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La señora ALLENDE, doña Isabel ( Presidenta ).-
Tiene la palabra el diputado señor Mario Bertolino .
El señor BERTOLINO .-
Señora Presidenta , a través del boletín Nº 2.922-08, el Ejecutivo presentó un proyecto que regula los sistemas de transporte de energía eléctrica, establece un nuevo régimen de tarifas para sistemas eléctricos medianos e introduce otras adecuaciones a la ley general de Servicios Eléctricos.
El mensaje señala que los problemas detectados en la industria son los siguientes: falta de coordinación en los sistemas, limitaciones en la regulación de precios, indefiniciones en las responsabilidades y derechos de prestadores y consumidores, y limitaciones en la transparencia de los procesos regulatorios.
El Ejecutivo priorizó como objetivos fundamentales reactivar las inversiones en transmisión en los sistemas, viabilizar la inversión en instalaciones de interconexión entre diferentes sistemas interconectados nacionales, reducir el riesgo regulatorio relacionado con los procesos de regulación de precios a nivel de generación, introducir un sistema de peajes de distribución, adecuar la regulación de los sistemas medianos a las condiciones de la industria correspondiente e introducir un sistema de remuneración de servicios complementarios.
A su vez, Renovación Nacional estableció las siguientes ideas matrices para la definición de una buena ley: el aseguramiento del suministro eléctrico en cuanto a cantidad y calidad, o sea, que tanto la cantidad como la calidad se adecuen a las demandas de los consumidores; generar mayor transparencia en el sistema, y que los objetivos anteriores se logren siempre al menor costo posible para el consumidor.
Una de las materias más complejas en la discusión del proyecto en la Comisión fue la regulación de los sistemas de transporte de energía. Este segmento tiene como característica que se requieren elevados montos de inversión en infraestructura, que constituyen activos fijos indivisibles, de una vida útil extensa y sin uso alternativo, en los que se producen fuertes economías de escala, lo que implica que sea relativamente pequeño para sostener a un gran número de empresas. De esta forma, la curva de costo medio desciende pronunciadamente en un intervalo amplio de niveles de producción. Si muchas empresas intentan ingresar a un mercado de estas características, cada una descubre que sus ventas son tan bajas, que su nivel de costo medio es demasiado elevado, pues sobrepasa su ingreso medio.
Así, el autofinanciamiento se logra al ajustar las tarifas de eficiencia a un nivel que permita sustentar el sistema. A su vez, es necesario mantener la equidad, o sea, los precios deben estar expresados en función de los costos de los sistemas y etapas de la prestación del servicio, buscando siempre minimizar los subsidios cruzados para usuarios de un mismo sistema. En el segmento transmisión se pueden establecer líneas de uso compartido para que en algunas, o en tramos de ellas, sea difícil atribuir el verdadero causante de la expansión.
Dados los antecedentes anteriores, es necesario señalar que para que un mercado funcione sin distorsiones -las que serían pagadas por los consumidores-, quien debe pagar el aumento del costo del servicio es, precisamente, quien lo produce. Por lo tanto, la mayoría de los parlamentarios de la Comisión priorizamos la maximización del principio de equidad, calificando como área de pagos compartidos a aquella en que sea imposible determinar el causante de la expansión, con el fin de evitar las distorsiones en la localización de las generadoras y, como consecuencia, la sobreinversión en el sistema de transmisión y los subsidios cruzados.
Con estas consideraciones, se establecieron las siguientes características mínimas para que un sistema de transmisión sea definido como troncal: que muestre una variabilidad relevante en la magnitud y dirección de los flujos de potencia; que tenga una tensión nominal igual o mayor a 220 kilovoltios; que la magnitud de los flujos en las líneas no esté determinada por el consumo de un número reducido de consumidores; que los flujos en las líneas no sean atribuidos al consumo de un cliente o a la producción de un grupo reducido de centrales generadoras, y que existan tramos con flujos bidireccionales relevantes.
A su vez, se define al área de influencia común como aquella constituida por el conjunto mínimo de instalaciones troncales entre dos nudos del sistema, donde entre dichos nudos se totalice al menos un 75 por ciento de la inyección total de energía del sistema y el 75 por ciento de la demanda total del sistema, y que la densidad de utilización sea máxima, la cual estará determinada por el cociente entre el porcentaje de inyecciones dentro del área de influencia común respecto de las inyecciones totales del sistema y el porcentaje del valor de inversión de las instalaciones del área de influencia común respecto del valor de inversión del total de instalaciones del sistema troncal.
Dadas estas definiciones, en los tramos del sistema troncal que no pertenezcan al área de influencia común quien inyecte en el sistema y el flujo se dirija hacia el área de influencia común, deberá pagar el peaje total del tramo, mientras quienes retiren del sistema y el flujo no se dirija hacia el área de influencia común, pagarán la totalidad del peaje del tramo.
En los tramos pertenecientes al área de influencia común del sistema troncal, las empresas de generación que inyecten financiarán el 80 por ciento del peaje total de los tramos, mientras que el 20 por ciento restante será financiado por las empresas que efectúen retiros.
Otro tema que generó un debate en profundidad entre los miembros de la Comisión fue la forma de abordar la interconexión entre sistemas interconectados nacionales independientes, específicamente entre el Sistema Interconectado del Norte Grande y el Sistema Interconectado Central. Como se dijo anteriormente, el objetivo al que debiera apuntar la futura ley es que la energía eléctrica esté disponible para el consumidor al mínimo costo posible. De esta forma, es necesaria una eficiente asignación de los recursos productivos, en que las decisiones que tomen los diferentes actores de este mercado sean un elemento esencial para lograr dicho objetivo.
