Historia de la Ley

Historia de la Ley

Nº 21.194

Rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica

Téngase presente

Esta Historia de Ley ha sido construida por la Biblioteca del Congreso Nacional a partir de la información disponible en sus archivos.

Se han incluido los distintos documentos de la tramitación legislativa, ordenados conforme su ocurrencia en cada uno de los trámites del proceso de formación de la ley.

Se han omitido documentos de mera o simple tramitación, que no proporcionan información relevante para efectos de la Historia de Ley.

Para efectos de facilitar la revisión de la documentación de este archivo, se incorpora un índice.

Al final del archivo se incorpora el texto de la norma aprobado conforme a la tramitación incluida en esta historia de ley.

1. Primer Trámite Constitucional: Cámara de Diputados

1.1. Moción Parlamentaria

Moción de Sergio Gahona Salazar, Giorgio Jackson Drago, Ricardo Celis Araya, Pablo Vidal Rojas, Daniella Cicardini Milla, Matías Walker Prieto, Francisco Eguiguren Correa y Alejandra Sepúlveda Orbenes. Fecha 14 de marzo, 2019. Moción Parlamentaria en Sesión 4. Legislatura 367.

Modifica la ley General de Servicios Eléctricos, en materia de cálculo del valor agregado por concepto de costos de distribución de la energía

Boletín N°12471-08

Contexto:

El proceso de reemplazo de los antiguos medidores eléctricos, por los denominados “medidores inteligentes”, ha suscitado una gran cantidad de dudas y, derechamente, un descontento general de la ciudadanía, porque más allá que la medida corresponda a una modernización del sistema de distribución, este reemplazo será de costo de los usuarios, con el correspondiente aumento del precio final consignado en la boleta. Por lo anterior, es imperativo buscar una medida y/o medidas, que compensen de alguna manera el costo asumido por los usuarios, ello además, en un contexto de anuncios de nuevas alzas de la tarifa eléctrica a corto plazo.

Antecedentes [1]:

Según señala la Comisión Nacional de Energía (CNE) “la legislación vigente establece como premisa básica que las tarifas deben representar los costos reales de generación, transmisión y de distribución de electricidad asociados a una operación eficiente, de modo de entregar las señales adecuadas tanto a las empresas como a los consumidores, a objeto de obtener un óptimo desarrollo de los sistemas eléctricos.

Uno de los criterios generales es la libertad de precios en aquellos segmentos donde se observan condiciones de competencia. Así para suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 5.000 kW, son considerados sectores donde las características del mercado son de monopolio natural y por lo tanto, la Ley establece que están afectos a regulación de precios. Alternativamente, para suministros a usuarios finales cuya potencia conectada superior a 5.000 kW, la Ley dispone la libertad de precios, suponiéndoles capacidad negociadora y la posibilidad de proveerse de electricidad de otras formas, tales como la autogeneración o el suministro directo desde empresas generadoras. Al primer grupo de clientes se denomina cliente regulado y al segundo se denomina cliente libre, aunque aquellos clientes que posean una potencia conectada superior a 500 kW pueden elegir a cual régimen adscribirse (libre o regulado) por un período de 4 años.

En los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kW en capacidad instalada de generación la Ley distingue dos niveles de precios sujetos a fijación:

1. Precios a nivel de generación-transporte, denominados “Precios de Nudo” y definidos para todas las subestaciones de generación-transporte desde las cuales se efectúe el suministro. Los precios de nudo tendrán dos componentes: precio de la energía y precio de la potencia de punta;2. Precios a nivel de distribución. Estos precios se determinarán sobre la base de la suma del precio de nudo, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, un valor agregado por concepto de distribución y un cargo único o peaje por concepto del uso del sistema de transmisión troncal.

Mientras los generadores pueden comercializar su energía y potencia en alguno de los siguientes mercados:

• Mercado de grandes consumidores, a precio libremente acordado;

• Mercado de las empresas distribuidoras, a Precio de Nudo, tratándose de electricidad destinada a clientes de precio regulado; y

• El Centro de Despacho Económico de Carga del respectivo sistema (CDEC), a costo marginal horario.

El precio que las empresas distribuidoras pueden cobrar a usuarios ubicados en su zona de distribución, por efectuar el servicio de distribución de electricidad, dado por la siguiente expresión:

Precio a usuario final = Precio de Nudo + Valor Agregado de Distribución + Cargo Único por uso del Sistema Troncal

Respecto al valor agregado de distribución, y según lo señala el artículo 182 de la Ley General de Servicios Eléctricos, este se basa actualmente en empresas modelo y debe considerar:

1.- Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes de su consumo;2.- Pérdidas medias de distribución en potencia y energía, y3.- Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, en adelante VNR, de instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización igual al 10% real."

Según el estudio “Metodologi?a de ca?lculo para la tasa de descuento de una empresa eficiente de transmisio?n ele?ctrica” [2], a pesar de que no existe una metodologi?a definida para el ca?lculo de la tasa de costo de capital, sino que esta es fija de 10%, se observa que los expertos reconocen que esta tasa se encuentra sobrestimada en la actualidad. Y no es de extran?arse ya que esta fue fijada hace al menos 30 an?os, cuando en Chile so?lo la tasa libre de riesgo era del orden de 5%. Reconociendo la evolucio?n del mercado es natural pensar que la tasa de costo de capital hoy es distinta.”

El mismo estudio señala que el Panel de Expertos, ha expresado que “una tasa de costo de capital de un 6,5% refleja de mejor manera el costo de capital propio de la empresa.” El referido estudio estimó que el costo de capital para el sector de distribución es de 6.5%. La actual tasa es de 10% real antes de impuestos, sin embargo, dicho estudio estima que en conjunto podría llegar a tener una tasa entre 6% y 14%.

Finalmente, eliminar la tasa fija de 10% de costo capital, y calcularla mediante un procedimiento reglado, que determine realmente dicho porcentaje y valor, debiera repercutir positivamente en el precio final, pagado por los usuarios del sistema.

Objetivo del Proyecto: Modificar el artículo 182, número 3, de la Ley General de Servicios Eléctricos, eliminando la tasa fija de 10%, y reemplazando su cáculo mediante referencia al procedimiento establecido en el artículo 118 y 119 de la misma ley.

Proyecto de Ley

Artículo Único: Modifiquese el artículo 182, número 3, de la Ley General de Servicios Electricos en el siguiente sentido:

- Reemplazece la frase “igual al 10% real”, por el texto: “que será calculada por la Comisión cada cuatro años de acuerdo al mismo procedimiento señalado en los artículos 118 y 119 de la presente ley.”

Artículo Transitorio: El procedimiento de cálculo del costo capital establecido en la presente ley, se aplicará en el periodo inmediatamente siguiente a la fecha de su publicación en el Diario Oficial. Durante el periodo intermedio de tiempo se deberán recalcular las tarifas con una tasa fija de 6,5% de costo capital.

PABLO VIDAL ROJAS

H. DIPUTADO

GIORGIO JACKSON

H. DIPUTADO

Esta Historia de la Ley fue construida con los documentos disponibles a la fecha de publicación de la Ley

1.2. Mensaje

Fecha 17 de abril, 2019. Mensaje en Sesión 18. Legislatura 367.

MENSAJE DE S.E. EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA CON EL QUE INICIA UN PROYECTO DE LEY QUE REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA.

Santiago, 17 de abril de 2019.-

MENSAJE N° 035-367/

A S.E. EL PRESIDENTE DE LA H. CÁMARA DE DIPUTADOS

Honorable Cámara de Diputados:

En uso de mis facultades constitucionales, tengo el honor de someter a vuestra consideración un proyecto de ley que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante e indistintamente “LGSE”, rebajando la rentabilidad de las empresas de distribución y perfeccionando el proceso tarifario de distribución eléctrica.

I. ANTECEDENTES

La institucionalidad y regulación del sector eléctrico ha sido actualizada en los últimos años mediante el desarrollo de diversos instrumentos normativos que han permitido avances en el sector. Sin perjuicio de ello, ha quedado pendiente la modernización del segmento de distribución, cuya revisión es particularmente relevante considerando que se trata del único segmento que interactúa directamente con la ciudadanía.

Es por lo anterior, y poniendo siempre a las personas en el centro del diseño de las políticas públicas, que nuestro Programa de Gobierno dispuso la revisión de la normativa que regula el segmento de distribución, con el fin de ejecutar las reformas necesarias para su modernización.

De esta forma, la “Ruta Energética 2018-2022: Liderando la modernización con sello ciudadano” incluyó, en mayo de 2018, dicho objetivo como uno de los diez mega compromisos.

En virtud de ello, durante el marco de lo definido en el Programa de Gobierno y en la Ruta Energética 2018-2022, el año pasado se inició un proceso pre-legislativo con el fin de implementar una profunda reforma del segmento de distribución, que ha incluido un diagnóstico consensuado de la situación actual, la contratación de estudios técnicos de alta complejidad y sofisticación, junto con instancias participativas de amplia convocatoria, teniendo la convicción de que la modernización de la regulación de la distribución eléctrica debe considerar las inquietudes ciudadanas.

Sin perjuicio del proceso pre-legislativo en curso, entendemos que la ausencia histórica de una actualización del marco regulatorio que rige actualmente a las empresas que prestan el servicio de distribución eléctrica ha llevado a un cuestionamiento ineludible que demanda cambios de manera urgente; por lo que hemos recogido las inquietudes ciudadanas y parlamentarias, teniendo plena convicción respecto a la necesidad de hacer llegar rápidamente la mejor calidad de servicio, con las tarifas más bajas a los clientes.

Un ejemplo de ello es la moción presentada por los H. diputados Pablo Vidal Rojas, Francisco Eguiguren Correa, Ricardo Celis Araya, Sergio Gahona Salazar, Daniela Cicardini Milla, Giorgio Jackson Drago, Alejandra Sepúlveda Orbenes y Matías Walker Prieto, que Modifica la ley General de Servicios Eléctricos, en materia de cálculo del valor agregado por concepto de costos de distribución de la energía (boletín 12.471-08). Dicha iniciativa propone homologar el régimen de tarificación del segmento de distribución con el de otros sectores energéticos, tales como el de transmisión, donde la tasa de actualización es fijada mediante un estudio ad hoc de la Comisión Nacional de Energía.

En virtud de lo anterior, hemos estimado necesario proponer un proyecto de ley que revise la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, que incorpore las modificaciones necesarias a la brevedad posible, con el fin de que sean reflejadas en las tarifas a partir del próximo proceso tarifario.

En efecto, las modificaciones referidas se justifican de manera irrefutable, considerando la nueva realidad económica y sectorial, que no es la misma bajo la cual fue diseñado el marco regulatorio vigente.

Así, hoy la tasa de costo de capital fija de 10% utilizada en el proceso de valorización está desacoplada de la realidad y estabilidad del país. Primero, porque la realidad de las condiciones de acceso a financiamiento difiere significativamente de las condiciones observadas en la década de 1980, cuando se estableció. Segundo, porque el desarrollo tecnológico, la alta penetración y relevancia del servicio eléctrico, y la variación del retorno esperado de mercado, entre otros factores, han disminuido el riesgo y el retorno de las empresas, lo cual no se encuentra reflejado en la tasa fija de la actual regulación. Así, hoy los modelos tarifarios son más sofisticados y calculan una tasa de costo de capital y no una tasa fija.

En consecuencia, la revisión de la tasa de costo de capital debe ecualizar adecuadamente las condiciones de mercado, las señales de eficiencia y mínimo costo para el beneficio de los usuarios, así como una adecuada remuneración y señales de inversión para las empresas que prestan el servicio.

Por otro lado, y en relación al proceso tarifario, se considera la realización de diversos estudios de costos por parte de la Comisión Nacional de Energía y por las empresas distribuidoras o cooperativas eléctricas, en los que cada uno desarrolla su estudio de acuerdo a bases técnicas comunes.

Para efectos de resolver las discrepancias entre el regulador y las empresas, se ponderan los costos determinados en los estudios realizados por la Comisión Nacional de Energía en dos tercios, mientras el tercio restante corresponde a los costos determinados por las empresas.

Dicha ponderación genera estructuralmente incentivos divergentes entre el regulador y las empresas, incrementando las asimetrías de información y dificultando la posibilidad de llegar a resultados que reflejen de manera efectiva los costos eficientes del servicio de distribución.

Finalmente, en relación a la determinación de áreas típicas en los procesos tarifarios, cabe señalar que la regulación actual establece que se realiza a través de una metodología basada en los costos de distribución. Así, se agrupan empresas donde los costos medios de distribución son parecidos entre sí y se selecciona una empresa de referencia. De esta forma, los criterios para la asignación de costos están determinados por las zonas de suministro que proveen las empresas, que poseen distintas condiciones geográficas, climatológicas, proporción de clientes rurales y urbanos, y estructura de propiedad, entre otros factores.

El proceso que determina la empresa eficiente en base a estas áreas típicas, no necesariamente es representativo de las empresas eficientes que resultarían de un análisis similar sobre las demás empresas, distintas de la empresa de referencia, pertenecientes a la misma área típica.

Lo anterior se debe a que el proceso no diferencia adecuadamente la diversidad de realidades nacionales, de negocios, ni de sus clientes, estableciendo tarifas similares a empresas que enfrentan realidades distintas o atienden sectores de negocios o de población no necesariamente comparables. En razón de lo anterior, se hace necesario mejorar la definición de las áreas típicas, de manera tal que se reflejen adecuadamente las condiciones particulares de cada empresa.

II. OBJETIVO DEL PROYECTO DE LEY

El objetivo de este proyecto de ley es entregar un mejor servicio eléctrico en todo el país, que sea reflejado correcta y eficientemente en las tarifas establecidas en la regulación sectorial, a través de:

(i) La fijación de una nueva tasa de actualización, representativa de los riesgos actuales que enfrentan las empresas que prestan el servicio de distribución eléctrica.

(ii) La modernización del procedimiento de determinación y fijación de las tarifas de distribución, a fin de determinar adecuadamente los costos eficientes de prestar el servicio de distribución, evitando asimetrías de información y permitiendo la participación de los agentes interesados de forma transparente y contestable, basado en argumentos técnicos, jurídicos y económicos.

(iii) Una nueva definición de “áreas típicas” que reflejen adecuadamente los costos de la empresa modelo que actúe de manera eficiente y cumpla con las exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa.

III. CONTENIDO DEL PROYECTO DE LEY

El proyecto de ley se estructura en un artículo permanente y uno transitorio.

El artículo único permanente introduce una serie de modificaciones en la Ley General de Servicios Eléctricos y se estructura en las siguientes materias:

(i) Determinación de una nueva tasa de actualización de las empresas;

(ii) Fijación de un nuevo procedimiento para la realización de los estudios tarifarios en materia de distribución de energía eléctrica;

(iii) Perfeccionamiento de la definición de “áreas típicas”.

En el artículo transitorio, el proyecto de ley contempla expresamente que sus disposiciones se aplicarán al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, así como también al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuere pertinente.

En consecuencia, tengo el honor de someter a vuestra consideración, el siguiente

PROYECTO DE LEY:

“Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

1) Reemplázase, en el numeral 3 del artículo 182, parte final, la expresión “igual al 10% real anual” por “de acuerdo a lo establecido en el artículo 182° bis”.

2) Incorpórase un artículo 182° bis, nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo 182° bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años de acuerdo al procedimiento señalado en el presente artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento.

El riesgo sistemático señalado, se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.

La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá a un mes y corresponderá al mes calendario de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización.

El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.

La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.

De este modo, la tasa de actualización será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

Antes de cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, la Comisión deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en el presente artículo.

Finalizado dicho estudio, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183° bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico señalado precedentemente deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.”.

3) Reemplázase el artículo 183°, por el siguiente:

“Artículo 183°.- Las componentes indicadas en el artículo anterior se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, oyendo previamente a las empresas. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo siguiente y el reglamento.”.

4) Incorpórase un artículo 183° bis, nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo 183° bis.- En un plazo máximo de 30 días contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo precedente, la Comisión abrirá, por un plazo de un mes, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, en adelante “participantes”, quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos, de acuerdo con las normas de esta ley.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión comunicará en su página web y en un medio de amplio acceso el llamado a registro y la información que los participantes deberán presentar.

En todo caso, los antecedentes que solicite la Comisión para constituir dicho registro deberán estar destinados a acreditar la representación, el interés y la correcta identificación de cada participante y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Los participantes registrados y las empresas concesionarias podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y administrativas y al estudio de costos, así como presentar discrepancias ante el Panel, cuando corresponda.

Las notificaciones y comunicaciones a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Los participantes debidamente inscritos en el registro no podrán participar en la elaboración del estudio de costos a que se refiere el artículo precedente.

En un plazo máximo de treinta días corridos de finalizado el proceso de registro de participantes, la Comisión comunicará, por medios electrónicos, a estos últimos y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas y administrativas preliminares del estudio de costos.

Estas bases deberán establecer, a lo menos, los requisitos, antecedentes y la modalidad de presentación de ofertas. Asimismo, deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, así como los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo eficiente y todo otro aspecto que se considere necesario definir en forma previa a la realización del estudio.

A partir de la fecha de la comunicación de las bases preliminares y dentro del plazo de quince días, los participantes y las empresas concesionarias de distribución podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un término no superior a veinte días, la Comisión comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas y administrativas corregidas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las bases corregidas, los participantes y las empresas concesionarias podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro de un plazo máximo de 15 días vencido el plazo para la presentación de las discrepancias y deberá resolverlas dentro de los treinta días siguientes a la audiencia pública, de acuerdo a lo señalado en el artículo 211.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días a través de una resolución que se publicará en un medio de amplio acceso y se comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución.

El estudio de costos será licitado en conformidad a las normas de compras públicas y adjudicado en conformidad a las bases técnicas y administrativas antes referidas, siendo ejecutado y supervisado por un comité integrado por representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo a los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa, dos representantes del Ministerio y dos representantes de la Comisión, uno de los cuales presidirá el referido comité. El llamado a licitación, la adjudicación y firma del contrato lo realizará la Comisión.

La Comisión establecerá el procedimiento para la constitución y funcionamiento de este comité.

El estudio de costos será financiado íntegramente por la Comisión y deberá ejecutarse dentro de un plazo máximo de ocho meses a partir de la adjudicación.

El consultor al que se adjudique el estudio deberá prestar el apoyo que sea necesario a la Comisión hasta la dictación del correspondiente decreto tarifario.

Los resultados del estudio de costos deberán especificar, para cada área típica de distribución, a lo menos, lo señalado en el artículo 182.

La Comisión dispondrá de un plazo de tres meses para revisar, corregir y adecuar los resultados del estudio de costos y notificar, por medios electrónicos, a las empresas concesionarias de distribución, así como a los participantes, un informe técnico preliminar elaborado sobre la base de dicho estudio, el que se contará desde el momento en que el comité otorgue su conformidad al estudio.

El informe técnico preliminar deberá contener, al menos, las materias señaladas en el artículo 182.

