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La economista senior de Libertad y Desarrollo plantea que Es necesario ordenar el sector eléctrico tras años de distorsiones de precios, pero la solución elegida —socializar deudas, congelar precios de forma selectiva, abrir espacio a decisiones de inversión al margen del modelo de empresa eficiente, e intervenir en contratos entre privados— no resuelve el problema estructural, sino que traslada su costo hacia el futuro.
El 22 de julio el Congreso finalmente aprobó el proyecto de ley de Protección Tarifaria Eléctrica (Boletín N° 18.384-08). Con esto, el Estado reconoce -después de años de atrasos en la fijación de tarifas- una deuda con las empresas eléctricas que supera los $800.000 millones, extiende el subsidio eléctrico hasta 2027 y habilita nuevas herramientas para enfrentar el deterioro en la calidad del suministro. Son objetivos legítimos y hace tiempo pendientes.
El problema no está en que el Congreso haya actuado, sino en el diseño regulatorio con el que decidió hacerlo: varias de las soluciones aprobadas resuelven un problema de corto plazo creando nuevas fuentes de distorsión para el sistema eléctrico.
El primer nudo está en cómo se paga la deuda acumulada. Los retrasos en la fijación del Valor Agregado de Distribución (43 meses para el período 2020-2024, otro tanto para el período 2024-2028) y del Valor Anual de Transmisión por Tramo (29 meses) son, en los tres casos, una falla de gestión del regulador, no una falla de mercado.
La ley, sin embargo, no distingue responsabilidades: todo ese pasivo se contabiliza como Saldo de Normalización Tarifaria dentro del Fondo de Estabilización de Tarifas (FET) y se financia con un cargo transitorio de $5 por kWh que pagarán todos los clientes finales entre 2028 y 2035, sin diferenciar entre un hogar vulnerable y una industria con plena capacidad de absorber el costo.
El propio Ministerio de Energía estimó que, de haberse reliquidado directamente, cerca del 90% de los clientes habría enfrentado un alza inferior al 10% en esta cuenta. Convertir esa deuda en un cargo parejo para todos es, en la práctica, más regresivo que una alternativa focalizada en los hogares y las pymes. A esto se suma que la CNE queda facultada para ajustar ese cargo si el FET se desfinancia, sin contrapesos adicionales conocidos hasta ahora.
El segundo problema es el tratamiento diferenciado para Los Ríos y Los Lagos, regiones que enfrentaban alzas de hasta 19% por generación y transmisión. La ley congela esos precios puntualmente y reparte la diferencia, a prorrata, entre todos los clientes regulados del país.
El objetivo social pudiera ser entendible, pero el criterio para definir quién recibe protección —la magnitud del alza en la cuenta— no responde a la capacidad de pago ni a ningún estándar técnico, y sienta un precedente: si una región puede congelar tarifas por vía legislativa cuando el alza es políticamente sensible, será difícil descartar que se repita en la próxima fijación que afecte a otra zona del país.
Un tercer punto es la facultad que se otorga a la CNE —por mandato del Ministerio de Energía— para promover, por única vez y de forma voluntaria, la renegociación de contratos vigentes entre generadoras y distribuidoras. Que la ley resguarde el carácter voluntario del mecanismo es valioso, pero no elimina el problema de fondo: la sola intervención de la autoridad en una negociación entre privados introduce una señal de riesgo regulatorio sobre contratos que reflejaban las condiciones de mercado vigentes al firmarse y que, en muchos casos, financiaron infraestructura de generación de largo plazo.
El cuarto problema, a mi juicio el más relevante para la regulación de largo plazo del sector, es la vía paralela que la ley abre para remunerar inversión en calidad de servicio. La motivación es real: en 2025 el SAIDI —la duración promedio de las interrupciones que enfrenta un cliente— llegó a 15,2 horas, lejos de la meta de 4 horas para 2035. Pero la solución elegida —convocatorias del Ministerio de Energía para planes de inversión complementarios, remunerados por 20 años y topados en 5% o 20% del Valor Nuevo de Reemplazo— abre un canal para acordar inversiones “por fuera” del estándar de empresa modelo eficiente, el mecanismo que desde hace más de dos décadas evita que las ineficiencias de una distribuidora —que opera en un monopolio natural— se traspasen a los clientes vía tarifa.
Si estos planes terminan remunerando dos veces una misma inversión, el resultado no es solo un mayor costo: es una tarifa que deja de reflejar el costo de una empresa eficiente y aumenta el riesgo de captura regulatoria.
Es necesario ordenar el sector eléctrico tras años de distorsiones de precios, pero la solución elegida —socializar deudas, congelar precios de forma selectiva, abrir espacio a decisiones de inversión al margen del modelo de empresa eficiente, e intervenir en contratos entre privados— no resuelve el problema estructural, sino que traslada su costo hacia el futuro. La alternativa más eficiente frente a alzas tarifarias políticamente sensibles sigue siendo sincerar los precios y establecer subsidios focalizados, financiados con ingresos generales, de modo que el costo no recaiga sobre la totalidad de los hogares y empresas del país.
