Mientras Chile aspira llegar al año 2030 a las cuatro horas promedio del tiempo total en que el suministro eléctrico está interrumpido durante un año calendario, los países desarrollados miden en minutos sus metas de calidad de servicio. El objetivo de política pública en Chile, incluso, apunta a llegar a una hora promedio en el año 2050. Una aspiración que por estos días parece ser una quimera para las decenas de miles de clientes, sino centenares de miles, que han quedado a oscuras o sin calefacción, por el corte del servicio básico.

Todo, por cierto, en medio de los distintos frentes de mal tiempo, debidamente pronosticados y que, aún así, parecieron tomar por sorpresa a algunas empresas de distribución eléctrica de la Región Metropolitana.

La realidad es que Chile en los últimos cinco años promedia menos de 13 horas de cortes de suministro al año. Así lo revelan las cifras que el organismo fiscalizador del sector, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) publica mensualmente, con dos meses de desfase.

Eso sí, su último dato disponible, correspondiente a febrero de 2024, es el más alto de los últimos siete años, influenciado por los masivos cortes de luz que afectaron a la región de Valparaíso, en medio de los incendios que azotaron a localidades completas de Viña del Mar, Quilpué y Villa Alemana. Con los eventos climáticos de abril y mayo, es esperable que el presente ejercicio marque una tendencia alcista. Al menos en una parte.

Y es que los reportes estandarizan la medición de la calidad de servicio por medio de los denominados Saidi (System Average Interruption Duration Index), la sigla en inglés para el índice utilizado ampliamente en la industria. Un indicador que, al promediar la realidad de todo el país, esconde variaciones relevantes entre comunas y regiones, donde pueden pasar días sin luz en sus hogares.

Pero, ¿qué hacen las empresas para mejorar su servicio? Presentan una vez al año planes de mantenimiento para la red, conocidos como Plan de Acción o Planes de Invierno. Allí detallan el número de obras y los montos de inversión asociados. Para 2024, según datos de la SEC a los que tuvo acceso Pulso, las empresas de distribución eléctrica a nivel nacional presentaron 410 planes, un 8% más que en 2023, y por un total de $24.352 millones.

El detalle de dichos planes da cuenta de cómo algunas empresas están gastando mucho más que otras. Por ejemplo, CGE informó inversiones asociadas al mantenimiento de sus redes por $13.008 millones. El 53% del total. En cambio Enel Distribución, informó un gasto de $3.416 millones. El 14% del total.

Otro dato grafica la disparidad en la respuesta de estas empresas. En la cita que los representantes de las distribuidoras sostuvieron este lunes con la SEC, el fiscalizador enrostró a Enel que había desplegado un total de 117 cuadrillas, 80 pesadas y 37 livianas, para atender las interrupciones de suministro de la segunda semana de mayo, mientras que CGE había desplegó 78, 30 pesadas y 48 livianas. Eso, considerando que la distribuidora de capitales italianos atiende a más de 2 millones de clientes en la Región Metropolitana, mientras que la de capitales asiáticos, atiende a poco más de 570 mil.

Así las cosas, Enel tenía una cuadrilla desplegada por cada 17.129 clientes, y CGE tenía una por cada 7.312. Además, al 10 de mayo, Enel mantenía aún un total de 422 clientes con más de 60 horas sin suministro eléctrico, y CGE ninguno.

Todo, luego de una semana convulsionada , luego de las nevadas registradas el 7 de mayo en sectores precordilleranos, que dejaron a más de 300 mil clientes sin luz en el país. 231 mil eran de la RM y cerca de 120 mil, clientes de Enel.

Los eventos extremos parecen ser los únicos capaces de lograr cambios en el sector de la distribución ecléctica. Uno, como repiten sus actores, hiperregulado, ya que las empresas actúan como monopolios, por lo tanto cobran de acuerdo a lo que los procesos tarifarios les permiten cobrar, y hacen inversiones de acuerdo a lo que dichas tarifas les permiten cubrir y reconocer.

El 15 de julio de 2017 una inusual e intensa nevada cubrió gran parte de las comunas de la Región Metropolitana. Dicho evento tuvo tal repercusión, que el año cerró con el promedio más alto de horas de suministro eléctrico interrumpido. Y aunque ello motivó ciertos cambios a normas técnicas, en realidad la ley madre del sector data desde 1982. Es decir, tiene 42 años vigente. Y aunque varios destacan que cumplió con impulsar el desarrollo de la red, para el principal gremio que agrupa a las empresas de distribución, Empresas Eléctricas AG, se trata de una regulación obsoleta.

“Sin la infraestructura necesaria en distribución nos arriesgamos al sin sentido de tener una matriz energética limpia y renovable, pero a nivel domiciliario se continúe, por ejemplo, utilizando leña, parafina o carbón para calefacción y el petróleo y la gasolina para el transporte”, dijo ante la comisión de Energía del Senado, el presidente ejecutivo del gremio, Juan Meriches, en una sesión celebrada en abril.