En caso que los participantes y las empresas concesionarias de distribución tengan observaciones técnicas respecto del informe técnico preliminar, deberán presentarlas a la Comisión dentro de los quince días siguientes a su notificación. La Comisión, en un plazo de cuarenta y cinco días, contado desde la fecha de recepción de las últimas observaciones, deberá comunicar, por medios electrónicos, la resolución que contenga el informe técnico corregido, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones técnicas planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la notificación de la resolución señalada en el inciso anterior, las empresas concesionarias y los participantes podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o fueron acogidas parcialmente. Del mismo plazo dispondrá quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico para solicitar que se mantenga su contenido, en caso de haberse modificado éste. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro de un plazo máximo de veinte días contado desde el vencimiento del plazo para presentar las discrepancias y deberá evacuar su dictamen en el plazo de cuarenta y cinco días contado desde la referida audiencia.

Las bases del estudio de costos agruparán los costos del estudio en diferentes categorías sobre las cuales se podrá discrepar. En cada categoría, y para cada área típica de distribución, el Panel sólo podrá optar por el resultado del informe de la Comisión, la alternativa planteada por un participante o por una empresa concesionaria para el conjunto de sus discrepancias presentadas en dicha categoría. El Panel no podrá elegir entre resultados parciales de costos, o entre criterios que se hubiesen presentado como observaciones, sino sólo entre valores finales.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los cinco días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de treinta días, contados desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes, incorporando e implementando lo resuelto por el indicado Panel.

Junto con el informe técnico definitivo señalado en el inciso anterior, la Comisión propondrá al Ministerio de Energía las fórmulas tarifarias para el siguiente período tarifario.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en el presente artículo.”.

5) Reemplázase en el artículo 185, inciso segundo, artículo 187 y artículo 193, inciso primero, la frase “antes de impuestos”, por “después de impuestos”.

6) Elimínanse los artículos 188° y 189°.

7) Reemplázase el literal m) del artículo 225°, por el siguiente:

“m) Áreas típicas de distribución: áreas en las cuales los costos de prestar el servicio de distribución son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.”.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Artículo único.- Lo dispuesto en la presente ley se aplicará al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, así como también al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuere pertinente.”.

Dios guarde a V.E.,

SEBASTIÁN PIÑERA ECHENIQUE

Presidente de la República

FELIPE LARRAÍN BASCUÑÁN

Ministro de Hacienda

RICARDO IRARRÁZABAL SÁNCHEZ

Ministro de Energía (S)

1.3. Oficio Indicaciones del Ejecutivo

Indicaciones del Ejecutivo. Fecha 23 de mayo, 2019. Oficio

FORMULA INDICACIONES AL PROYECTO DE LEY QUE REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA. (BOLETÍN N°12.567-08).

_______________________________

Santiago, 23 de mayo de 2019.-

Nº 056-367/

A S.E. EL PRESIDENTE DE LA H. CAMARA DE DIPUTADOS

Honorable Cámara de Diputados:

En uso de mis facultades constitucionales, vengo en formular las siguientes indicaciones al proyecto de ley del rubro, a fin de que sea considerada durante la discusión del mismo en el seno de esa H. Corporación:

AL ARTÍCULO ÚNICO TRANSITORIO

1) Para reemplazar la palabra “único” por la expresión “primero”.

ARTÍCULO SEGUNDO TRANSITORIO, NUEVO

2) Para agregar un artículo segundo transitorio nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo segundo.- El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público, de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos.”.

Dios guarde a V.E.,

SEBASTIÁN PIÑERA ECHENIQUE

Presidente de la República

FRANCISCO MORENO GUZMÁN

Ministro de Hacienda (S)

SUSANA JIMÉNEZ SCHUSTER

Ministra de Energía

1.4. Oficio Indicaciones del Ejecutivo

Indicaciones del Ejecutivo. Fecha 09 de julio, 2019. Oficio

FORMULA INDICACIONES AL PROYECTO DE LEY QUE REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA (BOLETÍNES REFUNDIDOS N°s 12.567-08 y 12.471-08).

Santiago, 09 de julio de 2019.

Nº 112-367/

A S.E.EL PRESIDENTE DE LA H. CÁMARA DE DIPUTADOS

Honorable Cámara de Diputados:

En uso de mis facultades constitucionales, vengo en formular las siguientes indicaciones al proyecto de ley del rubro, a fin de que sean consideradas durante la discusión del mismo en el seno de esa H. Corporación:

AL ARTÍCULO ÚNICO

1) Para incorporar un nuevo numeral 1) del siguiente tenor, numerándose los demás correlativamente:

“1) Incorpórase un artículo 8° ter, nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo 8° ter: Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2° de la ley N°18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley, o la que la reemplace. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5 de 2003, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, o el que lo reemplace, en adelante “cooperativas”, que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado, estarán obligadas para los efectos de esta ley a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.”.”.

2) Para sustituir en el numeral 3), que ha pasado a ser 4), que reemplaza al artículo 183°, la expresión “anterior” por el guarismo “182°”.

3) Para modificar el numeral 4), que ha pasado a ser 5), que incorpora un nuevo artículo 183° bis, nuevo, de la siguiente manera:

a) Suprímese, en el inciso cuarto, la frase “administrativas y”.

b) Suprímese, en el inciso séptimo, la frase “y administrativas”.

c) Reemplázase, en el inciso octavo, la frase “Estas bases” por “Las bases administrativas”; y “Asimismo”, y la coma que le sigue, por “Las bases técnicas”.

d) Intercálase, en el inciso noveno, entre las palabras “bases” y “preliminares”, la expresión “técnicas”.

e) Suprímese, en el inciso décimo, la frase “y administrativas”.

f) Intercálase, en el inciso décimo primero, entre las expresiones “bases” y “corregidas”, la palabra “técnicas”.

g) Intercálase, en el inciso décimo segundo, entre las expresiones “éstas” y la coma que precede a la frase “la Comisión”, una coma y, a continuación, la siguiente oración: “y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso”.

h) Sustitúyese en el inciso décimo quinto la expresión “de un plazo máximo de” por “del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a”.

i) Sustitúyese, en el inciso vigésimo, la frase “la fecha de recepción de las últimas observaciones” por “el vencimiento del plazo para efectuar observaciones”.

j) Sustitúyese, en la primera oración del inciso vigesimotercero, la palabra “cinco” por “treinta”; y en la segunda oración del mismo inciso, el vocablo “treinta” por “cuarenta”.

4) Para incorporar un nuevo numeral 6), pasando el actual 5) a ser 7) y numerándose los demás correlativamente, del siguiente tenor:

“6) Introdúcense las siguientes modificaciones al artículo 185°, del siguiente tenor:

a) Elimínase el numeral 1 del inciso tercero.

b) Sustitúyese, en el numeral 2 del inciso tercero, la oración “Cada empresa determinará e informará a la Comisión” por “La Comisión determinará para cada empresa”.

c) Intercálase, en el numeral 3 del inciso tercero, entre la frase “procedimiento anterior” y el punto seguido que le sucede, una coma y, luego de ella, la siguiente expresión: “y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine”.”.

A LAS DISPOSICIONES TRANSITORIAS

5) Para agregar los siguientes artículos tercero a séptimo, transitorios, del siguiente tenor:

“Artículo Tercero.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía podrá utilizar estudios de determinación de tasa de actualización contratados por ésta, y no serán exigibles las disposiciones establecidas en el inciso séptimo del artículo 182° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.”.

“Artículo Cuarto.- Las bases técnicas y administrativas preliminares a que se refiere el artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán comunicarse a más tardar el 4 de noviembre de 2019.”.

“Artículo Quinto.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, y por única vez, no serán aplicables las disposiciones establecidas en el artículo 183° bis en relación a la constitución del registro de participantes. Para dicho proceso se entenderán como integrantes del registro de participación ciudadana al que se refiere el artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N°19.496 que establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores, y a las empresas concesionarias de distribución eléctrica.”.

“Artículo Sexto.- Los plazos aplicables para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 serán los siguientes:

i. El Panel de Expertos deberá resolver dentro de los 20 días siguientes a la audiencia pública a que se refiere el inciso undécimo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

ii. La Comisión deberá dictar la resolución a que se refiere el inciso duodécimo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, dentro de los siguientes 10 días de comunicado el dictamen señalado en el numeral anterior.

iii. El estudio de costos a que se refieren los artículos 183° y 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser ejecutado en un plazo máximo de 100 días a partir de su adjudicación.

iv. Dentro de 3 días desde que el Comité a que se refiere el inciso décimo tercero del artículo 183° bis, otorgue la conformidad al estudio al que se refiere el numeral anterior, la Comisión lo comunicará en su página web y en un medio de amplio acceso, y los participantes tendrán un plazo de 15 días contados desde dicha publicación para efectuar observaciones a dicho estudio. En razón de lo anterior, por única vez no será necesaria la emisión del informe técnico preliminar al que se refiere el inciso décimo octavo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

v. La Comisión, en un plazo de 40 días contados desde el vencimiento del plazo para efectuar observaciones al estudio conforme a lo señalado en el numeral anterior, deberá comunicar la resolución que contenga el informe técnico conforme a lo dispuesto en el inciso vigésimo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

vi. Las discrepancias a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, solo se podrán referir a observaciones presentadas al estudio que no hayan sido consideradas en el informe técnico señalado en el numeral anterior, o modificaciones respecto a lo señalado en el estudio sin que hubiese sido observado.

vii. La audiencia pública, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser realizada 15 días después del término del plazo para presentar discrepancias.

viii. El dictamen del Panel, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser evacuado en un plazo de 30 días contado desde la audiencia pública a que se refiere dicha disposición.”.

“Artículo Séptimo.- Las empresas titulares de concesiones de servicio público de distribución, deberán dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el artículo 8° ter del artículo primero del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a más tardar el 1° de enero de 2021.

Las transferencias de concesiones que sean necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en el inciso precedente, se entenderán autorizadas, en los términos establecidos en el artículo 47 del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, debiendo las empresas concesionarias de servicio público de distribución eléctrica enviar al Ministerio de Energía los antecedentes que acrediten el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior.”.”.

Dios guarde a V.E.,

SEBASTIÁN PIÑERA ECHENIQUE

Presidente de la República

JUAN CARLOS JOBET ELUCHANS

Ministro de Energía

1.5. Oficio Indicaciones del Ejecutivo

Indicaciones del Ejecutivo. Fecha 10 de julio, 2019. Oficio

FORMULA INDICACIÓN AL PROYECTO DE LEY QUE REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA (BOLETÍNES REFUNDIDOS N°s 12.567-08 y 12.471-08).

Santiago, 10 de julio de 2019.

A S.E. EL PRESIDENTE DE LA H. CÁMARA DE DIPUTADOS

Nº 114-367/

A S.E. EL PRESIDENTE DE LA H. CÁMARA DE DIPUTADOS

Honorable Cámara de Diputados:

En uso de mis facultades constitucionales, vengo en formular la siguiente indicación al proyecto de ley del rubro, a fin de que sea considerada durante la discusión del mismo en el seno de esa H. Corporación:

AL ARTÍCULO ÚNICO

- Para sustituir en el numeral 2), en el primer inciso del nuevo artículo 182° bis, la expresión “al seis por ciento” por “al seis por ciento ni superior al nueve por ciento”.

Dios guarde a V.E.,

SEBASTIÁN PIÑERA ECHENIQUE

Presidente de la República

JUAN CARLOS JOBET ELUCHANS

Ministro de Energía

1.6. Oficio Indicaciones del Ejecutivo

Indicaciones del Ejecutivo. Fecha 24 de julio, 2019. Oficio

FORMULA INDICACIONES AL PROYECTO DE LEY QUE REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA (BOLETÍNES REFUNDIDOS N°s 12.567-08 y 12.471-08).

Santiago, 24 de julio de 2019.

Nº 137-367/

A S.E. EL PRESIDENTE DE LA H. CÁMARA DE DIPUTADOS

Honorable Cámara de Diputados:

En uso de mis facultades constitucionales, vengo en formular la siguiente indicación al proyecto de ley del rubro, a fin de que sea considerada durante la discusión del mismo en el seno de esa H. Corporación:

AL ARTÍCULO ÚNICO

1) Para sustituir en el numeral 2), que ha pasado a ser 3), en el primer inciso del nuevo artículo 182° bis, la expresión “al seis por ciento” por “al seis por ciento ni superior al ocho por ciento”.

A LAS DISPOSICIONES TRANSITORIAS

2) Para agregar los siguientes artículos octavo y noveno, transitorios, del siguiente tenor:

“Artículo Octavo.- Sin perjuicio de lo establecido en el inciso primero del artículo 183°, para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía deberá definir al menos cuatro áreas típicas para las cooperativas de distribución eléctrica en las cuales se considerarán como empresas de referencia a cooperativas que presten el servicio público de distribución para el estudio de costos de la respectiva área típica.

“Artículo Noveno.- Dentro de los seis meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, el Presidente de la República deberá enviar al Congreso Nacional un proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución eléctrica, el que podrá abordar cualquiera de las materias tratadas en la presente ley.”.

Dios guarde a V.E.,

SEBASTIÁN PIÑERA ECHENIQUE

Presidente de la República

JUAN CARLOS JOBET ELUCHANS

Ministro de Energía

1.7. Informe de Comisión de Minería y Energía

Cámara de Diputados. Fecha 24 de julio, 2019. Informe de Comisión de Minería y Energía en Sesión 59. Legislatura 367.

?INFORME DE LA COMISIÓN DE MINERÍA Y ENERGÍA RECAÍDO EN LOS PROYECTOS REFUNDIDOS QUE REBAJAN LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONAN EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

BOLETINES Nº12.471 y 12.567-08

HONORABLE CÁMARA:

La Comisión de Minería y Energía, pasa a informar las iniciativas de ley, refundidas, contenidas en el mensaje de S. E., el Presidente de la República, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica, boletín 12.567-08, y el proyecto originado en moción de los diputados señores Vidal, Walker, Ricardo Celis, Eguiguren, Gahona y Jackson, y las señoras Sepúlveda y Cicardini, que modifica la ley General de Servicios Eléctricos, en materia de cálculo del valor agregado por concepto de costos de distribución de la energía, boletín 12.471-08. Con urgencia calificada de suma.

I.- CONSTANCIAS PREVIAS.

1.- IDEA MATRIZ O FUNDAMENTAL DEL PROYECTO.

Como señala expresamente el propio Mensaje, el objetivo de este proyecto de ley consiste en:

La fijación de una nueva tasa de actualización, representativa de los riesgos actuales que enfrentan las empresas que prestan el servicio de distribución eléctrica.

La modernización del procedimiento de determinación y fijación de las tarifas de distribución, a fin de determinar adecuadamente los costos eficientes de prestar el servicio de distribución, evitando asimetrías de información y permitiendo la participación de los agentes interesados de forma transparente y contestable, basado en argumentos técnicos, jurídicos y económicos.

Una nueva definición de “áreas típicas” que reflejen adecuadamente los costos de la empresa modelo que actúe de manera eficiente y cumpla con las exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa.

2.- NORMAS DE CARÁCTER ORGÁNICO CONSTITUCIONAL O DE QUÓRUM CALIFICADO.

No hay.

3.- TRÁMITE DE HACIENDA.

De conformidad a lo dispuesto en el artículo 226 del Reglamento de la Corporación, la Comisión de Hacienda debe pronunciarse sobre el artículo décimo primero transitorio.

Cabe hacer presente que la Secretaría fue de la opinión que, además, se debía tomar conocimiento por la Comisión de Hacienda de los numerales 3 (artículo 182 bis) y 6 (en cuanto modifica el inciso segundo del artículo 185), 7 (artículo 187) y 8 (en cuanto modifica el inciso primero del artículo 193), sin embargo, no hubo acuerdo en dicho sentido.

4.- EL PROYECTO FUE APROBADO, EN GENERAL, POR LA UNANIMIDAD DE LOS DIPUTADOS PRESENTES (12/0/0).

||Cid y Hernando, y los diputados señores Castro, don Juan Luis; Eguiguren; Gahona; Kort; Noman; Santana, don Juan; Silber; Velásquez, don Esteban, y Vidal.

5.- SE DESIGNÓ DIPUTADO INFORMANTE al diputado señor Pablo Vidal.

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II.- ANTECEDENTES PREVIOS.

Se argumenta en el Mensaje que la institucionalidad y regulación del sector eléctrico ha sido actualizada en los últimos años mediante el desarrollo de diversos instrumentos normativos que han permitido avances en el sector. Sin perjuicio de ello, ha quedado pendiente la modernización del segmento de distribución, cuya revisión es particularmente relevante, considerando que se trata del único segmento que interactúa directamente con la ciudadanía.

Es por lo anterior, y con el ánimo de colocar permanentemente a las personas en el centro del diseño de las políticas públicas, que el año pasado se inició un proceso pre-legislativo con el fin de implementar una profunda reforma al segmento de la distribución, que incluyó un diagnóstico consensuado de la situación actual, la contratación de estudios técnicos de alta complejidad y sofisticación, además de instancias participativas de amplia convocatoria, teniendo la convicción de que la modernización de la regulación de la distribución eléctrica debe considerar las inquietudes ciudadanas.

Se agrega que, sin perjuicio del referido proceso pre-legislativo, la ausencia histórica de una actualización del marco regulatorio que rige a las empresas que prestan el servicio de distribución eléctrica ha llevado a un cuestionamiento ineludible que demanda cambios de manera urgente; por lo que además de recoger las inquietudes ciudadanas, se han tenido a la vista las iniciativas parlamentarias al respecto, llegándose a la convicción sobre la necesidad de mejorar rápidamente la calidad de servicio, con tarifas más bajas para los clientes.

Se señala que un ejemplo de lo anterior es la moción presentada por los H. diputados Pablo Vidal Rojas, Francisco Eguiguren Correa, Ricardo Celis Araya, Sergio Gahona Salazar, Daniela Cicardini Milla, Giorgio Jackson Drago, Alejandra Sepúlveda Orbenes y Matías Walker Prieto, que Modifica la ley General de Servicios Eléctricos, en materia de cálculo del valor agregado por concepto de costos de distribución de la energía, contenida en el boletín N° 12.471-08. Dicha iniciativa propone homologar el régimen de tarificación del segmento de distribución con el de otros sectores energéticos, tales como el de transmisión, donde la tasa de actualización es fijada mediante un estudio ad hoc de la Comisión Nacional de Energía.

En virtud de lo anterior, es que el presente proyecto de ley revisa la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, e incorpora las modificaciones necesarias a la brevedad posible, con el fin de que sean reflejadas en las tarifas a partir del próximo proceso tarifario, teniendo a la vista y considerando la nueva realidad económica y sectorial, que no es la misma bajo la cual fue diseñado el marco regulatorio vigente.

Así, hoy la tasa de costo de capital fija de 10% utilizada en el proceso de valorización se encontraría desacoplada de la realidad y estabilidad del país. Primero, porque la realidad de las condiciones de acceso a financiamiento difiere significativamente de las condiciones observadas en la década de 1980, cuando se estableció. Segundo, porque el desarrollo tecnológico, la alta penetración y relevancia del servicio eléctrico, y la variación del retorno esperado de mercado, entre otros factores, han disminuido el riesgo y el retorno de las empresas, lo cual no se encuentra reflejado en la tasa fija de la actual regulación. Además, hoy los modelos tarifarios son más sofisticados y calculan una tasa de costo de capital y no una tasa fija.

En consecuencia, la revisión de la tasa de costo de capital debe ecualizar adecuadamente distintos factores, tales como, condiciones de mercado, señales de eficiencia y mínimo costo para el beneficio de los usuarios, así como una adecuada remuneración y señales de inversión para las empresas que prestan el servicio.

