Anuario iberoamericano de regulación. Varios autores
consumidores, que “2. Los Estados miembros garantizarán la utilización de sistemas de contador inteligente que contribuirán a la participación activa de los consumidores en el mercado de suministro de electricidad. La aplicación de estos sistemas de medición podrá ser objeto de una evaluación económica de todos los costes y beneficios a largo plazo para el mercado y el consumidor particular, o del método de medición inteligente que sea económicamente razonable y rentable y del plazo viable para su distribución”. En relación con esta evaluación económica, la misma directiva dispone que “[…] los Estados miembros o cualquier autoridad competente que aquellos designen prepararán un calendario con un objetivo de hasta diez años como máximo para la aplicación de sistemas de contador inteligente”. Así, para el año 2020 al menos al 80% de los consumidores deberá disponer de un sistema de contador inteligente, sujetos a una evaluación económica positiva de los costos y beneficios a largo plazo, que debe realizar cada estado miembro3.
De esta forma, comenzó el despliegue de medidores inteligentes en los Estados miembros de la Unión Europea. A mediados de 2011, se habían instalado aproximadamente 42,3 millones equipos, principalmente como resultado de grandes despliegues en Italia, Suecia, Finlandia y Dinamarca (Van der Zanden, 2011).
Por su parte, la implementación de esa Directiva en España, a octubre de 2018, daba cuenta de que Iberdrola ya contaba con 10,6 millones (el 99,9% del total); Endesa, con 11,4 millones (97,5%); Unión Fenosa Distribución, con 3,55 millones (98%); Edp, con unos 654.000 (98%) y Viesgo, con 688.035 (100%) de usuarios con este sistema instalado en sus hogares4. En tanto, en EE.UU. la instalación de los medidores inteligentes alcanzaba los 70 millones en 2016, estimando que al año 2020 su número llegará a 90 millones5.
En definitiva, el mercado global de equipos y servicios de red inteligente se ha expandido rápidamente en los últimos años y se espera que continúe su fuerte crecimiento durante la próxima década. Bajo tal contexto, las políticas gubernamentales, en particular una correcta regulación y el establecimiento de incentivos fiscales adecuados, son factores claves para su implementación de medidores inteligentes en el sector eléctrico de distribución, lo que contribuye a mejorar la confiabilidad, la eficiencia y la seguridad de la red de distribución.
I. REGULACIÓN DE LOS MEDIDORES INTELIGENTES EN CHILE
Dada su novedad, la regulación para implementar en Chile un sistema de medición del consumo de energía “inteligente” es relativamente reciente. En efecto, el año 2012 se dictó la Ley n.° 20.571, denominada Ley de Generación Distribuida, que contemplaba el uso de medidores bidireccionales estáticos (MBE), es decir, centrada en la posibilidad de inyectar energía al sistema eléctrico a nivel de distribución, para lo cual era necesario dictar algunas disposiciones sobre el sistema de medición inteligente6. En todo caso, y como se ha dicho, esta regulación no estaba centrada en implementar un nuevo sistema de medición, sino en permitir que los usuarios pudieran producir energía y aquella fuera inyectada al sistema.
A pesar de que los estudios en la materia daban cuenta de la ausencia de investigaciones multisectoriales, en los que estuvieran presentes cada uno de los actores expertos en las áreas involucradas en el desarrollo armónico y sustentable de las redes inteligentes7, se destacaba la conveniencia de implementar los Sistemas de Medición, Monitoreo y Control (SMMC), considerando que no existían obstáculos técnicos para ello. Sin embargo, aquello requería de políticas públicas, sociales y/o regulatorias claras que permitieran que todos los sectores involucrados funcionaran de forma coordinada, desempeñando roles precisos y bajo una estructura de costos regulada8.
Por tal razón, los medidores inteligentes comenzaron a ser incorporados voluntariamente al sistema por iniciativa de algunas compañías distribuidoras, aunque no se contaba con una norma técnica que estableciera los estándares que debían cumplir estos equipos9.
