Los nuevos equipos de medida son digitales, gracias a lo cual podrán comunicarse en línea con los sistemas de la compañía para, próximamente, poder monitorear de manera continua el estado del suministro de la vivienda. De todas maneras, es importante reforzar que, ante cualquier situación de falta de suministro, los clientes se contacten con la empresa siempre desde los números telefónicos registrados al momento de la inscripción.

“Los pacientes electrodependientes son nuestra prioridad, por lo que trabajamos permanentemente para mejorar la calidad de su servicio. En esa línea, decidimos comenzar a implementar desde ya el recambio de sus equipos de medida como una acción preventiva ante posibles emergencias”, comentó Víctor Hugo Balbontín, gerente de Operación y Mantenimiento de Enel Distribución.

Coordinación de visita

La compañía está contactando telefónicamente a todos los clientes inscritos en su registro de electrodependientes para coordinar una visita. La instalación del equipo nuevo es ejecutada por personal técnico que lleva una credencial con sus datos de identificación.

Cabe destacar, además, que con el nuevo equipo de medida el descuento de consumo en la cuenta del cliente electrodependiente se mantiene sin cambios.

Enel Distribución cuenta desde 2012 con un catastro de domicilios donde residen pacientes en esta condición, a quienes se ofrece atención especial en caso de interrupciones de suministro. Para ello, la compañía habilitó una plataforma prioritaria exclusiva para atención telefónica de personas electrodependientes.

Así, ante una eventual interrupción del suministro eléctrico, se debe dar aviso a los números 800 800 696 (gratuito), 600 696 0000 o 22 696 0000. Para más información, hacer clic en el siguiente link

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La iniciativa ya había sido aprobada en general en la Sala en agosto pasado y había vuelto a la Comisión de Minería para el análisis de indicaciones y ponderar junto a expertos las medidas tomadas por la Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia de Electricidad y Combustible.

En este segundo informe en la Sala, el proyecto establecía que el retiro y reposición del empalme y medidor sería íntegramente de cargo de la empresa distribuidora de energía siempre que a inutilización de la obra se haya producido por una fuerza mayor, como sismo, salida de mar, temporal u otra calamidad y que la autoridad competente (la Presidencia de la República) haya declarado zona de catástrofe.

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Sin embargo, tras el debate en el hemiciclo se aprobó una indicación que eliminaba como requisito la determinación de un estado de excepción constitucional, como lo es la zona de catástrofe.

Artículo transitorio

El proyecto en discusión también contempla un artículo transitorio que señalaba que el cambio de medidores realizado por las empresas distribuidoras con posterioridad a la entrada en vigencia del Decreto Supremo tarifario (5T Valor Agregado de Distribución) interperíodo, del 28 de septiembre de 2018, del Ministerio de Energía y hasta la entrada en vigencia de esta ley no generará derecho alguno a las citadas empresas a cobrar por su instalación, arrendamiento o uso.

Esta norma contó con el respaldo unánime de 144 votos. Tras esta votación, la iniciativa fue despacha a segundo trámite al Senado.

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«Tenemos el convencimiento de que la modernización del sistema eléctrico debe estar centrada en las personas, en tener una mayor seguridad, calidad de servicio y menores tiempos de falla e interrupciones. Es por esto que creemos que los medidores deben ser implementados, pero no a cualquier costo, y sacar el mayor provecho de ellos en el menor tiempo posible», planteó la autoridad.

