pagos para volver a habilitar empalmes y medidores.

Semanas después de la tragedia, el reclamo de los afectados tuvo eco en el Congreso. Un grupo transversal de diputados (de la UDI al PC) ingresó un proyecto de ley que obligaba a las empresas distribuidoras a reponer empalmes y medidores destruidos en zonas de catástrofe, sin costo para los usuarios (vea aquí esa moción).

En la Cámara de Diputados algunos parlamentarios quisieron ir más allá con otra indicación: obligar a las empresas a reponer empalmes y medidores “siempre que la inutilización no sea imputable a una acción u omisión del cliente”.

El principal disparo contra la iniciativa corrió por cuenta de la entonces titular subrogante de la CNE, Carolina Zelaya: en la Comisión de Minería y Energía afirmó que esa moción era “demasiado amplia” y podría prestarse para situaciones “muy complejas”. Y recomendó suscribir la obligación para las empresas solo en los territorios donde se decrete estado de catástrofe.

El diputado Miguel Ángel Alvarado (PPD) recordó que en la tragedia que afectó a la Región de Coquimbo la declaración de estado de catástrofe fue paulatina y dejó fuera a buena parte de la región. Sin embargo, la recomendación del Ejecutivo fue la que prosperó. Esa redacción fue aprobada por unanimidad en la comisión y por amplia mayoría en la sala, para luego ser despachada al Senado.

Más de un año después, el proyecto dio un giro en el Senado. Autoridades de la CNE explicaron a fines de 2017 en la Comisión de Minería y Energía que no podían imponerles nuevas exigencias a las empresas sin pago de por medio.

-La distribución es un negocio regulado íntegramente. Si tú le dices a la empresa que cada vez que una catástrofe arrase ella tiene que cambiar los dispositivos, la empresa te va a decir que se le tiene que pagar por ello, porque es una nueva exigencia. Lo que no puede hacer la ley es obligarlas a hacerse cargo sin que se les pague, porque eso es expropiatorio -explicó a CIPER, Andrés Romero, quien era entonces secretario ejecutivo de la CNE.

Romero y otras autoridades de la CNE, además del entonces ministro de Energía, Andrés Rebolledo, fueron al Senado para convencer a los parlamentarios de que la mejor alternativa era traspasar la propiedad de empalmes y medidores a las empresas. Así, argumentaron, las instalaciones pasarían a ser parte de la red de distribución y las compañías serían las responsables de su funcionamiento ante cualquier evento.

En la sesión de la Comisión de Minería y Energía del 3 de enero de 2018, los senadores Jorge Pizarro (DC), Alejandro García-Huidobro (UDI) y Baldo Prokurica (RN), hicieron suyas las modificaciones del Ejecutivo y, al ser los únicos integrantes presentes, aprobaron los cambios por unanimidad. Después, el proyecto fue aprobado por 14 votos a favor en la sala del Senado y la ley fue publicada sin modificaciones en febrero de 2018 (vea aquí un informe comparativo de los cambios durante la tramitación de la ley).

Así fue como quedó establecido por ley que todos los medidores y empalmes pasarán a ser propiedad de las empresas distribuidoras y que los decretos tarifarios deberán incluir el pago de los usuarios por estas instalaciones.

En un artículo transitorio se especificó que el traspaso de la propiedad se hará efectivo una vez que se concrete el cambio del dispositivo. En este apartado transitorio también quedó estipulada la obligación de las empresas de reponer medidores y empalmes cuando sean destruidos por una emergencia y la autoridad decrete estado de catástrofe.

La ley entró en vigencia con el decreto tarifario publicado en septiembre de 2018. Y si antes los usuarios podían negarse al cambio de medidor, ahora solo depende de las compañías definir cuándo lo ejecutan.

LA PUJA POR LA TARIFA

Las compañías de distribución eléctrica funcionan en Chile como un monopolio desde 1982, gracias a las reglas impuestas por el Decreto con Fuerza de Ley N°1 de Minería, promulgado en dictadura. En 36 años, la normativa del único proceso tarifario que se ha mantenido intacta es la del sector de distribución energética.

Las tarifas que pueden cobrar las empresas por distribuir la energía son fijadas por la Comisión Nacional de Energía cada cuatro años. A eso se le denomina VAD: Valor Agregado de Distribución.

Para definir el precio a cobrar por VAD, la CNE debe usar como parámetro una “empresa modelo” que opera de manera eficiente en un escenario de competencia ficticio.

La definición de esas tarifas queda a cargo de un consultor externo, estudio que es licitado por la CNE. Luego, las cifras son contrastadas con las que llevan las distribuidoras, que realizan sus propios estudios de costos. El resultado es un informe técnico que se construye en base a coeficientes: dos tercios para las cifras de la CNE y un tercio para las de las empresas.

Carolina Zelaya, cuando aún era titular subrogante de la CNE, reconoció en entrevista con CIPER que este mecanismo incentiva a las empresas a presentar números inflados:

-Las empresas tratan de que sus precios sean los más altos posibles y nosotros tratamos de bajarlos, pero la verdad es que hay incentivos súper perversos -afirmó Zelaya, quien hoy es jefa del Departamento Jurídico de la CNE.

El estudio del último proceso tarifario (2016-2020) fue adjudicado por la CNE a la Consultora Inecon, por $635 millones. Y el decreto con las nuevas tarifas fue promulgado en noviembre de 2016. Pero como recién en diciembre de 2017 se publicó la norma técnica que incluye los “medidores inteligentes” -entre otras exigencias- se hizo necesaria una actualización de las tarifas para incorporar los nuevos costos.