A fines de 2017, se publicó la Resolución Exenta n.° 706, de la Comisión Nacional de Energía (CNE), que establece la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución (NTD), cuya finalidad era permitir el correcto funcionamiento del sector eléctrico, para lo cual regula los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento de dicho sector.
Esta normativa tuvo como objetivo principal establecer las exigencias y estándares de calidad de servicio para los sistemas de distribución de energía eléctrica10. Junto con ello, la NTD establece que las empresas distribuidoras deberán implementar un SMMC para sus clientes regulados, conforme a las exigencias técnicas que serán establecidas en el Anexo Técnico Sistemas de Medición, Monitoreo y Control. Estos sistemas forman parte del sistema de distribución y permiten la medición, monitoreo y control en los puntos de conexión de los clientes sometidos a regulación de precios. La misma NTD precisa que forman parte de estos sistemas, entre otros, los medidores.
II. LAS MODIFICACIONES INTRODUCIDAS POR LA LEY N.º 21.076 A LA LGSE
En febrero de 2018 se publicó en el Diario Oficial la Ley n.º 21.076, la cual modificó la Ley General de Servicios Eléctrico (LGSE), incorporando el artículo 139 bis que establece: “El empalme y el medidor son parte de la red de distribución y, por tanto, de propiedad y responsabilidad de la concesionaria del servicio público de distribución o de aquel que preste el servicio de distribución. Los decretos tarifarios a que se refieren los artículos 120, 184 y 190, o el que los reemplace, determinarán la forma de incluir en sus fórmulas tarifarias la remuneración de estas instalaciones, así como las condiciones de aplicación de las tarifas asociadas a ellas”.
En definitiva, dicho precepto incorporó dos elementos nuevos a la infraestructura de la red de distribución: el empalme y el medidor. Con ello, el concesionario del servicio público de distribución o de aquel que preste el servicio de distribución, se hace propietario y responsable de dichas instalaciones, pero al mismo tiempo la remuneración de este nuevo costo debe ser incluida en las fórmulas destinadas al cálculo de las tarifas que se cobran a los usuarios finales de dicho servicio.
Ahora bien, esta norma responde a una lógica de regulación económica, en el marco del régimen que le resulta aplicable a las concesionarias, considerando las singularidades en las cuales se presta dicho servicio: un monopolio natural que obliga a la autoridad a la fijación de precios sobre la base de un modelo de empresa eficiente. Por su parte, el hecho de poner de cargo de las empresas estas instalaciones permite aprovechar descuentos por volumen en su adquisición, utilizar la especialización técnica de la CNE y reducir los costos de armonizar distintos tipos de equipos funcionando al mismo tiempo11. A lo anterior se agrega un mejoramiento del servicio y la disminución de costos como consecuencia de las nuevas prestaciones que son asumidas por estos equipos.
Si bien en la intención original de los legisladores no se consideraron estos factores, aquello fue incorporado como un elemento de análisis durante la tramitación del proyecto, particularmente en el Senado, pues resultaba necesario afrontar la necesidad de un cambio tecnológico y determinar la forma en que aquel debía ser implementado, especialmente en relación con los costos que aquello pudiera significar.
En efecto, el proyecto original de la Ley n.° 21.076 tuvo como fundamento la necesidad de poner de cargo de las empresas de distribución de energía eléctrica el retiro y reposición de los servicios de empalme y de medidor, en los casos en los cuales la inutilización o destrucción de dichas instalaciones se haya producido por la ocurrencia de un hecho de fuerza mayor, como un terremoto, la salida de mar, un temporal u otra calamidad12. Así, la iniciativa solo buscaba liberar a los usuarios de la obligación de pagar por estas instalaciones en dichos supuestos, colocándola de cargo de la empresa distribuidora de energía13. Sin embargo, durante la tramitación de la iniciativa, se incorporó a la discusión el tema relativo a la situación jurídica en la cual se encontraban los medidores del consumo de energía eléctrica14. Así, desde una cuestión particular y contingente se llegó a una modificación más ambiciosa, destinada a revisar la