Por otro lado, y en relación al proceso tarifario, también se considera la realización de diversos estudios de costos por parte de la Comisión Nacional de Energía y por las empresas distribuidoras y cooperativas eléctricas, en los que cada uno desarrolla su estudio de acuerdo a bases técnicas comunes, ya que actualmente, para efectos de resolver las discrepancias entre el regulador y las empresas, se ponderan los costos determinados en los estudios realizados por la Comisión Nacional de Energía en dos tercios, mientras el tercio restante corresponde a los costos determinados por las empresas. Dicha ponderación genera estructuralmente incentivos divergentes entre el regulador y las empresas, incrementando las asimetrías de información y dificultando la posibilidad de llegar a resultados que reflejen de manera efectiva los costos eficientes del servicio de distribución.

Finalmente, en relación a la determinación de áreas típicas en los procesos tarifarios, cabe señalar que la regulación actual establece que se realiza a través de una metodología basada en los costos de distribución. Así, se agrupan empresas donde los costos medios de distribución son parecidos entre sí y se selecciona una empresa de referencia. De esta forma, los criterios para la asignación de costos están determinados por las zonas de suministro que proveen las empresas, que poseen distintas condiciones geográficas, climatológicas, proporción de clientes rurales y urbanos, y estructura de propiedad, entre otros factores.

Por esa razón, el proceso que determina la empresa eficiente, en base a estas áreas típicas, no necesariamente es representativo de las empresas eficientes que resultarían de un análisis similar sobre las demás empresas, distintas de la empresa de referencia e incluso pertenecientes a la misma área típica. Ello, se debe a que el proceso no diferencia adecuadamente la diversidad de realidades nacionales, de negocios, ni de sus clientes, estableciendo tarifas similares a empresas que enfrentan realidades distintas o atienden sectores de negocios o de población no necesariamente comparables. En razón de lo anterior, se hace necesario mejorar la definición de las áreas típicas, de manera tal que se reflejen adecuadamente las condiciones particulares de cada empresa.

III.- DISCUSIÓN DEL PROYECTO.

DISCUSIÓN GENERAL

La exministra de Energía, señora Susana Jiménez, expuso que próximamente corresponde iniciar un nuevo proceso de licitación, en 2020. Por lo tanto, urge tener la materia objeto del presente proyecto de ley ya resuelta, y así poder incorporarla al referido proceso, para que tenga un efecto en el corto plazo en las tarifas de los clientes.

A modo de introducción, señaló que en Chile el precio de la energía que pagan los clientes finales está compuesto, en términos generales, por: un costo asociado a la generación de energía, que considera también la potencia (Generación); otro costo por transportar la energía por redes de alta tensión y largas distancias (Transmisión), y, finalmente, otro costo por distribuir la energía desde subestaciones del sistema de transmisión hasta los clientes finales u hogares (Distribución). Este último costo es aquel en que incurren las empresas distribuidoras para entregar su servicio y que en la regulación eléctrica se denomina Valor Agregado de Distribución, o VAD.

Explicó que el Valor Agregado de Distribución se determina cada 4 años mediante un proceso en el cual se determinan los costos que una empresa ficticia, denominada empresa modelo, enfrenta al prestar el servicio de distribución de energía eléctrica, de manera eficiente y dando cumplimiento a toda la normativa exigible. En ese ejercicio, es clave considerar las exigencias normativas que debe cumplir la empresa modelo, pues el mecanismo de tarificación busca encontrar la forma con el menor y más eficiente costo para entregar el servicio, cumpliendo con todas las exigencias normativas existentes. Resulta clave entonces, para el proceso de tarifación de un monopolio regulado, considerar las exigencias normativas que se deben cumplir en la entrega del servicio. Eso se realiza en todos los mercados en los cuales existe un monopolio.

Para el proceso de fijación tarifaria se debe determinar el costo medio del VAD de una empresa distribuidora modelo, que opere en una zona tarifaria del país, con una tasa del 10% real anual. El cálculo del VAD se realiza por área típica de distribución, cuyos componentes se calculan sobre la base de estudio de costos. Luego, para el VAD definitivo, las tarifas deben dar cuenta de la rentabilidad regulada, la cual se calcula asignando un valor de 2/3 a lo propuesto por la Comisión Nacional de Energía, representado al regulador y de 1/3 lo calculado por las empresas, o regulados, emulando una situación de competencia, cálculo que debe arrojar entre un 6%, como mínimo, y un 14%, como máximo. Si está dentro de ese rango, se mantiene esa tarifa básica y rige como tarifa final.

Precisó que, actualmente, en el cálculo para la rentabilidad se incluyen los costos fijos por de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes de su consumo, en general costos no asociados a generación ni a potencia; las pérdidas medias de sistemas de distribución en potencia y energía, y, finalmente, los costos estándares de inversión, mantención y operación del sistema, por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el Valor Neto Realizable, VNR, de instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización igual al 10% real anual, antes de impuesto. Sin embargo, advirtió que es precisamente este último guarismo el que se pretende modificar a través de esta iniciativa legal, ya que su cálculo obedecía a un contexto macroeconómico del sector que ha cambiado, en el que resultaba imprescindible aumentar la cobertura, y en que el riesgo y el acceso a financiamiento eran distintos. Eso está en el la campaña de este Gobierno y en la Ruta Energética, subrayó.

Describió que los objetivos de la presente ley consisten en realizar un ajuste de la rentabilidad y revisar la tasa de actualización; revisar también las utilidades de las empresas; mejorar el procedimiento la participación, transparencia y solución de conflictos, y finalmente, ajustar lo referente a las áreas típica, a objeto de actualizar su representatividad para lograr una mejor aplicación.

Explicó que el espíritu de la modernización de la rentabilidad consiste en que ésta tenga siempre en su objetivo final un mínimo costo para los clientes, cumpliendo las normativas y las exigencias de calidad. Para eso, se reconoce una tasa de rentabilidad que debe, por una parte, reflejar los riesgos que tiene el negocio de distribución eléctrica, lo cual, de alguna manera, da una señal de largo plazo para que las inversiones efectivamente se realicen y se logre cumplir con esta calidad y exigencia del servicio de distribución eléctrica o el que se esté regulando, y, por otro lado, también supone una retribución adecuada sobre la infraestructura, para que ésta sea moderna y estable y dé respuesta a estas nuevas exigencias, evitando sobre rentas, porque cuando se regula un mercado monopólico, lo que se hace es emular las condiciones de competencia, y con ello evitar que existan rentas monopólicas, o sobre rentas, a través de esas tarifas.

Para materializar lo anterior, se propone cambiar desde un esquema de tasa fija del 10%, antes de impuesto, a un esquema de tasa variable, con un piso de 6% después de impuestos, donde su valorización se ajusta a las condiciones de mercado vigentes. Ello, en línea con las recientes modificaciones de mercados regulados nacionales e internacionales y se denomina tasa CAPM, como se hizo con los mercados de transmisión y del gas, ya que, por ejemplo, en transmisión, se estableció una tasa variable, con un piso de un 7% y un techo de 10%, mientras que en el del gas se estableció un piso de 6% sin límite superior, ambos después de impuestos. Se trata de un mecanismo más acorde a la realidad, que recoge la situación del período determinado en que se calcula. Por lo tanto, en el futuro también lo hará, recogiendo los riesgos propios del mercado y del sector, en particular.

Dicho cambio consiste en ya no establecer un 10% sino que en calcular, en cada proceso tarifario, una tasa de descuento que depende, principalmente, de una tasa libre de riesgo, más un premio por riesgo de mercado.

La tasa libre de riego corresponde a la tasa interna de retorno promedio, ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República, para un instrumento reajustable en moneda nacional.

Por riesgo sistemático se entiende el valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa eficiente de distribución, con respecto a las fluctuaciones del mercado.

El premio por riesgo de mercado, consiste en la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo.

El informe técnico que fija la tasa de costo de capital de la ley, publicado en 2017, realizó las siguientes estimaciones para la transmisión: calculó que el retorno de mercado chileno para una cartera diversificada era de 8,67%. A partir de la tasa libre de riesgo, finalmente estimó un premio por riesgo de 7,19%, para el cuadrienio 2018-2021. A su vez, la tasa libre de riesgo se estableció en 1,48%. A partir de lo anterior, la tasa de descuento determinada es de 7%.

Señaló que el otro aspecto que modifica el proyecto de ley dice relación con la fijación de un nuevo procedimiento para la realización de los estudios tarifarios en materia de distribución de energía eléctrica y los mecanismos de resolución de controversias entre ellos. Al respecto, manifestó que la ponderación de estudios en la proporción 2/3 y 1/3 genera estructuralmente incentivos divergentes entre el regulador y las empresas, o regulados, toda vez que los resultados pueden no reflejar de manera efectiva los costos eficientes del servicio de distribución, por tratarse de un mecanismo no transparente ni observable y sin instancias de participación. Así el procedimiento intensifica las asimetrías de información. Además, en cada proceso las diferencias tienden a aumentar.

Para mejorar dicha situación se deben determinar adecuadamente los costos eficientes de prestar el servicio de distribución, generando incentivos correctos para disminuir asimetrías y entregar mejor información disponible. Par ello se propone un solo estudio mandatado por la CNE, dando la posibilidad de observar las bases y el estudio, eliminando la ponderación 1/3 - 2/3. A su vez, las discrepancias serán resueltas por el Panel de Expertos, sin poder elegir opciones intermedias, lo cual constituye un incentivo a presentar la mejor información disponible.

Otra importante modificación dice relación con permitir la participación ciudadana, de forma transparente y contestable, basada en argumentos técnicos, jurídicos y económicos. Para ello se crea el Registro de Participantes.

Por último, el proyecto contempla el perfeccionamiento de la definición de “áreas típicas”. Al respecto, explicó que se entiende por tal las áreas en las cuales los valores agregados por la actividad de distribución para cada una de ellas son parecidos entre sí. En razón de ello, la remuneración de las empresas distribuidoras se realiza a partir de la valorización de una empresa modelo eficiente, que optimiza su infraestructura, planes de mantenimiento, y operación, para suministrar de manera óptima a los clientes en un área de concesión. Eso recibe el nombre de área típica.

Además, advirtió que previo a cada proceso tarifario se agrupan las empresas a partir de costos similares, y se realizan estudios por cada área típica, no por cada empresa.

Por lo tanto, se plantea que es necesario mejorar la representatividad que tiene el proceso tarifario respecto de las distintas empresas y sus diversas zonas de concesión, de manera de que las empresas eficientes que resulten, reflejen de mejor manera las condiciones en las que se debe operar en cada área típica.

Para ello, es necesario una modificación de prácticas históricas para la definición de áreas típicas, lo cual será posible a través de una definición más general del concepto, que entregue mayor flexibilidad al regulador al momento de definir dichas áreas. Por lo tanto, se propone la siguiente definición legal de Áreas típicas de distribución: áreas en las cuales los costos de prestar el servicio de distribución son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.

El diputado señor Mulet señaló que la tasa fija actualmente es del 10%, antes de impuesto, pero cuánto equivaldría hoy, después de impuesto.

Señaló que la tasa libre de riesgo que se usa, que es la tasa de interés del banco Central, es del 1,48%, Pensando en cuál sería la tasa libre de riesgo, por ejemplo, en los Estados Unidos. ¿Se podría utilizar otra tasa, dependiendo de donde sea la empresa?

Además, si el proceso de participación ciudadana que se establece en esta reforma contempla algún tipo de financiamiento para las organizaciones que participen, como colegios de instaladores u organizaciones de consumidores, dado el alto grado de especialización requerido para participar en ellas.

La señora Ministra puntualizó que la tasa libre de riesgo corresponde al país en el que se hace la inversión. Esa es la idea de comparar un país o un sector dentro de un país.

Precisó que el 10% es antes de impuesto y los pisos que se han fijado son después de impuesto.

El diputado señor Gahona manifestó que le quedan algunas dudas respecto de las áreas típicas y cómo se relaciona aquello con la Ley de Equidad Tarifaria, que contempla algunos subsidios cruzados y beneficios en las zonas donde hay generación.

El diputado señor Esteban Velásquez, a propósito de la intervención de su colega antecesor, hizo presente que esta iniciativa debe hacer algún tipo de consideración especial para las zonas en que se genera la energía, ya sea eólica, solar o hidroeléctrica.

El diputado señor Kort manifestó su inquietud respecto de cómo esta modificación al sistema de distribución actuaría como incentivo para que las empresas distribuidoras lleguen a donde hoy no están, como, por ejemplo, el caso de la Isla Mocha.

A su vez, qué semejanzas y diferencias tiene este mercado con otros monopolios regulados, con el del gas o las sanitarias.

El diputado señor Leonidas Romero consultó si esta iniciativa contempla algún tipo de beneficio para las comunas que generan energía en base a carbón, como Coronel o la isla Santa María.

Además, consultó quién nombra a los miembros del Panel de Expertos, y cuáles son sus competencias.

La señorita Presidenta de la Comisión consultó si en qué ítem se incluye el costo de los medidores estáticos.

La señora Ministra de Energía, en respuesta a las consultas formuladas en la primera ronda de preguntas, precisó que esta iniciativa no se contrapone con la ley de Equidad Tarifaria dado que en este proceso se determinan las tarifas, pero el efecto final que se refleja al cliente tiene el efecto de la referida ley. Por lo tanto, independiente de cómo se definan las áreas tarifarias, el efecto de la ley de Equidad, que no permite diferencias de más de un 10%, se mantiene sobre la tarifa final que se paga. Ahí se aplica el subsidio cruzado. Sin embargo, este proyecto sólo se aplica al segmento de la distribución, mientras que la ley de Equidad Tarifaria se aplica a la tarifa completa.

Por otro lado, puntualizó que también a través de la ley de Equidad Tarifaria existe el reconocimiento a la generación local, que busca que las comunas donde se genera energía, ya sean ERNC o no, y que contribuyan al sistema eléctrico nacional, tengan un reconocimiento en sus tarifas.

En relación al VAD, señaló que esta medición se aplica para el sistema eléctrico nacional y para los sistemas medianos, no para los sistemas aislados. Para esos efectos se encuentran trabajando en un anteproyecto de ley para los sistemas aislados, como el de Isla Mocha, y de esa manera ir reduciendo las brechas. Además, eso forma parte de la Ruta Energética.

Respecto de la comparación con el mercado del gas, señaló que se establece un sistema de tarificación solamente cuando se ha probado que las condiciones de ese mercado, en particular, son monopólicas. La regla general es que el mercado del gas es libre, ahora, cuando se producen situaciones monopólicas, dadas la estructura de mercado o la penetración, se tarifica y se contemplan mecanismos y tasas. Para eso se hace un chequeo de rentabilidad.

Sobre la participación ciudadana manifestó que se trata de un tema de interés para el Ejecutivo, porque cuando se traspasan las cargas al consumidor se hace más evidente la necesidad de defensa de los intereses de éstos. Por ejemplo, la ley de transmisión y el estampillado, que hoy ese peso está en la CNE y en los consumidores. Por esa razón, destacó la celebración de un convenio con el Sernac, para que haya recursos disponibles, concursables, a objeto que organismos, como las asociaciones de consumidores, puedan contratar servicios de consultoría que sean expertos en estas estas materias, porque entienden que una organización de consumidores no tiene por qué ser experta en energía. De hecho, ni siquiera lo son los clientes grandes, menos aún consumidores atomizados, como somos todos los hogares.

En relación a las comunas que producen energía en base a carbón, señaló que el Ministerio ha estado trabajando en una Mesa de Descarbonización de la Matriz Energética, con mayor razón desde que sabemos que seremos sede de la COP 25, y que, a su vez, Chile ha suscrito compromisos de reducción de emisión de gases de efecto invernadero. Además, agregó que respecto de los sistemas aislados, se trata de una modificación más amplia, que debe contemplar transmisión y temas laborales, entre otros.

Explicó que el Panel de Expertos está integrado por siete profesionales, 5 ingenieros y 2 abogados que son designados por el tribunal de la Libre Competencia, bajo un procedimiento de concurso público.

Por otro lado, indicó que el costo de los medidores estáticos se incluye en el ítem de infraestructura de inversión, mantención y operación, porque a partir de la modificación legal se trata de activos de las empresas, que deben mantener y reponer.

El diputado señor Gahona consultó si la tasa de rentabilidad corresponde a la tasa de descuento.

Además, si la renta sobre los activos y cómo se incluye en la tarifa el costo de la inversión.

La señorita Presidenta de la Comisión consultó sobre la rentabilidad garantizada de un piso del 6% que propone el proyecto. ¿Cómo se fija ese guarismo? Y por qué la diferencia con el segmento de la transmisión, que tiene un piso, pero además tiene un techo.

A su vez, cuál es la diferencia con el piso después de impuesto, ya que la ley actualmente establece que sea antes de impuesto.

Por otra parte, cuál es la diferencia de conceptos del artículo 118, de transmisión, con lo que hoy vemos, sobre distribución.

El diputado señor Rodrigo González destacó que si nos encontramos legislando sobre una tasa de rentabilidad es sobre el supuesto que ésta es excesiva. Por lo tanto, se preguntó si la modificación reflejará una tasa de rentabilidad más adecuada a los costos y modernización de los procesos productivos, lo que beneficiaría a los consumidores. ¿En cuánto se proyecta el beneficio de cambio de una tasa fija a una tasa variable?

El diputado señor Vidal hizo presente que comparte la idea matriz de esta iniciativa, con mayor razón dada el alza de tarifas que ha afectado a la ciudadanía, y también en el supuesto que los costos de las empresas son más bajos que ese 10% que hoy la ley les establece, por eso la propuesta de una 6%.

A su vez consultó cuándo este proyecto se traduciría en una rebaja efectiva en las cuentas de los usuarios, dado que no es inmediato, y si contempla un mecanismo de rebaja el Ejecutivo que sea lo más rápido posible, mientras se desarrolla el nuevo VAD que esta iniciativa establece.

El diputado señor Kort también quiso saber sobre el valor de la tasa del 10% antes y después de impuesto, para entender el impacto real del proyecto, porque estamos actualizando el último eslabón del proceso eléctrico. Falta el de transmisión. Por lo tanto, no se debe generar expectativas sobrevaloradas a la ciudadanía porque no va a impactar de inmediato en las tarifas.

El diputado señor Gahona hizo presente que este proyecto apunta a la modificación del VAD, que es uno de los componentes de la cuenta final de la luz de los hogares. Por lo tanto, se preguntó cuánto representa de una cuenta tipo el VAD, porque está el precio de nudo, que es el que más impacta, y la transmisión.

La señora Ministra de Energía, resolviendo la segunda ronda de inquietudes, señaló que la ley habla de tasa de actualización, mientras que ella habla de tasa de descuento, porque esa es la tasa a la cual se le descuentan los flujos futuros y se descuentan las anualidades.

Puntualizó que no es estrictamente una tasa de rentabilidad, toda vez que se calculan en base a una empresa perfecta, o modelo, por lo tanto, no es una tasa que se garantice a través de la tarifa sino que si la empresa real es tan eficiente como la empresa modelo, podría alcanzar esa rentabilidad. Ahora, de los cálculos que se han hecho durante el último año, la rentabilidad promedio de la industria fue del 7,79%. En 10% corresponde al máximo que podría alcanzar, pero no es que se garantice esa cifra. Todo eso se calcula sobre el valor de los activos, a valor nuevo de reemplazo, la anualidad, y eso es lo que se aplica en el descuento.