Para esa “actualización tarifaria” la ley establece dos posibilidades: hacer un nuevo estudio o llegar a un acuerdo unánime con las empresas. La comisión optó por la última. En octubre de 2017, la CNE se sentó con las empresas distribuidoras y llegó a un acuerdo: usar como base el último estudio y contratar nuevamente a la Consultora Inecon para actualizar las variables que habían cambiado.

-Había que incorporar las nuevas inversiones. Establecimos que las empresas tenían que presentar sus planes de inversión y nosotros pasárselos al consultor para que sobre esa base hiciera el análisis -explicó Zelaya a CIPER.

En marzo de 2018 el decreto tarifario que resultó tras ese acuerdo ingresó a Contraloría y en septiembre del mismo año fue promulgado. Allí están las fórmulas que ocupan actualmente las empresas distribuidoras para cobrar por las nuevas exigencias y que podrían aumentar las cuentas en hasta un 5%.

Una vez publicado el decreto también comenzó a correr el plazo de siete años que tendrá la industria para transformar toda la red en un “sistema inteligente”.

Estas tarifas solo tendrán vigencia hasta el 2020. Ese año, por ley se deben volver a negociar. Sin embargo, uno de los objetivos de la ruta energética presentada por el gobierno en mayo de 2018, es realizar una reforma a la ley de distribución y modificar los procesos tarifarios. Lo que no está claro todavía es en qué sentido.

-Recién tenemos el diagnóstico, estamos bastante lejos de tener una propuesta concreta respecto de cómo vamos a calcular las tarifas ahora, pero creo que el cambio va a apuntar a una dirección completamente distinta –afirmó a CIPER José Agustín Venegas, actual secretario ejecutivo de la CNE.

EL RECAMBIO DE MEDIDORES

-Hoy día la red es tonta, por así decirlo. Funciona de una manera muy antigua y no te genera ninguna información útil para gestionarla –afirmó a CIPER el ex secretario ejecutivo de la CNE, Andrés Romero.

La frase es consenso entre autoridades y empresarios de la industria.

En 2016, Enel Distribución, empresa que tiene la mayor cantidad de clientes en la Región Metropolitana (1,7 millón), comenzó un plan piloto para instalar sus propios “medidores inteligentes”. A fines de 2017 ya llevaban más de 100.000 equipos cambiados en Santiago.

Rodrigo Arévalo, responsable del proyecto de “medición inteligente” de Enel, explicó a CIPER que el recambio se ha focalizado en los clientes que le arriendan el medidor a la compañía. Testimonios recogidos por CIPER muestran que el cambio también se ha concretado en hogares de usuarios dueños de su medidor. Hasta septiembre de 2018, ello le permitía a la empresa incluir el cobro por arriendo en la cuenta del mes siguiente al cambio.

En teoría, la gran ventaja para los usuarios será que, frente a un corte de energía imprevisto, la empresa podrá identificar y aislar remotamente el origen del problema. Pero el anuncio es refutado por los expertos consultados por CIPER.

Estos afirman que, si el corte se produce, por ejemplo, porque se cae un transformador, los medidores quedan de inmediato incomunicados para enviar una advertencia del corte. Sin suministro eléctrico, para que los “medidores inteligentes” pudieran enviar señal, debieran contar con un mecanismo de respaldo para alimentar el sistema de comunicación. Y si el medidor no tiene cómo comunicarse con su estación base, no es infalible, se ha promocionado con atributos que no tiene.

Entre los beneficios también se anuncia que habrá más información respecto del consumo de energía en los hogares: el aparato medirá el consumo cada 15 minutos y esa información será almacenada por la compañía.

Así, a futuro –se explica- podrán aplicarse tarifas diferenciadas por tramos horarios e incluso podría cambiar la forma en que se materializan los cortes por no pago:

-La regulación de potencia que tienen estos nuevos equipos permite, por ejemplo, que los cortes de luz por deuda no sean totales y solo se reduzca la energía a un mínimo que permita que solo el refrigerador siga funcionando -aventura Luis Ávila, superintendente de Energía y Combustibles.

Otra gran ventaja para las distribuidoras es que estos “medidores inteligentes” miden exactamente lo que se consume. “Esto podría implicar un alza de las cuentas en algunas casas, ya sea porque han intervenido el medidor o porque está muy viejo y por ende no mide todo”, explica Juan Agustín Venegas, actual titular de la CNE.

Desde la Superintendencia de Energía y Combustibles (SEC) señalan que cada medidor que se instala debe pasar por dos certificaciones: una al ingresar al país, que se realiza por lote, y otra que se hace a cada aparato, a través de cinco instituciones acreditadas por la SEC para ese fin.

Desde Enel indicaron a CIPER que los medidores que están instalando fueron certificados a nivel internacional por el Instituto Tecnológico de la Energía (ITE) de España y que en Chile la certificación individual se hace a través de Cert Pro y CAM. Esta última es al mismo tiempo contratista de Enel para trabajo de cuadrillas en terreno. CIPER preguntó por este conflicto de interés, pero desde la compañía se limitaron a indicar que nunca han recibido un reproche de la autoridad fiscalizadora.

Consultado al respecto, el secretario ejecutivo de la CNE, José Agustín Venegas, indicó a CIPER:

– Yo creo que cualquier empresa que haga algo raro se arriesga a multas muy elevadas. Pensar que el que certifica los medidores puede estar haciendo algo raro, es un riesgo grave. Pero yo no puedo hablar por las autoridades anteriores.

Como el Anexo Técnico que define las características que deben tener los aparatos aún no se publica, está por verse si los “medidores inteligentes” instalados por ENEL responden a las exigencias de los procesos de certificación que exige el mercado.

*Fuente: CiperChile