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Medidas

Estas fueron las medidas anunciadas por la ministra Jiménez:

• Explorar que las empresas distribuidoras compren a los propietarios sus actuales medidores usados, los que quedarán en desuso al momento de recibir el medidor inteligente, lo que significaría «un beneficio directo a los bolsillos para 4,8 millones de consumidores».
• La empresa eléctrica deberá informar al usuario las nuevas tarifas a las que podrá acceder en virtud del cambio de medidor, incluyendo una simulación de la cuenta final a partir de supuestos de consumo tipo. La Comisión Nacional de Energía ampliará el menú de tarifas a los que puede acceder el usuario, «de forma que estos pueden reducir su costo de energía. Se estima que estas reducciones podrían alcanzar, a lo menos, un 5% de la cuenta de electricidad, lo que equivale a $1.000 de una cuenta tipo de $20.000».
• La Superintendencia de Electricidad y Combustibles definirá el procedimiento de cambio de medidores a fin de reducir las molestias que la instalación de los nuevos artefactos puede generar en los usuarios, por lo que se establecerá un protocolo que regulará el proceso, desde la notificación anticipada, el consentimiento del usuario respecto a aceptar el recambio y el proceso de instalación y reclamos.
• Las empresas distribuidoras deberán priorizar el recambio de medidores de quienes así lo soliciten, así como el caso de consumidores que se acojan a la Ley 20.571 de generación distribuida, tan pronto como requieran una nueva conexión. Para lo anterior, deberán implementar una plataforma en su sitio web para que los usuarios puedan requerir el reemplazo del medidor correspondiente.
• El Gobierno instruirá a la SEC para que dedique a un equipo especializado que fiscalice la certificación, instalación, mantención y reposición de los nuevos medidores, además de atender las dudas y reclamos que surjan de parte de los usuarios, velando por su pronta y oportuna respuesta por parte de las empresas.

La ministra recordó que el Ministerio de Energía se encuentra trabajando en un proyecto de ley que reforma el sector distribución eléctrica «para modernizarla, ampliar la competencia, revisar la eficiencia del sistema y asegurar que la tarifas finales sean las más bajas posibles», agregando que en esta propuesta se revisarán elementos clave del proceso tarifario, como la rentabilidad de las empresas distribuidoras».

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«En este llamado internacional participaron varios fabricantes a nivel mundial, donde los equipos representados y distribuidos por Alema, superaron las evaluaciones técnicas, cumpliendo con cada una de las etapas del proceso de evaluación, entre los cuales destaca la homologación técnica, pruebas de terreno y laboratorio», informó la empresa a través de un comunicado.

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En 2018 Alema se había adjudicado, con la misma Cooperativa Eléctrica, la licitación de medidores de prepago monofásicos y trifásicos. Este año, el llamado contempló en forma adicional medidores monofásicos simples y medidores trifásicos especiales para la medición directa e indirecta de sus clientes industriales, lo cual confirma la confianza de la eléctrica con Alema, en cuanto a la calidad, tecnología y performance de sus equipos.

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El texto, que consiste en un artículo único, fue modificado sustancialmente en el Senado, profundizando y especificando la norma que había sido planteada por la Cámara de Diputados.

Conforme al texto ratificado, 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 pertinentes 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.

Para efectos de lo dispuesto en la presente ley, los usuarios que a la fecha de su publicación en el Diario Oficial sean propietarios de medidores o empalmes mantendrán dicha titularidad hasta que se produzca el cambio de alguna de estas instalaciones por parte de la concesionaria del servicio público de distribución o de aquel que preste el servicio de distribución.

Respecto de usuarios que sean propietarios del medidor o empalme, la concesionaria del servicio público de distribución o aquel que preste el servicio de distribución, a partir de la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, deberá asumir íntegramente el costo del retiro o desmantelamiento del empalme y del medidor, así como la ejecución o instalación del empalme y del medidor cuando sea necesaria su reposición, siempre que la inutilización o destrucción de dichas instalaciones se haya producido por fuerza mayor, como terremoto, salida de mar, temporal u otra calamidad, y que la autoridad competente haya decretado estado de catástrofe, de conformidad con la normativa vigente.

El retiro o desmantelamiento y la ejecución o instalación del empalme y del medidor señalados no estarán condicionados a la inexistencia de servicios impagos, ya sea total o parcialmente, al momento en que se produzca la fuerza mayor y se decrete estado de catástrofe por la autoridad competente.