Respecto de cómo se llega a la tasa del 6% es intentando hacerlo comparable con inversiones en otros tipo de mercados competitivos, industrias o carteras diversificadas. Acá hay un delicado equilibrio entre el tener la mínima tarifa posible para los hogares, pero también que las inversiones se realicen para alcanzar la calidad del servicio que queremos. Por eso se establecen estos pisos, porque son industrias que tienen riesgo y que tienen que reflejar esas tasas de actualización, con esos riesgos implícitos.

Agregó que no se puede fijar una tasa muy baja, que inhiba las inversiones, ni tampoco una alta, porque lo que se quiere es que el servicio sea lo más barato posible. Por eso es tan importante un cálculo de tasa y no un número fijo, ya que la realidad y la dinámica van cambiando, ya sea en mejoras tecnológicas, mayor estabilidad o inestabilidad de los mercados.

Con respecto a poner un techo, señaló que el proyecto de ley de la administración anterior tampoco contemplaba un techo. Éste se incorporó durante la tramitación legislativa, pero es muy difícil de alcanzar.

En relación a que el guarismo de 6% se establece después de impuesto, es para que si hay variaciones de impuestos, no se altere la rentabilidad, porque por ejemplo, si mañana hubiese una rebaja de impuestos, quiere decir que se les está reconociendo una mayor rentabilidad y viceversa. Acá lo que se busca es que la rentabilidad después de impuesto, que es la que queremos abordar y que simule un mercado competitivo, sea de cierto porcentaje. Entonces, resulta más correcto hacerlo después de impuesto.

Con respecto a lo que establece la ley de Transmisión, señaló que la metodología es la misma, pero que la diferencia son los guarismos, que en la ley de transmisión se fija un piso de 7% y un techo de 10%

Sobre la rentabilidad de las empresas, señalo que los cálculos del año 2017 dan una rentabilidad promedio de la industria del 7,7%. Por lo tanto, lo que se busca es actualizar una tasa de descuento que se estima no es acorde a la realidad.

Sobre cuánto impactarían los efectos del proyecto en la tarifa final, manifestó que la parte de distribución representa alrededor de un 20%, antes del IVA. Por lo tanto, el impacto va a ser proporcional a ese porcentaje que representa de la tarifa. Pero, no por eso, es menos significativo, y hoy, con una tasa del 10%, se estima que está desajustado de la realidad.

Con respecto a si se pueden adelantar los efectos de la ley, va a depender de en cuánto se fije la tasa, porque como hay que calcularla, y eso amerita un estudio más acabado del premio por riesgo, representa menos del 20% en las tarifas, lo que finalmente se traduciría en alrededor de un 3 o un 4% de la tarifa final.

Sobre cuánto equivale el 10% antes de impuesto, señaló que aproximadamente a un 8,5% después de impuesto, dependiendo de la vida útil de los activos, que se calculan en 25 años.

El Presidente de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas, Fenacopel, señor Arnoldo Toledo, manifestó que representa a 7 cooperativas que entregan energía en las zonas más apartadas de nuestro país, con muchas dificultades, tanto en lo geográfico como en las distancias. Por tanto, con una realidad muy distinta a la de las grandes distribuidoras.

El Gerente General de Fenacopel, señor Cristián Espinoza, indicó que Fenacopel nació en 1963 y está integrada por las siguientes cooperativas: CEC (Curicó), COPELEC (Chillán), COELCHA (Cabrero), COOPELAN (Los Ángeles), SOCOEPA (Paillaco), COOPREL (Río Bueno) y CRELL (Puerto Varas).

Destacó que sus tarifas y la calidad de su servicio son reguladas por la Ley General de Servicios Eléctricos; que fueron las primeras empresas privadas en prestar servicio eléctrico en el país, con capitales ciento por ciento nacionales y que no persiguen fines de lucro, porque sus utilidades, cuando las tienen, son destinadas a reinversión.

Explicó que las cooperativas eléctricas se crearon para electrificar zonas rurales y aisladas que no tenían otra alternativa de suministro, a objeto de promover su desarrollo. Por lo tanto, mantienen una fuerte vinculación con las localidades que atienden, además de cercanía con sus clientes, lo que se ve reflejado en el último ranking de calidad de servicio, elaborado por la SEC, en el cual tres de sus cooperativas asociadas figuran dentro de los primeros diez lugares de las mejores distribuidoras del país, de acuerdo a la evaluación que hacen los propios usuarios, o clientes.

Destacó que actualmente, atienden a más de 155 mil usuarios, en 5 regiones del país (Maule, Biobío, Ñuble, Los Ríos y Los Lagos), con presencia en 63 comunas, para lo cual cuentan con casi 23 mil kilómetros de red, con una media de 7 clientes por kilómetro de red, mientras que, por ejemplo, ENEL, para atender a 18 millones de usuarios tiene del orden de 15.000 kilómetros de red, lo que les da un promedio de 120 clientes por kilómetros de red.

Hizo presente algunas particularidades sobre las condiciones sobre las cuales prestan su servicio, tales como: condiciones de aislamiento y difícil acceso a la red en caso de reparaciones o necesidad de movilizar vehículos pesados para solucionar problemas de suministro; condiciones climáticas adversas, sobre todo en invierno, cuando hay nieve, temporales de viento o fuertes lluvias; geografía de difícil recorrido, con tendido de redes en bosques, alimentadores en sectores precordilleranos o en caminos particulares; así como entrega de servicio a muchas comunidades mapuche, a familias de bajos recursos, en situación de aislamiento y con bajos niveles de consumo. Por lo tanto, se les hace necesario establecer que los modelos regulatorios y tarifarios reconozcan esta realidad distinta. Por eso, el prestar servicios eléctricos en estas zonas y condiciones no es un negocio atractivo para las grandes distribuidoras, ya que los costos son altos y las rentas bajas. De hecho, hay cooperativas que no se pueden auto financiar y tienen que desarrollar otro tipo de actividades económicas para ser sustentables financieramente, subrayó.

Con respecto a la tasa de rentabilidad de las cooperativas, indicó que es muy diferente a la de las grandes distribuidoras, ya que si bien la rentabilidad tarifaria de la industria en 2016 fue del 7,55%, la rentabilidad de las cooperativas está entre el 3,9% y el 1,3%, para la mayoría de ellas, existiendo incluso casos con rentabilidades negativas, como los de SOCOEPA Y COELCHA.

Respecto del proyecto de ley en estudio, manifestó que su origen se remonta al programa del actual Gobierno para el período 2018-2022, donde se dispuso la revisión y actualización de la normativa vigente para el segmento de distribución eléctrica, lo que quedó comprometido, además, en la Ruta Energética del Ministerio de Energía y en la agenda legislativa propuesta al Congreso Nacional, específicamente respecto a la rentabilidad de las empresas y a la instalación de los sistemas de medición monitoreo y control. Ello puede ser leído como un avance en la materia, pero requiere que se revisen algunos detalles.

En ese sentido, criticó que esta iniciativa no se hace cargo de cinco puntos, como son la modernización del segmento, la calidad de servicio, tarifas más bajas, disminución de rentabilidad y definición de áreas típicas, y solo aborda tangencialmente algunos aspectos. Además, el ajuste de la tasa no se traduce necesariamente en una menor utilidad de la empresa real.

Manifestó su preocupación por el nuevo procedimiento para la determinación y fijación de costos, ya que, a su juicio, todo el peso recae en el Estado, a diferencia del estudio de valorización que se requiere para la transmisión, por lo que se necesita asegurar el financiamiento y calidad del estudio, así como un ajuste de los plazos.

En relación al nuevo procedimiento para la determinación de áreas típicas, criticó que éste no modifica la actual metodología y se elimina la etapa de observaciones que pueden realizar las empresas, restándole transparencia y participación al proceso. Además, no se clarifica el concepto de “costo de prestar el servicio”, lo que puede atentar contra la determinación de costos eficientes.

Criticó que la definición de áreas típicas actualmente se agrupa en función del VAD o de los costos. Y que el proyecto propone la fijación de los costos de prestar el servicio, pudiendo incluir una o más empresa de instrucción. De esa manera se disminuye la transparencia ya existente en esta etapa del proceso de decisión, lo que va en sentido contrario a lo declarado por la autoridad, ya que al determinar las áreas típicas, no se establece que las empresas puedan discrepar de esa parte de la tarificación.

En su opinión, si bien el proyecto de ley plantea los objetivos buscados y necesarios para las mejoras del sector, esconde riesgos y problemas que son necesarios de explicitar.

Respecto de la disminución de la tasa de rentabilidad de la empresa, consideró importante decir que el ajuste de la tasa con que se determinan los costos de inversión de la empresa modelo no necesariamente se traduce en una menor rentabilidad de la empresa real que, como hemos visto algunos casos, es elevada. Adicionalmente, al no modificar el mecanismo de chequeo de rentabilidad, para efectos de la determinación de tarifa y continuidad, manteniéndola para el conjunto de la industria, no se corrige esta situación. Por ejemplo, lo que sucede con las cooperativas que tienen rentabilidad negativa.

En cuanto al nuevo procedimiento para la determinación y fijación de costos, si bien es un punto relevante de abordar –se elimina la ponderación de un tercio-, expresó su preocupación, porque cae demasiada responsabilidad en el Estado, tanto respecto del mandato como en la conclusión y costos. A su juicio, eso requería de mayores recursos para realizar los estudios tarifarios y ajuste de plazo, para una buena la calidad de los estudios.

En otro aspecto, señaló que el proyecto no aborda ni soluciona el problema de las consideraciones a utilizar en la ponderación de la empresa modelo que, por una parte, para un adecuado y eficiente reconocimiento de costos se ajuste a la realidad de cada empresa o grupo económico, ya que los grupos económicos tienen importantes economías en su funcionamiento y operación, las que no se traspasan los clientes y, por otra, para permitir la integración de la red con otros negocios. Ambas medidas podrían tener, a su juicio, efecto en tarifas más ajustadas y justas.

Finalmente, concluyó que es necesario reconocer el importante rol social que cumplen las cooperativas eléctricas en sectores que para otras empresas no resultan rentables, en condiciones muchas veces extremas para una adecuada prestación del servicio, por lo que resulta muy importante para éstas establecer los incentivos regulatorios correctos que garanticen la inversión en la mejora de sus redes, mejora de la calidad que entrega sus nuestros usuarios y cubrir sus costos de operación.

Por otro lado, manifestó que es necesario establecer un proceso de tarificación que reconozca la situación de cada empresa y cooperativa, en particular, y no el sistema de áreas típicas, que perjudica a los clientes y a parte del sector.

Además, insistió en que es absolutamente necesaria la fijación de la tasa de costo de capital separada para las cooperativas, que reconozca sus realidades.

Por último, propuso eliminar el chequeo tipo industria y establecer un chequeo individual, lo que permitirá una mejor fijación para todas las empresas y una baja efectiva de tarifas, para aquellas que se benefician con el procedimiento actual, y al mismo tiempo, asegurar una rentabilidad mínima para las cooperativas.

En relación al Boletín N°12.471-08, que Modifica la ley General de Servicios Eléctricos, explicó que éste, en su artículo único, señala que la tasa debe ser calculada cada cuatro años, de acuerdo al procedimiento señalado en los artículos 118 y 119 de la ley Eléctrica, lo que produce prácticamente los mismos efectos del proyecto de ley presentado por el Ejecutivo.

Por su parte, el artículo transitorio establece que durante el período entre la publicación de la ley y la próxima fijación tarifaria se deberán recalcular las tarifas, con una tasa fija del 6,5% de costo de capital. Al respecto, señaló que eso produciría rebajar aún más las tarifas de las cooperativas, las que, por el problema explicado de las áreas típicas, no están bien representadas en la tarificación, teniendo actualmente rentabilidades muy bajas, todo lo cual podría poner en riesgo la viabilidad financiera de las cooperativas.

El diputado señor Rodrigo González alabó la relación que mantienen estas cooperativas con sus usuarios, distinta a las que mantienen las grandes empresas con sus clientes.

Por otro lado, solicitó mayor precisión respecto de los efectos que esta ley provocaría en el sector.

Además, se preguntó qué pasaría si estas cooperativas dejaran de prestar el servicio en las zonas en que lo hacen.

Por último, consultó si lo que proponen es un estudio de tarificación para las cooperativas, en general, o que éste se realice por cada una.

El diputado señor Vidal valoró el rol social que desarrollan estas cooperativas, sobre todo en comunidades rurales.

Destacó la diferencia entre las cooperativas eléctricas, que atienden al 2% de la población, y las grandes empresas, que atienden al resto, por lo cual una comparación entre ambas es, a su juicio, injusta.

Precisó que el proyecto de ley contenido en el boletín N°12.471-08 no está enfocado en reducir la rentabilidad de las cooperativas sino que en las grandes empresas de distribución. Y que el 6,5% de tasa que establece dicha iniciativa se basa en un estudio de la CNE y se propone de manera transitoria, mientras un estudio defina con mayor exactitud la tasa final y los costos reales.

En ese sentido, consultó si no se estima más justo que sean los costos reales los que incidan en la tarifa y no los fijados por ley.

Por otro lado, no le queda claro cómo el ajuste de la tasa no se traduzca necesariamente en una menor utilidad de empresa real, pero sí se podría traducir en una reducción de la tarifa final que pague el cliente.

La señorita Presidenta de la Comisión consultó sobre cómo afecta, en particular, este proyecto a rentabilidad de las cooperativas.

Además, si han participado en la elaboración de los procesos tarifarios.

El señor Toledo señaló que indistintamente de tasa que en definitiva se fije, lo realmente necesario es tarificar por empresas y no por áreas típicas. Eso les produce problemas.

Ejemplificó que actualmente es gerente de una de las cooperativas que mantiene rentabilidad negativa, y que de persistir dicha situación unos 4 o 5 años, debieran transformarse en una sociedad y vender sus activos, lo que le lleva a pensar si tal vez una gran empresa distribuidora atienda con la misma dedicación a estos sectores. Eso sería concentrar aún más un sector ya demasiado concentrado.

El señor Espinoza manifestó su preocupación respecto del artículo transitorio contenido el boletín N°12.471-08, toda vez que una rebaja en la tasa de actualización produce una rebaja tarifaria, al pasar de una tasa del 10% al 6,5%.

En relación al futuro de las cooperativas, señaló que éstas han ido creciendo en red, por lo tanto, en los sectores más poblados probablemente habría interés de parte de empresas distribuidoras grandes en adquirir ciertos sectores que les sean atractivos.

Precisó que para las cooperativas proponen que se fije una tasa del 7%. Sin embargo, lo que efectivamente les aseguraría viabilidad sería el que se haga un estudio tarifario por cooperativa, y que se les dé un trato distinto, ya que tienen objetivos distintos a los de las grandes distribuidoras.

El diputado señor Gahona consultó si les acomodaría un sistema de regulación similar al de los APR, que no se incorporan a los sistemas tarifarios de las sanitarias, mientras que a las cooperativas sí se les incorpora en el sistema tarifario de las distribuidoras.

El señor Toledo destacó que los APR, además, son socios de sus cooperativas eléctricas.

Por otro lado, llamó la atención que las cooperativas tienen tamaños muy disímiles entre sí, Hay algunas con 3.000 socios y otras con 15.000. Por lo tanto, no se puede hablar de una sola tarificación para las cooperativas, porque sería irreal. Lo que necesitan es que los tarifiquen de acuerdo a sus propias condiciones.

Respecto de las cooperativas con rentabilidades negativas, puntualizó que a este paso no les va a quedar otra alternativa que transformarse en sociedades y vender su infraestructura, y no es eso lo que quieren.

El diputado señor Gahona concluyó que no es este el instrumento legislativo en el cual se aborden modificaciones al sector de las cooperativas eléctricas, sino más bien cuando se ingrese la anunciada reforma general a la ley de distribución. Este proyecto sólo tiene por objetivo rebajar las tasas de descuento.

Por otro lado, manifestó que su interés dice relación no con legislar por cada empresa sino más bien para que el ciudadano tenga la mayor rebaja posible en las cuentas de energía.

El diputado señor Vidal planteó que a través del articulado transitorio sí se puede formular alguna indicación para que se considera la situación particular de las cooperativas eléctricas.

El señor Espinoza precisó que las cooperativas eléctricas ya están en el sistema regulado y que son de mayor tamaño que los APR.

Pero, lo que más les afecta de este proyecto es la modificación que se realiza a la conformación de las áreas típicas, así como que les fijen tarifas con una empresa modelo que no representa sus particularidades, lo que se refleja en su baja rentabilidad. Por eso piden que el estudio se haga por cooperativa porque, adicionalmente, mantienen otros objetivos y no persiguen rentabilidad.

El Director de Breves de Energía, señor Cristian Muñoz, expuso apoyado en una presentación en Power Point [1].

Explicó el funcionamiento de un sistema de potencia, que traslada energía desde los grandes centros de generación hasta los consumidores finales, ya sean industriales o domiciliarios y se refirió también al cálculo del costo de capital de un activo.

Criticó el hecho que la tasa actual del 10% refleja la realidad del Chile de la década de 1980 y la actual. En ese entonces había que atraer inversión al sector, lo que se realizó garantizando una tasa de retorno.

Respecto del proyecto de ley, manifestó que el cálculo del costo de capital se realiza mediante modelo CAPM, que es el más usado por las industrias reguladas, tanto en Europa como en los Estados Unidos. Ahora, el costo de capital real se calcula antes de impuestos, que es lo que se usa normalmente. Además, a la banda de precios se le establece un piso de un 6%. Se trata de un mecanismo poco usado en Europa, así que de usarse, advirtió que debe ser representativo de la evolución del riesgo del país y de la industria.

Respecto del estudio de tarifas, señaló que este debería ser mandatado por la CNE, con la posibilidad de observar las bases y el estudio mismo. Este mecanismo ha probado ser exitoso en otras materias.

Respecto del artículo transitorio que establece una tasa del 6,5%, del boletín N° 12.471-08, advirtió que debería chequearse su legalidad y que dicha tasa debería actualizarse usando la metodología del CAPM o, en su defecto, actualizar estudios existentes, ya que el último estudio fue encargado por la SEC en 2011. También sugirió ajustar el estudio de transmisión, encargado por la CNE en 2017.

El diputado señor Gahona consultó qué otro factor se podría introducir para rebajar el precio de nudo, dado que allí hay competencia.

Del mismo modo, consultó la causa de que los costos finales de la energía que pagan los usuarios de los países vecinos sean, en general, más bajos en los que se pagan en Chile.

A su vez, cómo impactaría un subsidio a los sectores más vulnerables.

El diputado señor Vidal consultó si no sería más coherente establecer un techo a la rentabilidad, más que un piso.

También, cómo afecta el cálculo de la tasa a las cooperativas.

El diputado señor Mulet manifestó que no tiene claridad si la determinación del VAD y el modelo de tarifa eficiente, incluida la forma de resolución de discrepancias, significa que el modelo del 10% sea teórico.

Por otro lado, consultó si es posible logar mayor objetividad en los estudios y los procesos para la determinación de tarifas, dado el hecho que el mercado eléctrico nacional es limitado en número de profesionales y éstos no gozan de mucha independencia, dado que pasan del sector público al privado con frecuencia.

