Otro camino para enfrentar la crisis eléctrica y diversificar la matriz energética consiste en las modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos, que se han aprobado recientemente o están en trámite.
Este proceso tiene antecedentes en reformas realizadas en 2004 (Ley Corta I) y 2005 “Ley Corta II).
Entre otros aspectos abordados, la Ley Corta I establece que toda empresa eléctrica que inyecta o retira electricidad debe pagar costos de transmisión, salvo los generadores menores a 20 MW, que se subsidian totalmente hasta una capacidad de 9 MW y parcialmente en proporción a sus excesos sobre 9 MW, estando exentos en tanto el conjunto eximido no supere el 5% de la capacidad en el sistema eléctrico. En definitiva, esta ley beneficia a empresas que tienen una producción pequeña, por lo que fomenta el desarrollo de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).
La Ley Corta II, en tanto, establece que las distribuidoras deberán licitar su suministro en condiciones competitivas y que un 5% de éste deberá ser provisto por ERNC al precio que resulte de la licitación respectiva. O sea, también incentiva dichas energías.
Según el Instituto Libertad y Desarrollo, como resultado de los cambios regulatorios introducidos por la Ley Corta I y II, las señales de precio han incentivado la entrada de nuevos proyectos de generación eléctrica.
Con el fin de incentivar aún más la diversificación de la matriz, el primero de abril de 2008 fue promulgada la Ley N° 20.257, la que obliga a las generadoras a que un determinado porcentaje de su oferta de generación debe provenir de ERNC, es decir, se les obliga a que dicho porcentaje de sus retiros de energía para comercializar a clientes distribuidores y finales, haya sido inyectada por fuentes generadoras de energía renovable no convencional, ya sea mediante medios de generación propios o contratados.
Para aumentar gradualmente la participación de ERNC en el sistema, esta obligación es de 5% para los años 2010 a 2014. Posteriormente, aumenta en un 0,5%, llegando a ser de 10% el año 2024, exigencia que se mantiene vigente hasta 2030.
De acuerdo al Instituto Libertad y Desarrollo, esta obligación distorsiona las señales de precios e impone un costo adicional el cual finalmente es pagado por el consumidor. Según un estudio de los economistas Alexander Galetovic y Cristián Muñoz, en tanto, el costo de suministro a los consumidores del SIC aumentará en por lo menos US$ 4.000 millones como consecuencia de la aplicación de esta ley.
Actualmente existe una serie de proyectos de ERNC que estarán finalizados hacia 2010. Entre las principales se encuentran cinco iniciativas de generación eólica, las cuales aportarán alrededor de 200 MW al SIC. La más relevante de ellas es el Parque Eólico Canela II de Endesa (en la provincia de Choapa, IV Región), que a partir de 2009 producirá 69 MW.
La más novedosa de las ERNC, que poco a poco se está introduciendo en el mercado chileno, es la biomasa, la cual genera energía a partir de desechos orgánicos que “no tienen valor para la cadena nutritiva o no sirven para la fabricación de productos de mercado, pero que pueden utilizarse como combustible en diferentes aprovechamientos energéticos”, tal como explica la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Arauco está llevando a cabo un proyecto de inversión en una nueva central cogeneradora en su planta Arauco, en la VIII Región. Dicha iniciativa, que ya cuenta con la aprobación ambiental, empezaría a funcionar en 2009 y aportaría 26 MW al SIC.
Ley Corta III
En la actualidad, el debate sobre políticas energéticas para el futuro se centra en la promulgación de la Ley Corta III, actualmente en el Congreso, que pretende modificar la regulación en distribución eléctrica.
La génesis de esta iniciativa se remonta a noviembre de 2007, cuando diez diputados de la Concertación presentaron un proyecto que modifica la Ley Eléctrica en relación con el proceso de fijación de tarifas para la distribución.
La creencia generalizada es que la aprobación de dicho proyecto permitirá una disminución significativa en las tarifas que pagan los clientes, sin embargo, a juicio de María de la Luz Domper, investigadora de Libertad y Desarrollo, “la incidencia que puede llegar a tener un proyecto de ley como el que se propone en las tarifas reguladas es menor, debido a que el valor agregado de distribución representa alrededor del 15% de las tarifas que paga el consumidor final”.
A su vez, el proyecto le otorga al Panel de Expertos Eléctricos el rol de fijar las tarifas en distribución, en circunstancias de que las funciones básicas de esta institucionalidad son las de actuar resolviendo conflictos y solucionando divergencias.
Adicionalmente, el proyecto Ley Corta III propone ajustar la tasa de costo de capital (rentabilidad exigida a la inversión), que actualmente está fijada en 10% para el sector distribución. La idea es establecerla en un nivel inferior mediante una fórmula donde se acote la banda en la cual puede fluctuar el premio por riesgo. Esta reforma genera cierta incertidumbre en el sector debido a que una modificación de la tasa de costo de capital para la distribución de electricidad implicará necesariamente revisar también, aunque sea para mantenerlas, dicha tasa aplicable para la tarificación de la transmisión eléctrica y para algunos precios fijados en generación.
“En consecuencia”, plantea Domper, “se requiere entonces prudencia para disminuir dicha tasa en varios años, de manera que el proceso de ajuste sea visto como menos traumático por futuros inversionistas del sector eléctrico”.
