Introduce modificaciones a la ley General de Servicios Eléctricos, perfeccionando el sistema de licitaciones de suministro eléctrico para clientes sometidos a regulaciones de precios.
| Fecha | 19 Agosto 2014 |
| Fecha de registro | 19 Agosto 2014 |
| Número de Iniciativa | 9515-08 |
| Etapa | Tramitación terminada Ley Nº 20.805 (Diario Oficial del 29/01/2015) |
| Materia | LICITACIÓN, LICITACIÓN PÚBLICA, PRECIO DE LA ELECTRICIDAD, SERVICIOS ELÉCTRICOS, SUMINISTRO ELÉCTRICO |
| Cámara Legislativa de Origen | Mensaje,Cámara de Diputados |
| Tipo de proyecto | Proyecto de ley |
MENSAJE DE S.E. LA PRESIDENTA DE LA REPúBLICA CON EL QUE INICIA UN Proyecto de ley QUE INTRODUCE MODIFICACIONES A LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS PERFECCIONANDO EL SISTEMA DE LICITACIONES DE SUMINISTRO ELÉCTRICO PARA CLIENTES SOMETIDOS A REGULACIÓN DE PRECIOS.
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SANTIAGO, 14 de agosto de 2014.-
MENSAJE Nº 404-362/
A S.E. EL
PRESIDENTE
DE LA H.
CÁMARA DE
DIPUTADOS.
Honorable Cámara de Diputados:En uso de mis facultades constitucionales, vengo en proponer a esta H. Corporación un proyecto de ley que tiene por objeto modificar el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del decreto con fuerza de ley N° 1, de 1982, del Ministerio de Minería, que contiene la Ley General de Servicios Eléctricos, específicamente en lo referente a los procesos de licitación de suministro eléctrico para clientes sometidos a regulación de precios.
I.ANTECEDENTES.El modelo regulatorio en que se enmarca el funcionamiento del sistema eléctrico, se encuentra establecido en las disposiciones de la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE). En esencia se deja a la iniciativa privada el desarrollo y operación de la industria eléctrica, mientras el accionar del Estado se dirige a regular y fiscalizar el sistema, en materia de generación, transmisión y distribución.
Dicho cuerpo legal ha sufrido diversas modificaciones desde la promulgación de su primera versión en septiembre de 1982 (DFL Nº1), siendo la más relevante para los clientes regulados, la ley 20.018, del año 2005, que determinó un esquema de licitaciones para el suministro de los consumos de éstos. Conforme la ley, son clientes regulados aquellos usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 500 kilowatts, ubicados en zonas de concesión de servicio público de distribución o que se conecten mediante líneas de su propiedad o de terceros a las instalaciones de distribución de la respectiva concesionaria. Junto con lo anterior, aquellos clientes entre 500 y 2.000 kilowatts pueden optar tanto por un régimen de tarifa regulada como por uno de tarifa libre.
Hasta la entrada en vigencia de las modificaciones introducidas por la ley N° 20.018, cada distribuidora eléctrica licitaba el suministro de sus clientes regulados, asignándose de esta manera el “suministrador” (Generador) de la energía correspondiente. En cuanto al precio de este suministro, la ley establecía que el precio de energía y potencia que se traspasaba a clientes regulados correspondía al que se determinara semestralmente por la autoridad, mediante la dictación del Decreto de Precio de Nudo de Corto Plazo, el cual era el resultado de un proceso en que intervenía la Comisión Nacional de Energía (informe técnico) y el Ministerio de Economía (dictación Decreto). El precio de nudo debía reflejar un promedio en el tiempo de los costos marginales de suministro a nivel de generación – transporte para usuarios permanentes de muy bajo riesgo. Por su naturaleza, estos precios estaban sujetos a fluctuaciones que derivan de situaciones coyunturales, como variaciones en la hidrología, la demanda, los precios de combustibles, entre otros factores.
En el año 2005 se aprobó la ley Nº 20.018 o “Ley Corta II”, como respuesta a la severa crisis energética generada por los cortes en el abastecimiento de gas natural proveniente de Argentina, iniciados a principios del año 2004.
