La Ley 19.940 denominada “Ley Corta”, promulgada el 12 de marzo del 2004, modifica el DFL 1 de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos. La reciente ley tiene 4 artículos permanentes, que a su vez incorporan 63 nuevos artículos en el DFL 1/82 y además 12 artículos transitorios.

Esta ley, entre otros aspectos, garantiza los ingresos de las empresas de transmisión y para ello introduce 50 nuevos artículos que norman los mecanismos de pago por los sistemas de transmisión a partir de su vigencia, tema que complicó al mercado eléctrico chileno desde la gran reforma original de la ley en 1982 y cuya solución intentada con una modificación en 1990 tampoco resolvió el problema de fondo. La modificación pretende ahora cambiar la condición de mercado eléctrico en Chile, eliminando las barreras de transporte a la competencia en producción y facilita la comercialización de electricidad al interior de las zonas de concesión de las empresas de distribución, todo ello con rentas reguladas. Si bien la ley augura solución de problemas permanentes, lamentablemente no hay claridad en su aplicación por la inexplicable ausencia y publicación paralela del nuevo reglamento de la ley, ya que el vigente ha quedado implícitamente derogado en los aspectos de peajes, que se refieren a conceptos ya no vigentes.

La nueva normativa clasifica los sistemas de transmisión (líneas y subestaciones) en 3 tipos: los Troncales (T), que son aquellos imprescindibles para posibilitar el abastecimiento integral del sistema eléctrico completo; los de Subtransmisión (S), que son los que permiten abastecer los consumos en zonas de concesión de empresas distribuidoras; los adicionales (A) son el resto, es decir los destinados principalmente a inyectar producción de las centrales generadoras o bien que se refiere al último tramo que permite retirar electricidad para consumo de los clientes no-regulados.

Los sistemas T y S son de acceso abierto y se identifican y se tarifican por tramos por decreto Ministerio de Economía. Los sistemas T tienen un área de influencia común (AIC) que se determina como aquella parte que simultáneamente concentra el 75% de las inyecciones, 75% de los retiros para clientes y cuya densidad de uso es máxima.

Toda empresa eléctrica que inyecta o retira electricidad debe pagar costos de T+S+A 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. El subsidio debe aportarse por los demás generadores a prorrata de sus inyecciones.

Los costos tarificados son los de inversión y de operación, mantenimiento y administración determinados por el resultado de licitaciones de mercado cada 4 años. Derivan de estudios de transmisión con horizonte a 10 años en cuyo proceso intervienen los “participantes” (generadores, transmisores, distribuidores y usuarios no regulados). También hay cabida a intervenir quienes postulen e integren un registro de “usuarios distintos a los participantes y de instituciones interesadas”.

Controversias en el proceso o en las bases de licitación del estudio deben ser sometidas al Panel de Expertos, constituido por 7 profesionales (5 ingenieros y 2 abogados), designados por 6 años por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia y remunerados a razón de 320 UTM, señalando la ley que deben evacuar dictámenes en plazos máximos de 30 días, incluidos eventos de audiencias públicas.

La nueva norma obliga a la transparencia en las boletas o facturas que efectúen las empresas de distribución a sus clientes, las que deberán señalar separadamente los cobros por concepto de energía, potencia, transmisión troncal, subtransmisión, distribución y cualquier otro cargo.