La iniciativa también plantea que los decretos tarifarios respectivos podrán ser modificados para incorporar los mayores costos asociados a esta ley y a los estándares y exigencias de calidad y seguridad de servicio y de suministro que establezca la normativa técnica dictada por la Comisión Nacional de Energía, debiendo evitar, en todo momento, el doble pago de servicios o infraestructura.

Por último, entre otras normas, se indica que las obligaciones establecidas en la presente ley (salvo en los casos de inutilización por fuerza mayor, recién descritos), entrarán en vigencia a partir de la publicación y vigencia de los decretos tarifarios que incorporen los mayores costos en la prestación del servicio público eléctrico asociados a las exigencias de esta ley.

[Distribuidoras estarían obligadas al retiro y reposición del empalme y medidor]

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Esto porque la instancia, una suerte de tribunal que dirime las discrepancias de este sector, validó la postura de la autoridad que en el informe técnico de «Fijación de Fórmulas Tarifarias de Servicios no consistentes en suministro de energía, asociados a la distribución de electricidad», que es parte del proceso de fijación tarifaria, estableció este cobro en $7.034, lo que motivó el reclamo en junio de las concesionarias Enel Distribución y Chilquinta, que pidieron emplear valores superiores de $ 9 mil y $ 10.085, respectivamente, mientras que CGE Distribución planteó un precio de $ 14 mil por equipo.

«El gobierno, a través de la Comisión Nacional de Energía, siempre velará por el interés de los consumidores, haciendo que las empresas sean más eficientes en su gestión», señaló el secretario ejecutivo de la entidad, Andrés Romero, quien añadió que en «en este caso, evitamos alzas de hasta 100% en el precio de los medidores».

El dictamen del panel de expertos se suma a uno anterior que obtuvo la entidad por la rentabilidad de las distribuidoras de gas, que mantuvo la Tasa de Costo de Capital (TCC) de dicha industria entre 6 y 6,7%. En este dictamen los integrantes del panel, sin embargo, advirtieron que la rentabilidad efectiva de las empresas no necesariamente llegará a las cifras planteadas por la CNE, puesto que «no se trata de una rentabilidad asegurada», reza el fallo.

Añaden que «es poco probable que alguna distribuidora de gas sobrepase la tasa establecida porque el efecto para una empresa de exceder su tasa de rentabilidad máxima es reducir en, al menos, 3% su rentabilidad».

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El 70% de los medidores eléctricos, unos 4,2 millones de equipos, son propiedad de los clientes, y el 30% restante pertenece a las empresas distribuidoras de luz, señalan en el Ministerio de Energía. Sus valores oscilan entre los $20.000, los más viejos, a $300.000, los inteligentes o smart metering . El costo depende además del tipo de cliente, el uso que tiene el equipo y la tecnología asociada, precisa Ignacio Santelices, jefe de la división de Eficiencia Energética de dicha cartera.

El funcionario explica que hay interés del Gobierno en recambiar los equipos debido a que los nuevos medidores permiten entregar datos exactos del consumo del usuario, compararse con otros y gestionar mejor la red. Santelices detalla que los medidores inteligentes también implican ventajas a las empresas, dado que mejora la lectura de la facturación, que se hace de manera remota en estos equipos nuevos.

Por eso el Gobierno estudia el reemplazo para el mediano plazo y está evaluando qué tecnología usar y en qué período realizar el recambio, admite el Ministerio de Energía.

Pero no solo el Gobierno busca esta mejora tecnológica. Algunas empresas quieren adelantarlo porque las compañías distribuidoras pueden tener un mayor conocimiento de sus redes eléctricas, lo que permite optimizar su funcionamiento, destaca Ignacio Santelices.

Ya hay casos de recambio. Enel Distribución (ex Chilectra) y Chilquinta han hecho reemplazos de medidores, tanto para rentabilizar su negocio -la primera de estas firmas tiene una filial en Italia que fabrica estos equipos- como por eficiencia.

