Entre ellas, detalla el dirigente, “no se requiere realizar el cambio con urgencia en una ley corta ya que no influye ni depende del proceso tarifario actual. Se pueden realizar los cambios con una visión a largo plazo junto con un buen análisis durante la ley larga. Probablemente se podría bajar aún más el límite en esa ocasión”.
“El cambio del límite para clientes libres genera efectos importantes para otros actores del sector, ya que éstos no pueden optar por el esquema netbilling y, por lo tanto, se verán obligados de elegir entre ser cliente libre o autogenerar con energía solar”.
“Por otra parte, la ley de netbilling aborda proyectos de 0-300kW para clientes regulados. PMGD con instalación compartida aborda 0-9.000kW pero dada su complejidad es inviable para proyectos mayores a 1.000kW. Hay un vacío entre 500 y 1.000kW que ninguna ley aborda bien, cosa que en la ley larga se puede cambiar y considerar”, añade Rau.
En cuanto a los clientes regulados restantes, señala que éstos “tienen que financiar el mismo funcionamiento de la red de distribución y se verán probablemente enfrentados con un aumento del precio, mientras que los clientes con menor consumo no cuentan con el mismo poder de negociación como cliente libre y se podrán ver expuestos a precios que no reflejan los ahorros esperados, o a cláusulas leoninas”.
La propuesta de ley corta fue aprobada la semana pasada en el Senado, luego de un extenso debate por parte de las comisiones de Minería y Energía y de Hacienda de esa instancia, que incluyó algunos cambios respecto a la versión original, por lo cual, debió volver a la Cámara de Diputados, donde fue ratificado finalmente esta tarde.
Definiciones de ACESOL
David Rau, explicó que la llamada ley corta que modifica la ley general de servicios eléctricos, define una nueva tasa de actualización, o sea, la rentabilidad permitida para los servicios de la distribuidora.
La tasa de actualización o rentabilidad se calcula con los ingresos que se proyectan por la explotación de la actividad, menos los costos que la distribuidora incurre por hacerlo. Este valor se divide por el VNR (Valor Nuevo de Reemplazo) y equivale de esta forma al beneficio que obtiene la empresa en un horizonte de 30 años.
Importante hacer aquí la diferencia con lo que comúnmente entendemos como margen o ganancia. La rentabilidad o tasa de actualización que se calculó en este caso es el beneficio a largo plazo al respecto del valor de los activos necesarios.
La rebaja propuesta en este caso es consecuente y necesaria. Considerando la situación de un monopolio natural, el hecho de suministrar una necesidad básica de la sociedad, menor riesgo y el mejor acceso a financiamiento, hacen entender que el 10% antiguamente aceptado parece hoy exageradamente alto. Con la aprobación actual ese valor baja entre 6 y 8%.
Por otra parte, señala que el procedimiento para la determinación y fijación de las tarifas eléctricas apunta, entre otros, a la asimetría de información entre la CNE y las empresas de distribución durante el proceso tarifario. Específicamente obliga a la empresa informar cambios y condiciones diferentes por nuevos contratos de suministro.
Además, cambia el esquema de los estudios de costos, los cuales antiguamente permitían en cierta forma la incorporación de precios artificialmente elevados, por un modelo de licitación público.
En cuanto al perfeccionamiento de la definición de las llamadas áreas típicas, el dirigente observa que, antiguamente, se tomaba solamente una empresa como referencia, aunque las diferencias entre el área y la empresa podía ser significativa. Con el cambio, las áreas típicas se definen como áreas en que los costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro de red son similares entre sí. Además, permite que se incluyan una o más empresas concesionarias de distribución en el proceso, incorporando de esta forma diferencias existentes. | RS