Finalmente, si estima positiva la participación de otros organismos durante el proceso de estudios de la tarifa.

La señorita Presidenta de la Comisión consultó sobre la tasa antes y después de impuesto.

El señor Muñoz afirmó que el alto costo de la energía que tenemos en Chile se explica no por falta de competitividad del mercado, sino a que nuestro país no tiene el gas que sí tiene Perú. Tampoco tiene carbón y lo debe comprar. Argentina, tiene Shale Gas. De esto último, tal vez nos podríamos beneficiar, dado que mantenemos gaseoductos comunes. Sin embargo, Chile posee una ventaja en relación a sus vecinos, como es la generación hidroeléctrica, la que no se está usando por otro tipo de problemas.

Por otro lado, sostuvo que durante la próxima década los precios deberían tender a la baja, cuando entren a regir los contratos de generación celebrados durante 2016.

Respecto del impacto de las tasas, sugirió pedir a la CNE que lo haga.

En relación al piso o techo de las tasas, puntualizó que, por ejemplo, los reguladores europeos se preocupan las del techo que del piso, si es que ponen algo.

Respecto de la ponderación de los estudios de 1/3-2/3, señaló que ello responde más bien a una realidad de la década de 1980, que en su momento tenía lógica. Sin embargo, el país y el mundo ha cambiado y las modificaciones tienen que dar cuenta de ello.

Respecto de la participación en procesos tarifarios, hizo presente que es la CNE quien tiene que defender los intereses de los consumidores. Agrego que Chile goza de estupenda fama internacional por su sistema regulatorio en esta materia. Pero, sugirió otorgar más participación a los clientes.

Con respecto a si es mejor fijar la tasa antes o después de impuestos, señaló que eso va a depender de la estabilidad institucional que detente el país, que en nuestro caso no debe implicar una variable relevante, ya que somos un país serio en nuestras políticas. Por eso sugiere una tasa antes de impuesto.

Por otro lado, señaló que hay algunos subsidios en el sector eléctrico, pero son bastante modestos. Se mostró partidario de utilizar algún tipo, pero por afuera de los precios.

El sectorialista de la Biblioteca del Congreso Nacional, señor Samuel Argüello, expuso apoyado en una presentación en Power Point [2]. Se refirió a la experiencia comparada en materia de distribución eléctrica, respecto de España y Francia.

Respecto de España, señaló que su modelo de regulación se basa en el principio de adición de costos y que, a diferencia del nuestro, existen cuatro segmentos diferenciados: generación, transmisión, distribución y comercialización. Allí los tres primeros segmentos poseen precios desregulados. Sin embargo, la comercialización mantiene precios desregulados y tarifas reguladas, estas últimas a elección de los consumidores.

Indicó que el organismo regulador es la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). Se trata de un órgano colegiado y sus consejeros son nombrados por el ministro de economía.

La CNMC actúa en los ámbitos de la promoción de la competencia y en la regulación del sector eléctrico; pero, además, en los sectores de telecomunicaciones; audiovisual; transportes y el postal.

Precisó que la regulación y las metodologías de cálculo están fijada por ley, pero los parámetros técnicos y económicos para los cálculos los propone la CNMC. Las tarifas se fijan por períodos de cuatro años.

Sobre la retribución en el segmento de la distribución, lo que definió como ingresos para la actividad de distribución a través de una tarifa de acceso a la red, señaló que se establece administrativamente una tarifa por el acceso a la red, la que debe tener en cuenta los siguientes aspectos: costos de inversión, operación, mantenimiento y gestión. Para ello, también se utiliza un modelo de empresa eficiente y se retribuye la inversión no amortizada, la operación y el mantenimiento de las instalaciones.

Sin embargo, se establecen incentivos y penalizaciones, por ejemplo, incentivos a la calidad del suministro, de entre -3% y +2%; a la reducción de las pérdidas, de entre -2% y +1%, y a la reducción del fraude, del 20% del peaje defraudado con un límite del 1,5% del total de la retribución. Pero, no hay penalización por la no detección del fraude.

Respecto de la regulación del sector de comercialización, destacó que los consumidores finales pueden optar entre dos regímenes tarifarios: regulado y liberalizado.

Los clientes que pueden optar a tarifas reguladas se pueden acoger a precios liberalizados. Se entiende por regulado el precio voluntario para el pequeño consumidor (PVPC), hasta 10kW, con adición por generación, de acuerdo a precios de mercado, más los peajes de acceso y más los costos de comercialización. Ese es el precio máximo que pueden cobrar las comercializadoras y es único para todo el territorio español.

La tarifa liberalizada es la que se acuerda libremente entre los clientes y las comercializadoras y es fija: las comercializadoras deben entregar una opción tarifaria de precio fijo anual en €/kW. Como dato, señaló que hasta noviembre de 2018, el 58,2% de los consumidores estaban acogidos al régimen liberalizado.

Por otro lado, informó que en España se contemplan bonos sociales para los clientes con tarifa regulada. Se trata de un descuento del 25% sobre la factura eléctrica, para consumidores vulnerables, y otro del 40% para consumidores vulnerables severos. Precisó que se entiende por consumidor vulnerable el que cumpla con uno de los siguientes requisitos: renta inferior a cierto umbral; familia numerosa, de tres o más hijos, y jubilados o pensionados por incapacidad permanente que reciban la pensión mínima. El bono social lo financia la empresa matriz de la comercializadora, o la comercializadora si no pertenece a un grupo empresarial.

Respecto de la tasa de rentabilidad de la distribución, señaló que ésta se aplica sobre la base del capital invertido no amortizado. La ley que la regula es de 2013 y fija hasta el 31 de diciembre de 2019 un sistema de rendimiento de las obligaciones del Estado a 10 años, o bonos del Estado, más 200 puntos básicos. Es decir, equivale al promedio del rendimiento de los últimos 24 meses de las obligaciones del Estado a 10 años, y se le suman 2 puntos porcentuales. Esto equivale a una tasa del 6,503%, antes de impuestos.

Sin embargo, a partir del 1 de enero de 2020 se establece un cambio en la metodología de cálculo y se propone algo parecido a lo que se establece en el proyecto de ley en estudio, en base al costo promedio ponderado del capital, ya que refleja el costo de la deuda y la rentabilidad exigida por los accionistas que proveen capital con fondos propios. La tasa de rentabilidad es -al igual que acá- antes de impuestos. No existe una tasa mínima específica en la legislación, sino que es en base al rendimiento de las obligaciones del Estado a 10 años, más un diferencial o sobre el costo del capital.

Sobre el sector de comercialización español, señaló que la ley establece un sistema de “retribución razonable”, el que se basa en un margen sobre las ventas y no en una rentabilidad sobre el capital invertido no amortizado. Agregó que la CNMC ha tomado esta metodología por ser la práctica habitual en sectores poco intensivos en capital. Además, la ley no fija una tasa de rentabilidad mínima.

Respecto de Francia, señaló que el modelo de regulación es basado en el principio de adición de costos y que, al igual que el caso español, hay cuatro segmentos diferenciados: generación, transmisión, distribución y comercialización. Generación con precios desregulados; transmisión, distribución y comercialización con tarifas reguladas.

El organismo regulador es la Comisión Nacional de la Energía (CRE), que se encarga del buen funcionamiento del sector de electricidad y gas natural, en beneficio de los consumidores finales. Se trata de una autoridad administrativa, independiente y con dos órganos: la Comisión y el Comité de Solución de Diferencias y Sanciones.

La Comisión está formada por seis miembros, con paridad entre hombres y mujeres. El presidente es nombrado por el Presidente de la República; 1 miembro es nombrado por el ministro encargado de los asuntos de ultramar; 1 nombrado por el presidente de la Asamblea Nacional; 1 por el Presidente del Senado, y, finalmente, 2 nombrados por decreto, en base a sus competencias técnicas en materia de protección a los consumidores y de demanda de energía y energías renovables.

La CRE propone las tarifas a los ministros de Economía y Energía y éstas se consideran aprobadas si no hay oposición. Las tarifas se fijan por períodos aproximados de cuatro años.

Los ingresos para la actividad de distribución a través de una tarifa de acceso a la red, o retribución, se establecen en base a una tarifa por el acceso a la red. Esto se basa en cuatro principios: la tarificación del acceso a la red debe ser independiente de la distancia entre el lugar de inyección de electricidad y el lugar de extracción; la misma tarifa de acceso a la red para el conjunto del territorio nacional; el principio de no discriminación, que quiere decir que la tarifa es la misma independientemente del uso final de la electricidad, y en el incentivo a los clientes a limitar su consumo, en los períodos en que el consumo global es más alto.

Enedis es la empresa dominante, con una cobertura del 95% del territorio francés.

La CRE determina un “ingreso total autorizado”, en base a los cargos de explotación y de capital.

Sobre la retribución en el segmento de distribución, o ingresos para la actividad de distribución a través de una tarifa de acceso a la red, señaló que existen cargos de explotación bajo el principio de empresa modelo eficiente, ya sean cargos ligados al sistema eléctrico, cargos ligados al personal y sobre impuestos.

Los cargos de capital están ligados a capital invertido por los concesionarios de distribución, como el Proyecto Linky, que involucró la sustitución de los antiguos medidores por medidores inteligentes. Se autoriza una amortización acelerada, ligada a la sustitución anticipada de los antiguos medidores. Destacó que la retribución se actualiza anualmente según el IPC, con un límite entre -2% y +2%.

Por su parte, también se contemplan incentivos tarifarios: a la reducción de pérdidas; a la reducción de los cortes de suministro, sobre duración y frecuencia; a gastos en investigación y desarrollo; a gastos en desarrollo de redes inteligentes. Por otro lado, se establece una penalización para los cortes largos de suministro.

Sostuvo que también existen tarifas reguladas para los consumidores con potencia contratada inferior a 36kVA, y el 78% de los abonados residenciales y el 69% de las pequeñas empresas están sujetos a esta tarifa. Las tarifas se fijan en base al principio de contestabilidad, o competencia por los clientes. Así, la tarifa busca que cada cliente pague los costos que genera y que los contratos puedan ser desafiados por el resto de empresas.

Respecto de la tasa de rentabilidad de la distribución, manifestó que ésta se calcula como un porcentaje sobre los activos no amortizados. Para ello se utiliza la metodología del costo promedio ponderado del capital, que se basa en el principio de que la tasa de rentabilidad sea comparable a la que obtendrían inversiones que impliquen niveles de riesgo similar. Por último, advirtió que no se ha encontrado en la ley o en la normativa de la CRE una tasa mínima garantizada.

Sobre la tasa de rentabilidad de la comercialización, señaló que se calcula como un margen sobre las ventas. Es una cantidad en €/MWh. El cálculo se basa en la estimación de los riesgos a los que están sujetas las empresas, en cuanto a comercializadoras. Para ello, se establecen seis categorías de riesgo, se les asigna una esperanza de ocurrencia y se les atribuye un valor en €/MWh. La tasa de rentabilidad actual es de 3,5% de la tarifa, medido en €/MWh. Además, la tasa cambia según las condiciones del mercado y los cálculos de la CRE.

El sectorialista de la Biblioteca del Congreso Nacional, señor Nicolás García, se refirió a la situación comparada de Perú y Colombia.

En relación a Perú, señaló que la regulación se establece en base al modelo de empresa eficiente -al igual que el caso nuestro-, para determinar los costos eficientes de proveer el servicio.

La legislación respectiva es el Decreto Legislativo N° 1.221 de 2015, que establece la regulación y utiliza los costos de empresa modelo para remunerar a todas las empresas que componen el respectivo sector típico de distribución eléctrica. Las empresas de distribución perciben por la prestación de sus servicios el Valor Agregado de Distribución (VAD), según sector típico de distribución.

El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, OSINERGMIN, es la institución pública encargada de regular y supervisar a las empresas del sector eléctrico, se encarga de fijar revisar y modificar tarifas, establecer normativa, fiscalizar, supervisar, atender reclamos de usuarios y solucionar controversias.

Por su parte, para determinar los costos eficientes de proveer el servicio se calcula el VAD según áreas de distribución, en sectores típicos y se incorpora en un solo modelo los gastos de operación y mantenimiento, los gastos de capital, la calidad de servicio y las pérdidas de la red.

El costo de capital utiliza una medida estándar de costos en equipos, expresándose como un costo anual, suponiendo una tasa apropiada de rendimiento y período de depreciación.

El costo de la inversión es calculado como el costo estándar de inversión de un “sistema económicamente adaptado”, a través del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR), incentivando las inversiones eficientes. Este es anualizado tomando en cuenta una tasa de descuento del 12% y un periodo de vida útil de las instalaciones de 30 años.

Los costos de operación y mantenimiento incluyen un valor como porcentaje de los activos y operaciones relacionadas con el costo por cliente de la medición y facturación eléctrica.

Precisó que en el sector eléctrico peruano las tarifas recogen los costos de 3 actividades: generación (52%), peaje de transmisión (9%) y distribución (27%), además de cargos adicionales (12%).

Las tarifas se establecen para cada sistema eléctrico, divididos en seis sectores típicos de distribución: urbano de alta densidad, urbano de media densidad, urbano de baja densidad, urbano-rural y rural. Este último es un sector especial para ciertas zonas agrícolas.

Por su parte, las tarifas para el consumidor final se calculan en base a costos de inversión y operación eficientes de empresas de distribución eléctrica modelo, las que consideran el VAD, los costos de conexión del servicio eléctrico y los costos de corte y reconexión del servicio. Se fijan cada 4 años, en noviembre, según el artículo 73 de Ley de Concesiones Eléctricas. Dichas tarifas son reajustadas periódicamente, de acuerdo a las variaciones de parámetros como el tipo de cambio, precios del cobre, precios del gas, entre otros. También se contemplan subsidios cruzados.

La rentabilidad contempla el costo de inversión anualizado, tomando en cuenta una tasa de descuento del 12% y un periodo de vida útil de las instalaciones de 30 años. Se establece una verificación de la rentabilidad por grupos de concesionarios, ajustándose la tarifa para que se sitúe en un rango entre 8% y 16% de tasa interna de retorno.

En relación al modelo de regulación de Colombia, señaló que es la ley N° 143, de Electricidad, de 1994, la que establece un régimen para la generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía –contempla también este último segmento-.

Precisó que los distribuidores constituyen monopolios naturales regionales con remuneración regulada, en base a criterios de eficiencia y calidad en la prestación del servicio.

Por otro lado, el distribuidor no actúa como intermediario de energía entre el mercado y los consumidores regulados, función a cargo del comercializador.

La regulación se establece en base a 4 niveles de tensión.

Informó que es la Comisión de Regulación de Energía y Gas, (CREG) el organismo competente para regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía eléctrica y gas combustible. A su vez, define la metodología para el cálculo de la tasa de retorno y tarifa aplicada en la remuneración de distribución. También define los factores aplicables para subsidios a usuarios de bajos recursos.

Por su parte, la CREG calcula costos de distribución –que servirán para definir tarifas a usuarios regulados – a través de una empresa modelo eficiente, según áreas de distribución comparables.

El costo del servicio es el resultado de agregar los costos de cada una de las etapas: generación, transmisión, distribución, comercialización y administración.

También se consideran los costos de inversión de redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital, costos de administración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada, niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables.

Los costos unitarios de distribución se indexan de un año a otro, a fin de reflejar el incremento de productividad de las empresas y distribución de las pérdidas de energía.

Sobre las tarifas, señaló que el artículo 74 de ley N° 142, de 1994, es el que indica que el formular tarifarias debe permitir remunerar el patrimonio de los accionistas, en la forma en que lo habría remunerado una empresa eficiente en un sector de riesgo comparable. Para ello se considera la suma de generación (34%), transmisión (6%), distribución (31%) distribución regional (6%), comercialización (10%), perdidas de energía (6%) y restricciones (7%).

La CREG es la encargada de definir metodología de cálculo y fijar tarifas, cuyo objetivo consiste en que las tarifas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo, garantizando asignación eficiente de recursos en la economía, considerando cargos de sistemas de distribución local (SDL), los que varían según índices de calidad del servicio prestado. Dichas fórmulas tarifarias tienen una vigencia de cinco años.

También se contemplan subsidios cruzados. Para ello, las tarifas varían según el estrato o caracterización socioeconómica, y son financiados a través de cargos (contribuciones), en el costo del servicio de otros consumidores.

El Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, CNA, señor José Agustín Venegas, precisó que el modelo español se basa en empresa real y no en empresa modelo, lo cual tiene directa influencia en la tasa.

Allí se requiere de una tasa menor porque se tienen menos riegos y, además, se renta sobre activos reales. Mientras que en el caso nuestro, el modelo presenta mayor riesgo para la empresa porque es una empresa ideal, que no es igual a la invertida, por lo tanto, se necesita de tasas más altas. En consecuencia, las comparaciones del modelo de empresa, con la tasa, no son equivalentes.

Se refirió a la determinación de precios del sector eléctrico, el que se compone de tres grandes segmentos: la generación, la transmisión y la distribución.

Puntualizó que la transmisión y la distribución constituyen monopolios naturales. Es decir, la realización de estas actividades por una única empresa en una determinada área resulta más económica que si es desarrollada por varias empresas, lo que se realiza a través de la tarificación de servicios por medio de procesos regulados. Por esa razón, ambas actividades están reguladas tanto en la determinación de sus tarifas como en las exigencias para la prestación de dichos servicios.

Por su parte, el segmento de generación, a diferencia de transmisión y distribución, es un mercado competitivo. Distintas empresas generadoras, con distintas tecnologías, pueden competir para abastecer de energía y potencia a los clientes, sean éstos sometidos a fijación de precios (clientes regulados) o libres.

El segmento de generación está constituido por el conjunto de empresas eléctricas propietarias de centrales generadoras de electricidad y se puede distinguir tres negocios en este segmento: venta entre generadores, o el denominado mercado spot; venta a clientes libres, que se trata de grandes consumidores, y venta a clientes regulados, a través de licitaciones eléctricas.

Precisó que en Chile, históricamente, la distribuidora ha sido la responsable de entregar el suministro a los clientes regulados. Para ello, debe adquirir la energía y potencia de empresas generadoras a través de un mecanismo de licitaciones, el que ha ido evolucionando con el tiempo.

Advirtió que las últimas licitaciones de suministros han sido adjudicadas a precios más bajos que las anteriormente celebradas, sin embargo, estos precios no entrarán en vigencia sino hasta el año 2021 y, con mayor notoriedad, el año 2024.

Precisó que los precios de energía y potencia que se obtienen en las licitaciones de suministro para clientes regulados se denominan Precios de Nudo de Largo Plazo (PNLP). Por su parte, la Ley General de Servicios Eléctricos establece que las distribuidoras deben traspasar a sus clientes regulados los precios de generación que resulten de promediar los precios vigentes para dichos suministros, conforme los respectivos contratos (PNLP).

Concluyó que el precio de la componente de energía y potencia de clientes regulados es definido a través de un mecanismo de licitaciones de suministro establecido por ley, que busca entregar señales para fomentar la competencia y el desarrollo de proyectos de generación, así como la obtención de precios competitivos. Los resultados de estas licitaciones entran en vigencia de manera diferida, con el fin de fomentar el desarrollo de nuevos proyectos y asegurar el abastecimiento de los clientes. El traspaso de los precios de las licitaciones (PNLP) al cliente final se realiza a través de un proceso complejo, en el que se deben promediar los PNLP vigentes.