En efecto, desde 1997 el gas natural era el combustible que lideraba las inversiones en generación eléctrica en el país y se transformó en la tecnología que determinaba el costo de desarrollo del sistema en el largo plazo.
El inicio de los cortes y restricciones en los envíos de gas natural desde el país vecino, instaló la incertidumbre en el suministro gasífero. Como consecuencia, el sector de generación eléctrica frenó bruscamente sus inversiones, debido al riesgo sobre la disponibilidad futura de ese combustible. De esta manera, la evolución en el largo plazo de los precios tanto para los clientes libres como regulados, se tornó impredecible.
Las centrales a carbón, posibles alternativas de desarrollo a las centrales de gas natural y que a la sazón tenían un costo variable superior a estas últimas, no resultaban atractivas para la inversión. Lo anterior se debía al temor de que el suministro de gas se reanudara, disminuyendo el precio de nudo y por ende, dejando a las centrales a carbón sin posibilidad de financiarse a través de contratos para suministro con clientes regulados (a precio de nudo), expuestas a una situación de abastecer contratos a precios menores que sus costos de desarrollo.
Para enfrentar esta situación y despejar la incertidumbre en el mercado eléctrico para el desarrollo de futuras inversiones en generación, se dictó la “Ley Corta II”, la cual tenía por objeto reforzar la seguridad y competencia en el abastecimiento eléctrico para el país, posibilitando la incorporación de nuevos actores y proyectos de generación eléctrica. La solución ideada entonces fue cambiar el sistema de fijación de precios existente hasta ese momento, determinado por el Estado al cliente regulado, por uno donde el precio es determinado por la oferta que realizan las empresas generadoras en procesos de licitaciones desarrollados por las compañías distribuidoras. Este sistema permite a los desarrolladores de proyectos de generación rentabilizar a largo plazo sus instalaciones, mediante contratos de suministro celebrados con las concesionarias de distribución a precios fijos, estables y debidamente indexados de acuerdo al combustible elegido para suministrar los contratos y por períodos de tiempo relativamente largos, de hasta 15 años de duración.
Esta ley dispuso que las distribuidoras debían licitar sus suministros a clientes regulados, con una antelación mínima de 3 años, para permitir la entrada de nuevos proyectos y oferentes al mercado eléctrico chileno.
Se estableció también un valor máximo o precio máximo, por encima del cual no pueden presentarse las ofertas de las empresas generadoras y que se fija semestralmente por la Comisión Nacional de Energía junto con el precio de nudo. La metodología de cálculo del mencionado precio quedó plasmada en la propia ley.
El articulado transitorio de la ley incorporó una norma estableciendo que el precio a traspasar a clientes regulados de las distribuidoras, que al momento de ingreso a tramitación de la ley se encontraban sin contrato, sería el precio de nudo, incorporando las desviaciones respecto del costo marginal, con un tope del 20% por fijación semestral respecto del precio de nudo, a través de un mecanismo de cargos (y abonos) adicionales en la cuenta eléctrica. Este régimen transitorio duraría dos años con la facultad de extenderse por un año más.
Como resultado de la aplicación de este mecanismo transitorio, los clientes regulados pagaron durante la aplicación de éste del orden de US$ 1.500 millones, recursos suficientes para financiar hoy la inversión y operación de una central a carbón de 300 MW por 25 años.
- Objetivos y supuestos en los que se basó la ley N° 20.018
- El rezago de inversiones duraría un máximo de tres años
Como se señaló, la ley estableció un régimen transitorio de dos años, extensibles a tres, donde la diferencia entre precio de nudo y costo marginal se podía traspasar a clientes regulados, para el caso de los suministros que no contaran con contrato. Con esto la regulación asumía que en tres años como máximo se restablecería el equilibrio entre oferta y demanda y se podía superar el rezago de inversiones que estaba determinando una fuerte alza del costo marginal. Ello, acrecentado por el uso alternativo del petróleo diésel como combustible de base, en aquellas...
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