Una de las proposiciones sobre la interconexión era que sus instalaciones tuvieran la calidad de troncales o adicionales. La definición de troncal va a depender de si el proyecto resulta socialmente rentable, lo que es determinado por un estudio de expansión de la transmisión. Dicha proposición implica que la interconexión podrá tener el carácter de troncal o adicional, dependiendo de la opinión que establezca el estudio, que se realiza cada cuatro años, plazo en que las condiciones pueden cambiar drásticamente. De esta forma, por muchos resguardos que se tomen, la probabilidad de error del estudio no es menor. Si el estudio se equivoca y la línea es considerada como troncal, el costo del error deberá ser asumido por todos los consumidores. De esta forma, las empresas del Sistema Interconectado del Norte Grande , Sing , que preinvirtieron traspasarán el riesgo a los consumidores, mientras el beneficio por el mayor valor de sus activos, que estaban ociosos, será capturado por ellas.
Entre 1999 y 2000, las empresas hicieron gasoductos paralelos desde la zona de Salta, en Argentina, hasta Mejillones. Asimismo, otra empresa construyó una central boca de pozo en esa misma zona y una línea de transmisión con una capacidad de 700 megavatios, que llega cerca de un mineral del norte.
Estas inversiones produjeron un exceso de capacidad instalada en el Sistema Interconectado del Norte Grande, con lo cual los activos permanecieron ociosos por un buen tiempo. Si las empresas que sobreinvirtieron generaran parte de esa energía no producida, el valor de sus activos se incrementaría sustancialmente.
Como lo lógico es que quien obtenga el beneficio de un proyecto sea el mismo que corra el riesgo, la Comisión de Minería y Energía de la Cámara rechazó dicha propuesta, lo que allana el paso al proyecto del Ejecutivo , que establece que cualquier empresa eléctrica interesada en desarrollar un sistema de interconexión entre sistemas eléctricos previamente establecidos podrá, a través de un procedimiento público, convocar a toda empresa eléctrica a un proceso de negociación abierto, con el objeto de determinar las características técnicas y el plazo de entrada en operación de dicho proyecto, así como el pago anual a la empresa que lo desarrolle por parte de quienes resulten interesados en su ejecución. De esta forma, la diferencia esencial con la propuesta rechazada es que tanto el riesgo como el retorno del proyecto lo asuman las empresas privadas. Por lo tanto, si en la práctica el proyecto fracasa, los consumidores no tendrán que costear el error de las empresas.
Si bien se logró avanzar en estos temas, quedaron algunos detalles importantes que, a nuestro parecer es necesario ajustar, ya que son la principal fuente de que se hayan declarado desiertas una serie de licitaciones de suministro a empresas distribuidoras. En primer lugar, la diferencia del perfil de consumo entre consumidores regulados y no regulados.
Los precios de nudo son aquellos que se calculan para clientes regulados -principalmente, consumidores residenciales-, mientras que aquellos consumidores que demandan grandes cantidades de energía -grandes empresas- pactan un contrato directamente con aquella que les presta su suministro. Si bien el precio que percibe el cliente regulado se fija tomando como base el precio de nudo, éste no puede estar fuera de una banda, que en el proyecto se estableció en 5 por ciento, calculada según el precio promedio que perciben los clientes libres. Para un mismo nivel de potencia, un consumidor regulado demanda menos energía que un cliente libre, ya que aquel consume menos en la madrugada y más en la tarde y noche, mientras que éste consume en forma pareja durante todo el día. De esta forma, el precio que perciben los clientes regulados depende del precio percibido por los clientes libres; sin embargo, la diferencia en el perfil de consumo no está contenida en el cálculo.
Otra consideración que apunta hacia el mismo problema es que en el proyecto hubo un avance al permitir que los consumidores con una potencia conectada superior a los 500 kilovatios pudieran optar por el régimen de tarifa regulada o precio libre. El problema surge por el hecho de que el usuario podrá cambiarse de régimen cada tres años. Esto implica un costo adicional para las empresas distribuidoras que tienen un porcentaje importante de clientes regulados e inversiones que se espera amortizar dentro de plazos superiores a tres años. Por ello, lo óptimo sería que el consumidor eligiera su condición entre cliente libre o regulado y permaneciera en dicha condición.
Por último, el Ejecutivo presentó a última hora una serie de indicaciones relacionadas con el segmento de distribución, materia que no estaba dentro de las ideas matrices del proyecto, por lo cual sería bueno analizarlas con mayor detención y perfeccionarlas, ya que ello podría adicionar un elemento de incertidumbre en el sistema.
Quiero aprovechar esta oportunidad para valorar el esfuerzo y el trabajo de la Comisión, que analizó este proyecto, eminentemente técnico. Además, deseo solicitar votación separada para el artículo 71-5 del artículo 1º; para la letra a) del artículo 71-30 del artículo 1º; para los numerales 18 al 23 del artículo 4º, y para el artículo 3º transitorio.
También quiero agregar que la demora en la tramitación no fue responsabilidad de la Comisión. Hay que recordar que esta iniciativa causó una serie de problemas, incluso le costó el cargo de una funcionaria pública. La Comisión siempre estuvo dispuesta -e hizo grandes esfuerzos en tal sentido- a sacar adelante este proyecto, que tanto lo necesita el país para regularizar la inversión eléctrica.
Es importante hacer presente que no estamos de acuerdo con la forma en que el Ejecutivo trató al final esta iniciativa, ya que calificó su urgencia de “suma”, lo que no facilitó la inclusión de una serie de indicaciones para solucionar el 10 ó 15 por ciento de deficiencia que, a nuestro juicio, tiene la ley.
He dicho.
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