Respecto de las mociones en estudio, identificó que estas pueden ser agrupadas de acuerdo a las siguientes áreas temáticas: voluntariedad respecto del cambio de medidor; no incluir en tarifa el cobro por cambio de instalaciones, y, por último, sobre la rentabilidad de las distribuidoras –no se refirió a la que postula la derogación-.

Postuló que las diversas mociones parlamentarias que plantean establecer a nivel legal la voluntariedad del cambio de la instalación no son necesarias, pues el carácter voluntario será establecido en la norma técnica respectiva y tratado con mayor profundidad en la Ley Larga de Distribución, que debiera ingresar a tramitación a fines del presente año.

Por lo demás, manifestó que dicho aspecto corresponde a una exigencia de calidad de servicio de la distribución, materia que es atribución normativa de la Comisión Nacional de Energía.

En relación a las mociones que postulan no incluir en tarifa el cobro por cambio de instalaciones, destacó que en la medida que la instalación, ya sea medidor o empalme, sea de propiedad de la empresa distribuidora, ésta debe ser considerada en el proceso tarifario respectivo, toda vez que existe un riesgo asociado al no reconocimiento de las inversiones que deben realizar las empresas para la prestación del servicio.

Por último, en relación al grupo de mociones que apunta a la rentabilidad de las empresas distribuidoras, hizo presente que el proyecto de ley ingresado por el Ejecutivo, contenido en el boletín N° 12.567-08, aborda esta materia, recogiendo los principales lineamientos planteados por las mociones parlamentarias, tales como la disminución de la tasa y el procedimiento de fijación de la misma.

Sobre la rentabilidad de las distribuidoras, advirtió que no es equivalente realizar el cálculo de tasas para empresas reales, tal como el caso europeo, versus el realizarlo para empresa modelo, como en Chile, ya que el cálculo sobre empresa real presenta menos riesgo y, por tanto, se puede fijar una tasa menor, mientras que en el caso nuestro el efecto real sólo podrá precisarse al efectuarse el cálculo del VAD.

Por último, hizo presente que el impacto en tarifa final sobre la rentabilidad de las mociones en estudio se ve reducido, ya que la componente de distribución en las tarifas no es la principal, sólo alrededor de un 20%.

Además, la componente de distribución es crítica, en cuanto a la necesidad de disponer de redes de primer nivel, con permanente avance y mejora de inversiones en calidad y seguridad de servicio.

Por otro lado, los impactos totales en los ingresos de la distribuidora, que parten en torno al 15% para este rango de tasas y pueden llegar al 30%, pueden ser muy significativos para esa industria y vitales para el eslabón del suministro eléctrico, además pueden repercutir en el incentivo a invertir, el desarrollo futuro de la industria y el resultado final de la calidad y seguridad del suministro a los clientes.

Por lo tanto, la tasa debiera estudiarse de cara a cada proceso tarifario, atendidas las condiciones de mercado, y el rango legal debiera establecer solo el piso de la misma, toda vez que una componente importante de ésta viene dada por las tasas libres de riesgo de los mercados de financiamiento internacionales, las que pueden subir o bajar significativamente en relativamente cortos períodos de tiempo.

El diputado señor Gahona destacó que en el caso europeo se agrega un actor más al eslabón del sector eléctrico, como son las comercializadoras. En ese sentido, consultó sobre la capacidad que tienen en España los clientes de negociar su tarifa. También cómo se incluye en la tarifa el subsidio allí, ya que aparentemente no lo financia el Estado sin los usuarios.

Tampoco hay fijación de un piso sino que es más bien libre la tarifa en Europa, mientras que acá se postula un piso, en consideración a que incluso somos un país con una baja clasificación de riesgo. Por tanto, no ve por qué tengamos que asegurar un piso.

También consultó si los medidores y los empalmes forman o no parte del sistema de distribución en Europa; y si es así, como se carga eso en la tarifa.

En otro sentido, destacó que en las licitaciones de energía del 2014 se comprometieron bloques energéticos futuros y las empresas adjudicadas comprometieron inversiones. En ese sentido, manifestó su inquietud respecto de cómo la CNE o el Ministerio de Energía va monitoreando que esas inversiones efectivamente se ejecuten.

El diputado señor Vidal consultó sobre el caso español y el bono que financian las empresas matrices de la comercializadora a familias vulnerables. ¿Ese financiamiento está calculado en la tarifa?

Por otro lado, hizo presente que según la exposición de la BCN en los casos español y francés no se establece un piso para la rentabilidad, pero quiere saber si se establece techo.

También consultó si la empresa francesa Enedis es pública o tiene capitales privados.

Por otro lado, para efectos del cálculo del VAD, los costos de los activos por parte de las empresas se evalúan desde cero o se considera la devaluación en el tiempo.

En otro sentido, señaló que las licitaciones de nudo del año 2016 se realizaron en base a algunos proyectos de generación, por lo tanto, consultó sobre el estado de avance de los mismos, para no encontrarse con sorpresas llegado el momento.

El diputado señor Juan Luis Castro, dado los desaciertos comunicacionales que ha habido últimamente en materia de energía, se pregunta por la mejor manera de comunicar a la ciudadanía el alza en las cuentas que se viene, y cómo se ve afectada la tarifa final, a favor o en contra, por la ley de Equidad Tarifaria.

El diputado seño Silber manifestó que la ley de Equidad Tarifaria no impacta en nada el alza que viene en las cuentas de la luz.

Por otro lado, hizo presente que el mercado de la generación debiese ser mucho más competitivo y adecuarse de mejor manera a las nuevas tecnologías, para que no se dé la paradoja que tenemos que estar pagando por licitaciones celebradas con bastante anterioridad, y por inversiones más altas, porque en ese momento era la tecnología disponible. Distinto es el caso de la transmisión y distribución.

La señorita Presidenta de la Comisión consultó sobre la viabilidad de un cambio de modelo de cálculo, de empresa eficiente a empresa real.

También consultó sobre la estimación que se hace del tipo de cambio al momento de hacer el cálculo, si el cálculo se hace al momento de la dictación del decreto o cuando toma razón la Contraloría General de la República.

El señor Argüello señaló que en Francia no hay libertad de precios sino que se trata de un mercado regulado.

Señaló que en España la libertad para tarifa de los clientes se debe a prácticas bastante agresivas de parte de las compañías comercializadoras, para que los clientes regulados se pasen a precios libres, lo que ha llevado incluso que las autoridades llamen a las personas a mantenerse en el sistema de precios regulado.

Respecto al bono social en España, señaló que efectivamente lo financia la empresa o su matriz.

Por otro lado, manifestó que ni en España ni en Francia se fija un piso ni tampoco techo.

Precisó que los medidores en Francia efectivamente forman parte de los costos de la empresa, y que el proceso del Proyecto Linky finalizaría en 2022.

Por otro lado informó que Enedis es una empresa filial de EDF, que es la compañía de electricidad de Francia, y que tiene una parte estatal y otra privada.

El señor Nicolás García, por su parte, precisó que el sistema eléctrico de Perú es similar al chileno, con tres actores.

Por otro lado, manifestó que en los mercados de Perú y Colombia también se reconoce que la transmisión y distribución son monopolios naturales y que también se ve competencia dentro del mercado de la generación, a través de las licitaciones.

El Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, CNA, señor José Agustín Venegas, precisó que han realizado permanentemente seguimiento a las inversiones comprometidas. Sin embargo, en lo que respecta a la licitación del 2014 y los proyectos que se prometieron allí para los 5 años posteriores, fue más laxa que las que siguieron porque sus bases eran un poco ambiguas. Sin embargo, sucesivamente se fueron agregando mayores condiciones de aseguramiento para el cumplimiento efectivo de los proyectos.

Ahora, en los casos de licitaciones anteriores se ha percibido un menor grado de cumplimiento. Por ello, lo que han hecho es pedirle a las distribuidoras, que son las firmantes y las mandates -ya que la CNE sólo hace las bases, precisó-, que actúen y tomen medidas al respecto, pero, en general, puede afirmar que se están cumpliendo.

Sobre los proyectos de la licitación del 2016, hizo presente que todavía tienen tiempo para su ejecución porque entrarían al sistema el 2021.

Por otro lado, precisó que los precios no son iguales para todas las compañías, hay diferencias por regiones y sectores. Si bien es cierto todas se rigen por el mismo concepto, no tienen los mismos contratos, todo ello supervisado por la SEC y la CNE.

En relación a la ley de Equidad Tarifaria, puntualizó que ésta se aplica sólo sobre la tarifa de distribución, por lo tanto, no es capaz de aplanar las diferencias que se producen por la tarifa de generación.

Por otro lado, señaló que las licitaciones nacieron más bien por una necesidad de garantizar el suministro futuro, por lo tanto, posteriormente hubo que generar incentivos para que hubiese nuevos proyectos. Además, se trata de contratos, en su gran mayoría, a 15 años. Entonces, como las negociaciones del sector privado son normalmente a corto plazo, por eso es que estas de largo plazo hay que tomarlas con cuidado, sobre todos cuando impactan a más de 6 millones de clientes regulados. Por eso se debe tomar en cuenta el riesgo, plazo, precio y condiciones comerciales.

En otro sentido, hizo presente que los precios de las licitaciones se reflejan posteriormente, fundamentalmente porque las empresas se endeudan al precio en que celebran las licitaciones. Por eso que no es tan fácil negociar como en el mundo privado, acá el riesgo lo asumen los clientes regulados y hay una condición distinta de mediano plazo que hay que manejar.

Sobre un cambio de modelo de empresa real a eficiente, señaló que es complicado porque habría que investigar muy en detalle cuánto vale lo que cada empresa puso y pueden quedar activos sin remunerar, mientras que sobre el modelo de empresa eficiente se genera mayor discusión.

En relación al tipo de cambio utilizado en las licitaciones, precisó que es del promedio del respectivo semestre. Eso, conforme a la ley y al reglamento. No tiene incidencia la Contraloría o la respectiva publicación en el Diario Oficial, con eso se protege a los usuarios y a las empresas.

Agregó que ambas iniciativas de ley abordan tres materias principales: el proceso de tarificación del Valor Agregado de Distribución (VAD); el concepto de Área Típica de Distribución (ATD), y la tasa de descuento.

Reiteró que el sector eléctrico chileno se compone de tres grandes segmentos: la generación, la transmisión y la distribución.

En concreto, el segmento de generación es un mercado competitivo, mientras que los de transmisión y distribución constituyen monopolios naturales y, por tanto, son sometidos a procesos de fijación de tarifas. Por ejemplo, en distribución se tarifica el VAD. Sin embargo, existe amplio consenso en que el proceso de tarificación del Valor Agregado de Distribución, cuya regulación data de 1982, requiere cambios.

Precisó que el Valor Agregado de Distribución se determina cada cuatro años, a través de un proceso reglado de tarificación. El Ministerio de Energía fija las tarifas vía decreto, previo informe técnico de la CNE. Ahora, para determinar el VAD se deben establecer previamente los costos que una empresa modelo debe enfrentar para prestar el servicio de distribución de energía eléctrica de forma eficiente, dando cumplimiento a la normativa y a exigencias de calidad de servicio. Se trata de una empresa ficticia, que compite en la prestación del servicio.

Para el proceso de tarificación del VAD, explicó que se consideran los costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independiente de su consumo. También se agregan las pérdidas medias de distribución en potencia y energía. A su vez, los costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. Por último, los costos anuales de inversión se calculan considerando el Valor Nuevo de Reemplazo de instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil y una tasa de actualización igual al 10% real anual. Estas componentes de costos se calculan para un determinado número de Áreas Típicas de Distribución.

Por su parte, señaló que la letra m) del artículo 25 de la ley General de Servicios Eléctricos define a las Áreas Típicas de Distribución, ATD, como “áreas en las cuales los valores agregados por la actividad de distribución para cada una de ellas son parecidos entre sí”, lo que, a su juicio, no permite reconocer adecuadamente las distintas realidades de las empresas distribuidoras.

Ahora, el cálculo de las componentes de costos del VAD para cada ATD se realiza en base a un estudio de costos encargado por la Comisión Nacional de Energía a un consultor. Por su parte, las empresas distribuidoras también pueden contratar un estudio de costos a otra empresa consultora. Dichos estudios se realizan considerando bases técnicas comunes. Se basan en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país. A la ponderación de dichos estudios se les asigna un valor de 2/3 para el encargado por la CNE y de 1/3 al de las distribuidoras.

Criticó que el actual mecanismo de solución de diferencias entre estudios de costos del VAD, entre el regulador y las distribuidoras, no es consistente con los actuales mecanismos de solución de diferencias utilizados en el sector de energía, ya que la ponderación 2/3 - 1/3 genera incentivos divergentes entre regulador y empresas distribuidoras. Además, no existe una instancia en donde puedan participar otros actores interesados.

Luego, con los valores obtenidos de la ponderación de los estudios de costos y los precios de energía que correspondan, la Comisión Nacional de Energía estructura un conjunto de tarifas básicas preliminares. Dichas tarifas deben permitir al conjunto agregado de las instalaciones de distribución de las empresas distribuidoras obtener una rentabilidad económica, antes de impuesto a las utilidades, que debe situarse en una banda entre el 6% y el 14%, lo que no puede diferir en más de cuatro puntos de la tasa de actualización, conforme al artículo 182 de la referida ley.

En ese sentido, criticó que la tasa de costo de capital de 10%, establecida en el numeral 3 del artículo 182 de la Ley General de Servicios Eléctricos, no es consistente con la actual realidad del país y los riesgos de la distribución, toda vez que en otros mercados regulados del sector energía la tendencia ha sido revisar a la baja las tasas y que éstas se apliquen después de impuestos, por ejemplo, transmisión con un piso del 7% y techo del 10%; y el gas, con un piso del 6%, sin límite superior. Ahora, la revisión de la tasa se debe abordar desde un punto de vista cuantitativo –sobre el valor que se define como piso- y procedimental – sobre cómo se determina la tasa-.

A continuación, señaló que tanto el mensaje como la moción apuntan a objetivos similares: perfeccionar el mecanismo de determinación de tasa de rentabilidad de la distribución.

Sin embargo, la moción establece en su artículo transitorio que mientras no se aplique el procedimiento para determinación de la tasa, las tarifas deben ser recalculadas con una tasa fija de 6,5% de costo de capital.

Por su parte, el proyecto de ley del Ejecutivo plantea una nueva regulación, la que se hace cargo de las dificultades que la tarificación del sector de la distribución actualmente tiene, abordando el proceso tarifario del VAD, el concepto de ATD y el proceso de determinación de la tasa de descuento y valor piso.

Cabe destacar, que próximamente se iniciará el proceso tarifario del VAD para el cuatrienio noviembre 2020-2024.

Sobre el proyecto de ley del Ejecutivo, destacó que éste postula un solo estudio de costos, licitado y supervisado por un Comité, integrado por representantes de las distribuidoras, el Ministerio de Energía y la CNE. En dicha instancia, tanto las bases técnicas para la realización del estudio de costos como el informe técnico preliminar de la CNE se someten a observaciones y, eventualmente, discrepancias ante el Panel de Expertos. Éste no puede optar por valores intermedios, porque existen incentivos para entregar la mejor información disponible. Así se tiende a reducir asimetrías de información, lo que es consistente con otros mercados regulados. Además, este cambio también altera la estructura de riesgos para la empresa distribuidora.

Con respecto a las críticas que ha recibido el actual mecanismo de ponderación de estudios que propone la CNE y las distribuidoras, respecto de la escasa participación de actores, el proyecto del Ejecutivo crea un Registro de Participación Ciudadana, en el que puede inscribirse toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso tarifario. Los participantes tienen acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos y éstos, al igual que las distribuidoras, pueden observar las bases técnicas del estudio de costos, así como también el informe técnico preliminar elaborado por la CNE. Asimismo, pueden presentar discrepancias ante el Panel de Expertos contra las bases y el informe técnico.

Por otra parte, se reemplaza definición de Áreas Típicas de Distribución por “áreas en las cuales los costos de prestar el servicio de distribución son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica”. El perfeccionamiento de esta definición permite fijar tarifas similares a empresas que, efectivamente, enfrenten realidades similares. Advirtió que el estudio de costo seguirá siendo por ATD, pero éstas serán más representativas de la realidad de las empresas.

Criticó que la actual tasa del 10% fija no es consistente con la realidad del país ni con los riesgos que enfrenta la industria. Por esa razón, el proyecto de ley del Ejecutivo reduce la tasa y fija un piso de un 6%, sin techo, así como una tasa que se recalcula en cada fijación tarifaria, de acuerdo a las condiciones de mercado, nacional e internacional, lo que permite incorporar de mejor manera los riesgos del negocio.

Además, se establece un procedimiento para la determinación de la tasa que la CNE calculará cada 4 años. Para ello, se licita un estudio que debe definir la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes. Finalizado dicho estudio, la CNE debe emitir un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor se incorpora en las bases técnicas del VAD, el que puede ser observado y, eventualmente, sometido a discrepancia ante el Panel de Expertos.

Criticó que en ese sentido, la aplicación de tasa fija de 6,5% en el artículo transitorio de la moción, sin estudiar las condiciones de mercado, no sería lo más adecuado.

En relación a la rentabilidad de las distribuidoras, manifestó que no es equivalente realizar el cálculo de tasas para empresas reales, como se hace en Europa, versus realizarlo para empresa modelo, como en Chile, porque el cálculo sobre empresa real presenta menos riesgo y, por tanto, se puede fijar una tasa menor.

A continuación, exhibió la siguiente imagen que representa una reducción de ingresos y una cuenta final con reducción de tasa, pero aclaró que es sólo una estimación, porque el cálculo final depende de los activos específicos de cada distribuidora y su vida útil. Por ello, el efecto real sólo podrá precisarse al efectuarse el cálculo del VAD. Además, advirtió que la componente de distribución es crítica de cara a los clientes y en cuanto a la necesidad de disponer de redes de primer nivel, con permanente avance y mejora de inversiones en calidad y seguridad de servicio:

Precisó que impactos totales en los ingresos de la distribuidora, que parten en torno al 15% para este rango de tasas y pueden llegar al 30%, pueden ser muy significativos para esa industria, vitales en el eslabón del suministro eléctrico, y pueden repercutir en el incentivo a invertir, en el desarrollo futuro de la industria y en el resultado final de la calidad y seguridad del suministro a los clientes.

Por otro lado, sugirió que la tasa debiera estudiarse de cara a cada proceso tarifario, atendidas las condiciones de mercado, y a nivel legal solo debiera establecerse el piso de la misma. Además, una componente importante de la tasa viene dada por las tasas libres de riesgo de los mercados de financiamiento internacionales, las que pueden subir o bajar significativamente en relativamente cortos períodos de tiempo.

El Profesor Asistente de la Pontificia Universidad Católica de Chile, señor Daniel Olivares, expuso apoyado en una presentación en Power Point [3].

Señaló que pertenece al Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería y se encuentran desarrollando estudios en conjunto con otros actores y el Ministerio de Energía, para una propuesta de modificación regulatoria integral de la distribución de energía eléctrica. Es algo más amplio de lo que se está abordando por esta ley corta, pero se va a referir a ella.

