Las anunciadas rebajas de las tarifas eléctricas se aplicarán el próximo semestre, dijo el biministro de Economía y Energía. Esto, en compensación tanto por el error de la Comisión Nacional de Energía, de haber realizado un doble ajuste por IPC en el cálculo de los Precios de Nudo de Promedio (PNP) (aunque hasta ahora el impacto de ello casi no ha sido traspasado a los consumidores), como por el exceso de valoración de activos revelado por la empresa de transmisión Transelec. Ambos conceptos suman unos US$ 230 millones. En cambio, la aplicación del alza de precios por el retraso en la fijación de los cargos de distribución, que suma un monto mucho mayor, quedaría para el próximo gobierno.

Esta situación confirma la necesidad de cambios en la institucionalidad eléctrica y en la forma en que opera la regulación tarifaria en Chile. Al respecto, es pertinente preguntarse por qué tardan tanto estos procesos en el sector eléctrico, y en particular en el de distribución. En efecto, cabe considerar que cada cuatro años debe realizarse el cálculo del “valor agregado de distribución” (VAD), que remunera a la red de distribución y constituye un componente de la cuenta eléctrica. Sin embargo, el proceso correspondiente a 2020-2024, que debía haberse aplicado desde 2020, solo concluyó en 2024, lo que generó un rezago de tarifas estimado en US$ 800 millones, cifra que ahora aumentará debido a la decisión de seguir dilatando su implementación.

Varios elementos inciden en la complejidad de estos procesos. Desde luego, el esquema regulatorio de empresa modelo se basa en supuestos irreales; debería ser reemplazado por esquemas, como los usados en otros países, que incorporan incentivos a la eficiencia, pero que son más realistas y de menor complejidad de cálculo. Otro factor es que, debido a que los costos dependen de la densidad de habitantes en la respectiva zona de concesión, se hace necesario construir varios modelos, uno para cada tipo de ciudad. En el pasado, para simplificar, había pocas áreas típicas, lo que dejaba con pérdidas a distribuidoras con concesiones menos densas que las del área que se les aplicaba. Para evitarlo, se aumentó el número de esas áreas típicas, con el consiguiente aumento de complejidad.

Pero el proceso además es engorroso. Una vez definidas las áreas, se debe licitar la elaboración de los modelos a un consultor, junto con bases técnicas que especifiquen cómo se realizará el estudio. Antes de ser aprobadas, estas bases pueden ser observadas y, luego de corregirse por la CNE, pueden ser nuevamente cuestionadas ante un panel de expertos. Con las bases definitivas, el consultor debe emitir su informe en 8 meses, tras lo cual es corregido por la CNE para a continuación iniciarse otro proceso de observaciones, correcciones y discrepancias. Hay, además, otras etapas de observaciones y de verificación de que la rentabilidad agregada de las empresas se encuentre en el rango permisible. Esto requiere conocer el valor de todas las instalaciones de distribución —transformadores, cables, postes, subestaciones, etc.—, lo que se denomina el Valor Nuevo de Reemplazo. Finalizada esta revisión, se pueden publicar los resultados del proceso tarifario en el Diario Oficial, pero esto a menudo se retrasa por razones políticas.

En este escenario, la idea de aplicar ahora las rebajas y, en cambio, traspasar las alzas al próximo mandato tiene similitud con otras decisiones de esta administración que siguen la lógica de evitar pagar hoy costos políticos y dejárselos a quienes asuman en marzo. Más aún, no es descartable que, de perder el poder, el actual oficialismo y sus bases, en una actitud que sería rayana en la hipocresía, se opongan a estas mismas alzas cuando toque al siguiente gobierno tener que concretarlas. Para evitar que estas situaciones se repitan, se requiere una reforma que simplifique los procesos y elimine la discrecionalidad en la decisión de aplicar las nuevas tarifas.