Meses antes, el último informe de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), publicado en octubre de 2023, alertaba del agotamiento del esquema regulatorio chileno, basado en la “Empresa Modelo”.

“En Chile varios estudios destacan que la aplicación actual del enfoque de Empresa Modelo en el país necesita cambios para incentivar mejor aspectos como la innovación, las inversiones proactivas y la mejora de la calidad del suministro” dijo ese informe, que además prevé que en los próximos 30 años, las inversiones en redes se van a duplicar a nivel mundial y el 80% va a ir a redes de distribución.

El esquema del sector, conocido como “Empresa Modelo” consiste en crear una empresa ficticia, con indicadores de calidad de servicio que ya contempla cierto nivel de fallas, pero no eventos que suponen desastres, como nevadas, incendios u otros.

“Si uno busca que esas inversiones producto de desastres se consideren como una inversiones necesaria, vamos a ser los más agradecidos de poder ser parte de la solución de una manera rápida”, reconoció el gerente general de Saesa, Francisco Alliende, en la misma comisión del Senado donde participó Meriches.

La manera de mejorar la calidad del servicio, evitando que los vientos o las lluvias afecten el tendido eléctrico, pasa por soterrar las redes. Una solución que cuesta entre seis a diez veces más que levantar postes y mantener los cables al aire. Y ese nivel de gasto, no está contemplado actualmente por la normativa vigente.

“La convivencia de la vegetación con las líneas eléctricas no resiste mucho más en el tiempo. Por más que uno haga mantenimientos, las podas -porque las talas son casi imposibles-, sí o sí en el invierno nos vamos a ver afectados por los vientos o por las ramas, aunque estén fuera de la franja, y la solución que se ha hecho en todos los países que han avanzando en estos temas es soterrar”, reconoció Iván Quezada, gerente general CGE en el mismo evento.

Giuseppe Turchiarelli, gerente general de Enel Chile, aprovechó el VII Foro de Invest Chile para recordar la largamente esperada petición del sector: empujar por una reforma a la distribución.

“Hoy la regulación no da un incentivo a invertir, y eso evidentemente es un problema”, dijo en esa ocasión

Daniel Gómez, gerente de Regulación de Enel Chile, detalló a Pulso la visión de la compañía de capitales italianos sobre esa reforma. “Lo esencial es migrar hacia un modelo que incentive inversiones con mirada de largo plazo. Para ello se requiere disminuir el riesgo retributivo del actual esquema de empresa modelo. Ello debiese ir acompañado también de mejoras al proceso de conexión de generación distribuida y al diseño de tarifas, otorgando la opción de tarifas con señales horarias para incentivar el comportamiento eficiente de la demanda y la gestión de consumos de los clientes”, indicó.

En su visión, el esquema “ya cumplió su objetivo de aumentar la cobertura de las redes al mínimo costo”, por lo que hoy enfrenta desafíos distintos.

“Las regulaciones más modernas mantienen esquemas de incentivos (premios a mejorar la calidad, a disminuir las pérdidas, a la eficiencia operativa, a la satisfacción comercial, etc), pero se encuentran diseñados sobre la base de remunerar los activos reales de las empresas y sus planes de expansión, otorgando certeza para que las empresas inviertan a largo plazo y en mejora continua de sus operaciones”, indicó.

El director de Systep e Investigador Asociado en el Centro de Energía de la Universidad de Chile, Alejando Navarro, remarca que una reforma al sector debe estar centrada en dos pilares: mejorar la calidad del servicio y generar incentivos para adoptar nuevas tecnologías.

“Si la autoridad quiere obligar a una empresa a que haga una inversión, tiene que asegurarle que le va a estar pagando la inversión”, resume.

Pese a que la reforma a la distribución había sido uno de los compromisos adquiridos por el gobierno anterior, en el marco del proceso que congeló las tarifas eléctricas, ello no sucedió.

Pero el actual encargado del área, el ministro de Energía, Diego Pardow, reconoce la pertinencia de dejar planteada esta discusión dentro del actual período de gobierno. “Hemos sido claros en señalar que debemos encontrar una ventana de oportunidad para que un cambio de esta envergadura tenga la viabilidad política necesaria. En ese sentido estamos dispuestos a avanzar en los temas de fondo, pero esto no puede desviar el foco de dos cosas: uno, la cantidad de cuadrillas que las empresas de distribución de energía deben desplegar en las contingencias y que garantice el cumplimiento de la normativa vigente, y dos, la adecuada implementación de la Ley de Estabilización Tarifaria que incluye un subsidio para familias vulnerables y que permitirá, precisamente, ordenar los flujos financieros”, dijo a Pulso.