Dicho estudio consiste en análisis específicos que permitan disponer de fundamentos técnicos, económicos y regulatorios para el diseño de una propuesta de modificación regulatoria de la distribución, a través de talleres participativos para la discusión de propuestas conceptuales y de detalles, con el fin de apoyar y coordinar la discusión de la autoridad con la ciudadanía, mediante el levantamiento de información, observaciones y comentarios de los distintos actores involucrados.

Adelantó que los estudios han desarrollado una propuesta sobre los siguientes conceptos: redefinición de distribución; regulación de nuevos actores y roles; valorización y remuneración de la distribución; definición y cálculo de tarifas; sanciones y compensaciones; definición del operador del sistema de distribución, y planificación de la red y coordinación con actores interesados.

Explicó que la tasa de actualización, o descuento, es aplicada a los activos de la empresa modelo. La rentabilidad de la empresa real puede estar sobre o bajo dicha rentabilidad, como efectos contrapuestos de plusvalía, economías de escala u obsolescencia. Además, la metodología de valorización por empresa modelo introduce un riesgo adicional en las empresas debido a la escases de ejemplos a nivel mundial, como así mismo, las tasas de descuento en mercados que valorizan activos reales, como UK, Australia o California, no son necesariamente comparables debido a la prima por riesgo.

Ahora, para mejoras en la valorización, las principales propuestas que desarrolla esta ley corta consisten en a aumentar el número de áreas típicas para mejorar representatividad; la introducción de un mecanismo de arbitraje de oferta final; la fijación de un limite a los ingresos, con tarifas ajustables; un cálculo de tasa en función de los riesgos del negocio, y el establecimiento de un esquema de incentivo por banda, así como un sistema de sanciones.

Además, los estudios han concluido que se requiere instaurar la obligatoriedad de reportar periódicamente costos e inversiones para mejoras continuas en las bases del VAD, así como el desarrollo y obligatoriedad de uso de herramientas de cálculo únicas para la determinación del VAD. También, se comncluyó el establecer una metodología de estimación y monitoreo de la rentabilidad real de las empresas distribuidoras por los negocios regulados, como un giro único y exclusivo para las actividades reguladas.

Agregó como otras propuestas relevantes a las que han arribado: el especificar el rol de comercializador de energía; logar una transición gradual hacia la desregulación de la comercialización; especificar el rol de gestor de información de los medidores inteligentes; avanzar en instancias participativas formales de revisión de planes de desarrollo de empresas, y un ajuste en las remuneraciones de las empresas en función de requerimientos de procesos participativos.

Finalmente, destacó que entre los actores del estudio han arribado a los siguientes acuerdos: en el cálculo de la tasa de actualización en función de los riesgos del negocio y las condiciones de financiamiento; en la introducción de un mecanismo de arbitraje final, pero estableciendo precaución con número de discrepancias, y sobre las precisiones respecto a la determinación de áreas típicas.

La Subdirectora de Asuntos Jurídicos y Legislativos de Libertad y Desarrollo, señora Macarena García, expuso apoyada en una presentación en Power Point [4].

Destacó la necesidad de modernizar el proceso de fijación tarifaria de las distribuidoras eléctricas; así mismo, que los cambios propuestos por el proyecto de ley en estudio implican mejoras en este proceso.

Explicó que la regulación vigente para el segmento de distribución eléctrica data de 1982 y es adecuada a los factores que determinaban el riesgo que las empresas del sector enfrentaban en ese momento, como el acceso y costo de financiamiento, desarrollo tecnológico, penetración y relevancia del servicio eléctrico y el retorno esperado de mercado. Sin embargo, estos factores han cambiado, dejando de manifiesto la necesidad de una modernización en la regulación del sector, toda vez que sectores similares, como transmisión eléctrica y gas ya han experimentado ajustes en este mismo sentido. De esta experiencia, se pueden extraer enseñanzas importantes que el mensaje en estudio rescata. Para ello, introduce modificaciones en tres ámbitos: la tasa de actualización de las empresas; el procedimiento tarifario y la definición de las áreas típicas.

Destacó que por las características propias del sector de distribución eléctrica, como elevados costos fijos de entrada y de las altas economías de escala, este sector clasifica como un monopolio natural.

Al respecto, manifestó que la teoría y la evidencia muestran que, ante la presencia de un monopolio natural, es más beneficioso para la sociedad que haya una sola empresa, con un gran volumen de producción, de forma de reducir los costos medios. Ahora, como condición necesaria para que efectivamente se produzca esta mejora en el bienestar de la sociedad, el ahorro de costos debe traspasarse a los consumidores en la forma de menores tarifas.

Agregó que en este punto la regulación de la tarifa es fundamental, ya que ésta debe generar los incentivos adecuados para que la empresa no traspase a los clientes sus propias ineficiencias, utilice la mejor tecnología disponible y persista en el tiempo, ya que si la empresa no cubre sus costos medios y los recursos invertidos, ésta no persistirá, afectando el bienestar de los clientes.

Por otro lado, manifestó que el precio de la energía que pagan los clientes finales considera el costo de generar, transmitir y distribuir la energía desde su origen hasta los mismos clientes finales. Este último costo es aquel en que incurren las empresas distribuidoras para entregar su servicio: el Valor Agregado de Distribución (VAD). Este VAD se determina cada 4 años, en un proceso de tarificación en el cual se estiman los costos que tendría una empresa modelo al prestar el servicio de distribución bajo dos condiciones, por una parte, que se haga de manera eficiente, de modo que las ineficiencia del sector no se traspasen a los consumidores y, por otra, cumpliendo toda la normativa exigible, de modo que los costos de la normativa se traspasen a los consumidores.

Además, se establece que esta empresa modelo tendría una rentabilidad fija de 10% real anual antes de impuestos. El cálculo del VAD se hace por área típica de distribución. Los estudios de costos de base del proceso los realizan tanto la CNE como las empresas y se les establece un valor ponderado de 2/3 y 1/3, respectivamente.

Manifestó que no hay duda sobre la necesidad de modernizar el proceso de fijación tarifaria de las distribuidoras eléctricas y revisar el costo del capital de este sector.

Destacó que, técnicamente, es adecuada la metodología propuesta para la estimación del costo de capital, como la tasa libre de riesgo, el premio por riesgo de mercado y el riesgo sistemático de las actividades de las empresas distribuidoras. También estimó adecuado que se fije un mínimo para el costo de capital y una tasa de costo de capital después de impuestos.

Sin embargo, llamó la atención respecto de algunos elementos, toda vez que para la determinación de la tasa libre de riesgo se propone en el proyecto de ley utilizar la tasa ofrecida por el Banco Central o la de la Tesorería General de la República, en UF, para un plazo mínimo de 5 años. Pero, para este tipo de proyectos, que son de largo plazo, la tasa representativa debiera ser una de mayor plazo, de 10 años o más.

Además, para estimar el riesgo sistemático de este sector se requiere acudir a estudios internacionales. Sin embargo, hay que considerar que internacionalmente no siempre se utiliza el modelo de empresa eficiente para la fijación del costo de capital, lo cual hace que no sean tasas directamente comparables.

También manifestó su inquietud en relación al piso de 6%, el que en un principio pareciera ser insuficiente, dado que este piso se fija para la rentabilidad de la empresa modelo. Sin embargo, considerando que la empresa real es normalmente menos eficiente que la modelo, la rentabilidad que efectivamente tendrían estas empresas reales sería en torno al 4%.

Por otra parte, advirtió que se fija a un nivel menor que la rentabilidad estimada para la transmisoras, del 7%, siendo que la rentabilidad mínima de las transmisoras no se calcula sobre una empresa modelo sino que se relaciona con una empresa real, y el negocio de la transmisión no es más riesgoso que el de distribución.

Precisó que en el actual proceso tarifario, tanto la CNE como las empresas distribuidoras elaboran estudios de costos de acuerdo a las bases técnicas comunes, los cuales, en caso de discrepancias, se ponderan 2/3 y 1/3, respectivamente. Sin embargo, la existencia de la ponderación, unida a la asimetría de información existente, genera incentivos a presentar estudios divergentes, por lo que la tarifa resultante bajo este esquema difícilmente refleja de manera efectiva los costos eficientes del servicio.

Por lo tanto, el que sea la CNE la que realice el estudio de costos y la existencia del Panel de Expertos para casos de discrepancias, genera incentivos adecuados para traspasar información al regulador, alcanzando un equilibrio más eficiente y, por lo tanto, un mayor beneficio para los consumidores.

Por último, sostuvo que la regulación actual establece que la definición de Áreas Típicas se realiza en base a la agrupación de empresas, con costos medios totales de distribución parecidos entre sí. Luego, se estima una empresa modelo para cada área típica, en relación a una empresa de referencia seleccionada en dicha área. El problema surge desde el momento en que pueden resultar más de una empresas modelo en una misma área típica, dependiendo de cuál es la empresa de referencia seleccionada, generando importantes diferencias de rentabilidad efectiva entre empresas. Esto se explica porque las empresas dentro de un área típica presentan distintas realidades en términos de condiciones geográficas, de clima, de clientes, de población, etcétera. No hay duda de que es necesario mejorar la definición de las áreas típicas, pero de manera tal que se reflejen más apropiadamente las condiciones particulares de cada empresa.

El señor Rodrigo Iglesias, de Synex Consultores, expuso apoyado en una presentación en Power Point [5].

Manifestó que concuerdan con la iniciativa en estudio en sus tres ejes.

Respecto del cambio de tasa fija por tasa de un modelo de costo de capital, hizo presente que es concordante con las regulaciones ya incorporadas en los mercados de transmisión eléctrica y en distribución de gas.

En relación a la tasa piso después de impuestos, hizo presente que debiera ser al menos del 7%, como actualmente se establece para transmisión, debido al mayor riesgo de la actividad de distribución.

Sobre el perfeccionamiento del procedimiento para el estudio de las tarifas, señaló que se propone el reemplazo de dos estudios con resultados ponderados, por uno oficial con posibilidad de discrepar, concordante también con modernización efectuada en los sectores de transmisión eléctrica y en distribución de gas.

Por su parte, la posibilidad de discrepar tanto de las bases del proceso como de los resultados del estudio, contribuye a la calidad de la regulación tarifaria. Además, la agrupación de los costos del estudio en categorías y los efectos de discrepar ante el Panel de Expertos le parece razonable.

Sobre el perfeccionamiento de la definición de Áreas Típicas de Distribución, se manifestó absolutamente de acuerdo, ya que consideró que es una medida acorde al avance en el modelamiento de costos de sistemas de distribución. Sin embargo, cree necesario un chequeo de rentabilidad área por área.

Respecto de la disposición transitoria, señaló que le parece razonable aplicar las modificaciones que propone el proyecto de ley durante el próximo proceso tarifario.

Finalmente, comentó que la actual banda de rentabilidad, de más o menos el 4% en torno a tasa de actualización, queda muy amplia para reducción de esta tasa, por lo que propuso como alternativa una de más o menos un 2,5%

Para concluir, hizo presente que para la moción contenida en el boletín N° 12.471-08, son plenamente válidos los planteamientos a la tasa de actualización formulados.

El Académico de la Universidad de Chile, señor Ronald Fischer, destacó que ha participado del proceso de estudios para una reforma al sistema de distribución y manifestó que existe amplio consenso entre todos los actores sobre las modificaciones propuestas a través de esta ley corta, ya que reflejan una necesidad existente y, además, ello redundaría en futuras rebajas en las tarifas a clientes.

Puso énfasis en la mejora que significa la reducción de dos estudios a uno solo, porque evita la distorsión en los costos. Sin embargo, sugirió una ampliación del plazo del Panel de Expertos para emitir la resolución, dado el posible gran número de observaciones que deba tramitar.

El diputado señor Gahona hizo presente que entiende que no sea recomendable la tasa de descuento de la rentabilidad, dadas las fluctuaciones de los mercados. Sin embargo, no le queda claridad el por qué, si no se fija la tasa, se tenga que fijar un piso, porque ve lejano el riesgo para la inversión.

También manifestó inquietud en cómo se va a reflejar la protección para los consumidores en la definición de áreas típicas, más que para las empresas o las cooperativas, respecto de las cuales debe haber competencia.

Finalmente, consultó si el Ejecutivo contempla la inclusión de las comercializadoras, como cuarto actor en el sector eléctrico, en la tramitación de la anunciada ley larga, las que podrían asimilarse a los carriers que hubo en telecomunicaciones.

El diputado señor Mulet criticó que, a su juicio, el modelo de empresa eficiente no es tal, dado que en definitiva se le otorga una ponderación de 1/3 - 2/3. Además, incluso a través de los años ha ido creciendo la diferencia entre uno y otro informe. Por lo tanto, solicitó aclaración sobre la objetividad e independencia de la cual esté investido el Panel de Expertos en la toma de sus decisiones, dado que alguno de los invitados de la presente sesión ha pertenecido a dicho panel.

Sobre la participación de terceros, ya sean ciudadanos consumidores, colegios profesionales u otros organismos, la consideró positiva, aunque genere discrepancias, por eso le interesa saber si se contemplan recursos concursables para cada proceso tarifario, a objeto que organizaciones civiles puedan asesorarse y evaluar la formulación de observaciones. Eso coopera en la construcción de confianzas.

También se manifestó partidario de la introducción de la figura del comercializador en el sector eléctrico, para generar mayor competencia que se traduzca en rebaja de precios.

Finalmente, consultó sobre el estimado del Beta en la industria, el que al parecer fluctuaría entre 1 y -1.

El diputado señor Vidal reflexionó que es mejor prescindir de fijar piso y techo en determinación de la tasa, y entregar ésta lo que reflejen los estudios reales de la empresa modelo, dado que no se trata de empresas en riesgo ya que hay monopolio y VAD establecido. De hecho, eso es precisamente lo que se propone en la moción de su autoría, contenida en boletín N° 12.471-08. En ese sentido, aclaró que el 6,5% que se fija allí es exclusivamente en su artículo transitorio, mientras que la propuesta del Ejecutivo si establece una tasa del 6% fija y permanente.

Por otro lado, criticó que no haya un efecto inmediato en la baja de las cuentas de energía y haya que esperar hasta el próximo proceso del VAD.

El diputado señor Eguiguren se refirió a declaraciones del ex Ministro de Energía, señor Máximo Pacheco, en orden a que las empresas del segmento tendrían rentabilidades cercanas al 15%, mientras que acá se habla del 6% en una empresa modelo.

Finalmente, consultó por posibles mejoras al procedimiento de resolución de discrepancias ante el Panel de Expertos.

El Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, CNA, señor José Venegas, dando respuesta a las inquietudes formuladas por las señoras y señores diputados, afirmó que como el proceso se realiza cada 4 años, partiendo de cero en la empresa modelo, las inversiones que ya han hecho las distribuidoras tienen que rentar. Eso representa un riesgo, porque su inversión se hizo bajo otra tasa y con otro endeudamiento. Esa es la razón de poner un piso y asegurar un margen de rentabilidad.

Destacó que si bien es cierto, estamos regulando un sector de poca incidencia en la tarifa, pero que sí es crítico para la calidad y el servicio de los consumidores. Por lo tanto, el tentarse con una rebaja de, por ejemplo, un 5%, puede traer complejas consecuencias para más de 6 millones de consumidores. Además, se trata de un sector monopólico, por eso la regulación. Eso no dice relación con la comercialización, que tiene más que ver con la venta de energía, lo que no entra en este sector donde hay una sola empresa. Por esa razón no puede haber, por ejemplo, tres empresas que hagan cableado simultaneo.

Sobre la tarifa y rentabilidad de las cooperativas precisó que ello tiene que ver con la realidad geográfica en que éstas prestan su servicio y con la recuperan su inversión. No es lo mismo cobrar por un tendido eléctrico de 10 kilómetros, que atiende a 10 clientes, versus otro que atiende a 500. No es que se beneficie a las distribuidoras en desmedro de las cooperativas.

Respecto de la calificación de los estudios, de 1/3 y 2/3, señaló que siempre puede haber diferencia en los cálculos entre uno y otro, pero que las empresas realizan sus estudios ajustados a bases regulatorias. Pero no le consta en lo absoluto que haya habido alguna manipulación de los estudios de alguna parte.

Precisó que el Beta de la industria se encuentra en un 0,49.

Sobre el efecto en la tasa inmediata, precisó que existe un sutil efecto entre lo que se desea conseguir, que es un ajuste correcto de tasas, sin producir un problema real en el necesario crecimiento de las inversiones y de las mejoras en la calidad del servicio.

En ese sentido, el poner una tasa de 6,5%, de inmediato, sin hacer todos los estudios respectivos del mercado y los costos, produciendo una rebaja de a lo sumo un 2% en la tarifa final, puede resultar en un altísimo componente de riesgo respecto de las inversiones, así que lo consideró una mala idea.

Respecto del 15% de utilidades al que habría aludido el ex Ministro de Energía, manifestó desconocer a qué se refería, porque algunas empresas agregan a sus balances otros negocios que mantienen relacionados al giro. Sin embargo, aclaró que el chequeo de rentabilidad de la industria, hecho recientemente, arrojó una tasa del 7,7%.

El señor Agurto, precisó que puede estarse confundiendo la rentabilidad del valor nuevo de los activos con rentabilidad sobre patrimonio. Este último depende de apalancamientos por deuda, de antigüedad y depreciación de las instalaciones, etcétera.

La señora Macarena García, aclaró que la diferencia del 2% entre la empresa real y la empresa eficiente se debe a que el cálculo se hace de manera dinámica, porque cada cuatro años esa empresa es nuevamente eficiente, lo que genera que la empresa real se encuentre en un constante esfuerzo por acercarse a la empresa modelo, que cada vez es más eficiente que la anterior. Sólo de ese modo alcanza la rentabilidad esperada.

El señor Olivares, señaló que el fijar un piso en la taza no tiene mucho sentido en el mundo real. Sin embargo, en esta industria tan crítica, y dada la complejidad que tiene calcular la tasa y el riesgo asociado a la metodología, parece razonable, a lo menos, en un régimen transitorio, tener una tasa mínima para asegurarse de que el cálculo que se hace no lleva a tasas demasiado pequeñas, que no le permitirían a las empresas hacer las inversiones necesarias.

Por otro lado, manifestó que una rebaja en la tasa de un 6,5% involucraría una ganancia muy pequeña para el posible costo.

Finalmente, el señor Rodrigo Iglesias, de Synex Consultores, en su calidad de ex miembro del Panel de Expertos, destacó la independencia, objetividad y criterios técnicos con que éste toma sus decisiones.

El Director Ejecutivo de la Asociación de Empresas de Distribución Eléctrica A.G., señor Rodrigo Castillo, expuso apoyado en una presentación en Power Point [6].

Hizo presente que las reformas a la industria eléctrica comenzaron con el sector generación y transmisión, encontrándose todavía pendiente el perfeccionamiento al sector de distribución.

Alabó que el modelo de regulación vigente en la distribución de electricidad haya permitido la expansión de red con eficiencia en costos y con altísimos niveles de cobertura, con un suministro a prácticamente toda la población, ya que más del 99,6% tiene acceso a electricidad.

Agregó que en 2016 se inició el diálogo sobre la nueva normativa para el sector de distribución, el que ha sido activo y transparente, pero es necesario aumentar la profundidad del debate, de modo de hacerse cargo de los desafíos que el país tiene que abordar urgentemente, toda vez que la normativa vigente no permite incorporar la nueva realidad que el sector enfrenta, como mejoras en calidad, adopción de nuevas tecnologías y modelos de competencia.