Por su parte, CGE -ligada a Gas Natural Fenosa y que es la mayor distribuidora del país, con 2,7 millones de clientes- va en un camino muy distinto. La firma considera que la prioridad del país debe ser reforzar las redes para evitar apagones, antes que cambiar los medidores. «Si bien estamos avanzado en introducir tecnología smart, nos parece que la prioridad está en cumplir las metas que el país se ha puesto en torno a mejorar la disponibilidad de suministro», dice Eduardo Apablaza, gerente general de CGE. Y es que hoy «el país posee un indicador (más de 10 horas de cortes de luz al año) muy por sobre los que tienen los países desarrollados y nuestra idea es acortar esa brecha», agrega.

Valor: desde $100.000

Un factor clave es el valor de los medidores y quién paga por el cambio. Los equipos inteligentes cuestan desde $100.000 en adelante hasta $300.000, pero como incluyen sistemas centralizados de gestión, hay que añadir ese gasto extra. También se pueden abaratar dependiendo de las economías de escala, comentan las distintas empresas.

Hasta ahora se han hecho experiencias pilotos, donde los equipos han sido solventados por las propias compañías, como es el caso de Enel Distribución. Un tema aún no resuelto es quién paga la instalación y el equipo cuando este es del cliente. Tampoco está claro el costo global. Enel fabrica sus medidores a través de e-distribuzione SpA de Italia y a nivel mundial opera más de 40 millones de estos equipos. Esta firma explicó que es difícil dar una cifra total porque no solo se incluye el equipo, sino también el sistema de comunicación, los concentradores de datos y el sistema de gestión.

Discrepancias en las prioridades

Cada empresa pondera de manera diversa el recambio. Para Enel Distribución (ex Chilectra), es clave. Gianni Ceneri, encargado de Enel para este tema en Latinoamérica, destaca que los nuevos equipos tienen varias ventajas: lectura a distancia, la posibilidad de acceder a tarifas flexibles y diferenciadas por horarios. Pero como el flujo de información es bidireccional, el cliente puede tener paneles solares y vender sus excedentes de energía, inyectándolos a la red eléctrica, sostiene Ceneri. «Las personas pueden tener un valor estimado de su cuenta al fin de mes, compararse con el consumo de sus vecinos o incluso recibir alertas y notificaciones de posibles situaciones (apagones) de servicio eléctrico», resalta este ejecutivo. Enel Distribución es la segunda mayor distribuidora del país, con 1,8 millones de clientes en 33 comunas de la Región Metropolitana.

Por otro lado, el Grupo CGE -que opera entre Arica y Temuco, además de Magallanes- se ha enfocado en invertir en «las zonas donde la red es más débil, donde la línea eléctrica está más expuesta por características geográficas o donde no hay redundancia (respaldo)», afirma su gerente general, Eduardo Apablaza. Así, detalla que hay inversiones en nuevas líneas en la Región de Atacama, el sur de la Región Metropolitana y Arauco, entre otras zonas.

Además, el gerente de CGE hace ver que en Chile aún hay zonas donde no hay luz, por lo que la compañía lleva adelante 15 programas de electrificación rural y está evaluando otros 48.

El grupo Saesa, que distribuye luz a través de sus empresas Frontel, Saesa, LuzOsorno y Edelaysen, va por los dos caminos: reforzar líneas eléctricas y renovar medidores. Francisco Alliende, gerente general de la compañía, señala que «el suministro continuo es nuestra prioridad y los medidores inteligentes van a permitir un avance en esto también».

La firma -controlada por los fondos canadienses Ontario Teachers Pension Plan y Alberta Investment- atiende a más de 815.000 clientes en distintas regiones del sur, «en una dispersión geográfica importante y llegar a todos los clientes implica desafíos diferentes a los que se ven en las grandes ciudades», dice Alliende.

En el caso de Chilquinta, esta empresa implementó el proyecto Medida Inteligente que abarca 7.000 clientes industriales y comerciales.

[Enel Distribución destacó instalación de 50.000 medidores inteligentes en 2016]

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