Por otro lado, criticó el hecho que la calidad de suministro está bajo de las expectativas de los clientes y de los desempeños de países desarrollados, incluso de países comparables al nuestro, lo cual, a su juicio, proviene de eventos en transmisión, generación, distribución y fuerza mayor, tales como los derivados del cambio climático y cada vez más frecuentes.

Sin embargo, opinó que para alcanzar los desafíos definidos en calidad de suministro es necesario realizar significativas inversiones, principalmente de largo plazo. A eso se suma la necesidad de inversiones para el desarrollo de nuevas tecnologías, a nivel de la red de distribución, tales como generación distribuida, electro movilidad, almacenamiento, entre otras.

A su vez, criticó que el sistema de empresa ideal o modelo. que parte de cero en cada proceso de fijación tarifaria, no permite reconocer los estándares de calidad ni incentiva la adopción de nuevas tecnologías ni modelos de competencia, por lo tanto, el modelo regulatorio actual no permite alcanzar los objetivos que Chile necesita ni tampoco está en línea con las expectativas de los clientes. Sin embargo, a la hora de hacer modificaciones sugirió tener en cuenta que la actividad de distribución, entendida como la prestación de servicio de redes, es un monopolio natural, por lo tanto, sería ineficiente duplicar redes. Además, la componente de distribución representa, en promedio, menos del 20% de la tarifa final que pagan los clientes.

Respecto del proyecto de ley en estudio, criticó que éste afectaría significativamente el desarrollo del sector, sin un efecto relevante en las cuentas de los clientes ni en la calidad del servicio, toda vez que reduce un 22% los ingresos asociados a inversiones en distribución, con un efecto en las cuentas de los clientes finales de entre un 2 y un 3%.

Por otro lado, manifestó que la empresa modelo, por definición, es más eficiente que la empresa real, porque, entre otros aspectos, carece de obsolescencia de las instalaciones, indivisibilidad de las inversiones, discrecionalidad en el reconocimiento de costos, fuerza mayor, etcétera, por lo tanto, no existiría la rentabilidad garantizada del 10% para la industria de la distribución, como se ha señalado.

Precisó que la tasa de 10%, antes de impuestos, se considera sólo para remunerar las inversiones de una empresa modelo, que parte de cero –reiteró-, para la cual se definen en cada proceso tarifario y cada 4 años, niveles de eficiencia que son inalcanzables para las empresas reales, por indivisibilidad de inversiones y obsolescencia tecnológica, entre otros.

Puntualizó que en el proceso tarifario 2016-2020, la rentabilidad de la industria se estima en un 7,55%; mientras que en el proceso 2012-2016, fue de 6,62%, y en el proceso 2008-2012, fue de 7,5%. En todos los casos con costos e inversiones fijados por la SEC. Sin embargo, al considerar los valores reales de las empresas, dicha rentabilidad es significativamente menor.

Por su parte, el artículo 152° de la Ley General de Servicios Eléctricos garantiza una rentabilidad de solo 5%, antes de impuestos, para la industria, como un conjunto. Sin embargo, en proyecto de ley establece que la rentabilidad mínima de la industria será de solo 1%, después de impuestos, lo que significa que algunas empresas podrían estar incluso bajo ella. Por lo tanto, una reducción de la tasa debe venir acompañada de una adecuación en el riesgo que enfrentan las empresas, de modo que sea consistente con ella.

En ese sentido, advirtió que el segmento de distribución de electricidad enfrenta riesgos comparables a los de un mercado competitivo, como los del modelo de competencia subrogada. Por ejemplo, para las empresas sanitarias la normativa establece un piso individual por empresa para la tasa de descuento del 7%, después de impuestos. A su vez, la ley de Servicios de Gas establece que las empresas distribuidoras deben ser sometidas a regulación de precios cuando su rentabilidad, después de impuestos, supera el 9%, mientras que en transmisión eléctrica, el piso de la tasa de descuento, después de impuestos, corresponde al 7%. Por lo tanto, para definir la tasa de distribución de electricidad debe considerarse, por coherencia regulatoria, las tasas y riesgos que enfrentan otros negocios.

Respecto de adecuar el procedimiento de realización de estudios, con la eliminación de ponderación 1/3-2/3 e incluir al Panel de Expertos en la resolución de discrepancias aumentando la participación ciudadana, manifestó que la iniciativa avanza en la línea correcta.

Finalmente, concluyó que la implementación por partes de la reforma a la normativa de distribución produce graves distorsiones, debido a la interdependencia de sus elementos. Por ello, para avanzar en los objetivos que Chile se ha definido, se debe profundizar el alcance de las modificaciones regulatorias abordando, al menos, aspectos relativos al riesgo del negocio, al modelo de remuneración y al proceso tarifario.

El Gerente General del Grupo SAESA, señor Francisco Alliende, expuso apoyado en una presentación en Power Point [7].

Sostuvo que la distribución de electricidad es un servicio monopólico, regulado a través de un proceso de fijación de tarifas que, en teoría, generaría una rentabilidad del 10% a una empresa modelo eficiente, antes de impuestos. Sin embargo, ese resultado se aplica a empresas reales. Ahora, para chequear la rentabilidad de la Industria como un todo, y sólo en ese ejercicio, las rentabilidades se reducen a un teórico 7,55%, según lo señalado por la propia CNE. Ello porque la realidad es diferente, las empresas enfrentan distintas situaciones imposibles de evitar y que las empresas modelos no tienen. Eso hace que en la realidad las empresas posean rentabilidades mucho más bajas, en torno al 5%, muy alejado al mito de la rentabilidad regulada.

Como ejemplo de situaciones que deben enfrentar las empresas del rubro y que hace que la rentabilidad real sea tanto más baja, identificó las siguientes:

Diferencias en el Valor Nuevo de Reemplazo, ya que no se consideran líneas fuera de la zona de concesión, pero si se consideran los ingresos.

Robo de cables. Al respecto, destacó que hasta el 15 Mayo del presente año, a Frontel le han robado 163.337 metros de cables.

Pérdidas de energía: las diferencias entre la teoría y la práctica superan el 3%, con un costo superior a los 2.000 millones, no reconocidos.

Gastos adicionales, por ejemplo en remuneraciones.

Gastos legales; por ejemplo, la gran cantidad de juicios luego de los incendios forestales, que involucran gastos en peritajes y abogados, los que para su empresa superan los $1.500 millones de pesos, sólo en los temas relacionados a incendios.

Redes diseñadas para cierta tasa de falla, pero que en la realidad la comunidad espera menos fallas, por lo que las empresas invierten en soluciones no reconocidas por el VNR. Respecto de esa situación, puso como ejemplo la generación de respaldo que la empresa tuvo que instalar para toda la provincia de Arauco (comunas de Cañete, Curanilahue, Lebú, Los Álamos, Tirúa y antes también Contulmo).

Por último, señaló que la empresa modelo no enfrenta multas ni compensaciones.

Finalmente, advirtió que los riesgos están lejos del hecho de ser monopólicos, porque se los hace competir y comparar con una empresa más eficiente que lo que se puede alcanzar en la realidad, tales como la estimación y proyección de demanda, tema ya abordado y solucionado en la industria de la transmisión nacional y zonal; cambios tecnológicos; cambios de precios (VNR), e inversiones que pueden dejar de ser reconocidas.

El diputado señor Gahona advirtió que el cálculo de la tasa lleva implícitos todos los eventos y pérdidas que se han señalado, como el premio por riesgo, por lo tanto, éstos estarían incluidos en el costo de capital promedio ponderado, para cada caso.

El diputado señor Silber consultó por el parecer de los invitados si sería conveniente cambiar al modelo de empresa real.

El diputado señor Vidal respecto del modelo actual, que consiste en que la empresa comience de cero cada cuatro años, consultó si tal vez sea conveniente modificar el plazo, alargándolo, acortándolo o sostener alguna revisión del proceso.

El diputado señor Mulet consideró que la forma de solución de controversias, con el sistema 2/3 y 1/3, no es objetiva.

Por otro lado, solicito la opinión de los invitados respecto de la figura del comercializador.

En otro sentido, trajo a colación el hecho que en la década de 1980 el actual modelo de distribución de energía era muy bien considerado, incluso en el extranjero. Entonces, qué pasó que llegamos al estado actual, donde ya es un modelo obsoleto que no refleja la realidad ¿Fallaron las empresas o el Estado? ¿Y qué acciones, públicas o privadas serán necesarias para recuperar la confianza entre clientes, regulados y reguladores?

El señor Castillo manifestó que el sistema de empresa modelo que parte de cero no refleja efectivamente la tasa de riesgos.

Aseguró que tampoco es posible actualmente confeccionar un modelo con tendencia de riesgo sistemático, para empresas de distribución, porque en Chile no existen series de datos suficientes y cada vez que alguien intenta hacerlo tiene que ocupar datos internacionales. Además, no existe ninguna parte del mundo que utilice nuestro modelo, por lo cual es imposible encontrar empresas que tengan o enfrenten riesgos similares a los nuestros porque en ninguna parte la regulación es como la nuestra. Por lo tanto, manifestó que se hace necesario realizar ajustes al sistema actual.

Concordó con el diputado señor Mulet en el sentido que se hace necesario restablecer las confianzas entre los actores del sistema, y para ello citó el caso del Reino Unido, donde hace algún tiempo cambiaron el sistema por otro que contempla mucha más interacción entre las partes.

Por último, precisó que las bases para el próximo VAD debieran estar listas en mayo del próximo año, por lo tanto, queda algo de tiempo todavía para la materialización de este proyecto de ley y que se refleje en una pequeña baja en las cuentas de energía.

El señor Alliende hizo presente que el modelo de los Estados Unidos considera riesgos como, por ejemplo, los de los incendios forestales.

Finalmente, estimó que una reducción de tasas significaría problemas con el endeudamiento para las empresas del rubro, y se manifestó partidario de aplicar un sistema de empresa real.

B) DISCUSIÓN PARTICULAR.

- “Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:”

Puesto en votación el epígrafe fue aprobado por la unanimidad de los diputados y diputadas de la Comisión, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Santana, don Juan, Silber, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- El Ejecutivo presentó indicación para incorporar un nuevo numeral 1) del siguiente tenor, numerándose los demás correlativamente:

“1) Incorpórase un artículo 8° ter, nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo 8° ter: Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2° de la ley N°18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley, o la que la reemplace. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5 de 2003, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, o el que lo reemplace, en adelante “cooperativas”, que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado, estarán obligadas para los efectos de esta ley a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.”.”.

Puesta en votación la indicación fue aprobada por la unanimidad de los diputados y diputadas de la Comisión, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Santana, don Juan, Silber, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Las diputadas Cicardini y Hernando y los diputados señores Silber, Torres y Ascencio, presentaron indicación para intercalar un nuevo artículo 72-21, pasando el actual 72-21 a ser 72-22, y el 72-22 a ser 72-23, del siguiente tenor:

“Artículo 72-21.- Indemnización por los perjuicios ocasionados por corte o indisponibilidad de suministro. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo anterior, todo evento o falla ocurrido en instalaciones eléctricas que no están destinadas a prestar el servicio público de distribución, que provoque corte o indisponibilidad de suministro a usuarios finales, de forma continua o discontinua por más de 12 horas, dentro de un período de 24 horas que se computarán desde el inicio de la afectación, sin estar autorizado en conformidad a la ley o los reglamentos, y que se encuentre fuera de los estándares que se establezca en las Normas Técnicas a que hace referencia el artículo 72°-19, dará lugar a las indemnizaciones que señala este artículo.

Para tales efectos, la empresa eléctrica deberá habilitar un banner en su sitio web a fin de que el usuario afectado pueda requerir el monto de su indemnización, adjuntando para ello las boletas, facturas o comprobantes respectivos por todos los perjuicios directos e indirectos que el corte o indisponibilidad le haya originado al grupo familiar directo y/o a la pequeña empresa en que se ocupe, tales como talleres o pequeños negocios de barrio.

Si la empresa eléctrica respectiva reclamare u objetare el monto a indemnizar, podrá recurrir ante la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC) la que en el plazo de 30 días resolverá el reclamo en una única instancia, notificando de ello al usuario y a la empresa reclamante.

Si la empresa no dedujere reclamo del reembolso dentro de quinto día o resuelto dicho reclamo por parte de la SEC, deberá descontar el monto del señalado reembolso de la o las siguientes boletas de consumo, hasta agotar el monto de lo indemnizado.”

Tanto el Ejecutivo como la Secretaría hicieron presente la inadmisibilidad de la indicación por no corresponder a las ideas matrices o fundamentales del proyecto. La señora Presidenta la declaró admisible, por lo que el señor Kort solicitó votación de la admisibilidad.

Puesta en votación fue declarada admisible por 8 votos a favor, de la diputada señora Cicardini, y los diputados señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Mellado, don Cosme –en reemplazo de la señora Hernando-, Santana, don Juan, Silber, don Gabriel, Velásquez, don Esteban y Vidal, y cinco votos en contra, de la diputada señora Cid, y de los señores Eguiguren, Gahona, Kort y Noman.

Cabe hacer presente que los diputados señores Gahona y Kort hicieron reserva de constitucionalidad respecto de la citada norma.

Puesta en votación la indicación fue rechazada por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del diputado señor Silber para agregar en el artículo 141 inciso quinto, a continuación de la palabra “cárceles” la expresión “y domicilios registrados con pacientes electrodependientes”.

Puesta en votación la indicación fue rechazada por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación de los diputados señores Silber y Sabag, para agregar en el numeral 3 del artículo 182 los siguientes párrafos segundo y tercero:

“En el caso de las cooperativas concesionarias de distribución de energía eléctrica, deberá aplicarse una tasa de actualización que reconozca sus características propias, en todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al 7%.

De este modo, todos los componentes indicados en el presente artículo se deberán calcular para cada cooperativa concesionaria, no debiendo considerarse las áreas típicas para este tipo de distribuidoras.”

Puesta en votación la indicación fue rechazada por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación de los diputados señores Sabag y Silber para agregar un nuevo inciso final al artículo 182, del siguiente tenor “Para el caso de cooperativas concesionarias del servicio público de distribución de energía eléctrica, el valor agregado por concepto de costos de distribución se basará en cooperativas modelo y considerará los ítems antes señalados.”

Puestas en votación ambas indicaciones se rechazaron por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Puesto en votación el numeral 1.- (que ha pasado a ser 2.-) del Mensaje, del siguiente tenor:

1.- Reemplázase, en el numeral 3 del artículo 182, parte final, la expresión “igual al 10% real anual” por “de acuerdo a lo establecido en el artículo 182° bis”.

Se aprobó por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al artículo 182 bis que introduce el Mensaje, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para reemplazar, en el inciso primero la expresión “después de impuestos” por “antes de impuestos”.

- Indicación al artículo 182 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para eliminar la frase: “En todo caso la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento”.

- Indicación de los diputados señores Gahona y Noman, para agregar después de la expresión “no podrá ser inferior al seis por ciento”, la frase “ni superior al nueve por ciento”.

- Indicación de la diputada señora Cicardini, y de los diputados señores Eguiguren, Santana, don Juan, Vidal y Castro, don Juan Luis, para reemplazar la frase “En todo caso la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento” por la siguiente “En todo caso la tasa de actualización no podrá ser inferior a seis por ciento ni superior a nueve por ciento”.

- Indicación del Ejecutivo para sustituir la expresión “al seis por ciento” por “al seis por ciento ni superior al nueve por ciento”.

- Indicación del diputado señor Silber para reemplazar en el inciso primero el artículo 182 bis la frase “seis por ciento” por “valor señalado en el artículo 118”.

Puestas en votación las indicaciones, en conjunto, se rechazaron por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- El Ejecutivo, y los diputados señoras Cid y Hernando y señores Castro, don Juan Luis, Eguiguren, Gahona, Noman y Silber, presentaron sendas indicaciones, de idéntico tenor:

“Para sustituir en el numeral 2.- que ha pasado a ser 3.-, del Mensaje, en el primer inciso del artículo 182 bis, la expresión “al seis por ciento” por “al seis por ciento ni superior al ocho por ciento”.

Puestas en votación las indicaciones, en conjunto, se aprobaron por el voto favorable de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman y Vidal, y la abstención del diputado señor Velásquez, don Esteban.

- Los diputados señora Hernando y los señores Eguiguren, Gahona, Kort y Silber presentaron indicación para sustituir en el inciso tercero del artículo 182 bis la expresión “a un mes y corresponderá al me calendario de“ por “al promedio de los seis meses previos, contados desde”.

Puesta en votación fue aprobada por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Silber, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación de los diputados señores Sabag y Silber para agregar un nuevo inciso final al artículo 182 bis del siguiente tenor

“En el caso de las cooperativas concesionarias, la tasa de actualización será igual al 10 % real anual.”

Puesta en votación fue rechazada con el voto en contra de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini y Cid, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Silber, Trisotti –en reemplazo del diputado señor Kort-, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Puesto en votación el resto del artículo 182 bis se aprobó por los votos a favor de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini y Cid, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Silber, Trisotti –en reemplazo del diputado señor Kort-, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para sustituir en el numeral 3), que ha pasado a ser 4), que reemplaza al artículo 183°, la expresión “anterior” por el guarismo “182°”.

Puesta en votación se aprobó por los votos a favor de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini y Cid, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Silber, Trisotti –en reemplazo del diputado señor Kort-, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al artículo 183, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para reemplazar en su inciso primero la frase “oyendo previamente a las empresas” por “debiendo abrir un período de consulta pública”.

Puesta en votación se aprobó por los votos a favor de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini y Cid, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Silber, Trisotti –en reemplazo del diputado señor Kort-, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación de los diputados señores Sabag y Silber para agregar en el inciso primero, después de la palabra costos la frase “que deberá considerar la densidad de clientes por kilómetro de red”.

Puesta en votación se rechazó por los votos en contra de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini y Cid, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Silber, Trisotti –en reemplazo del diputado señor Kort-, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Puesto en votación el resto del artículo 183, con la indicación de la diputada señora Cid, y de los diputados señores Castro, don Juan Luis, Eguiguren, Duran, don Jorge, Noman y Gahona, para agregar los siguientes incisos finales del siguiente tenor:

“El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo, en al menos, los siguientes aspectos:

1. La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda.

2. El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.

3. La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.

4. La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversión relevantes.

5. La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.”

Puesta en votación se aprobó por los votos a favor de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini y Cid, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Silber, Trisotti –en reemplazo del diputado señor Kort-, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso primero del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para sustituir la expresión “por un plazo de un mes” por “por un plazo de veinticinco días”. Y para reemplazar la frase “con interés en” por “que desee”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso segundo del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para sustituir la expresión “en un medio de amplio acceso” por: “en dos o más medios de amplia difusión”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso tercero del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para eliminar la palabra “interés”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para suprimir en el inciso cuarto, la frase “administrativas y”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para suprimir en el inciso séptimo, la frase “y administrativas”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para reemplazar en el inciso octavo, la frase “Estas bases” por “Las bases administrativas”; y “Asimismo”, y la coma que le sigue, por “Las bases técnicas”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para intercalar en el inciso noveno, entre las palabras “bases” y “preliminares”, la expresión “técnicas”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso noveno del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para sustituir la palabra “quince” por “veinte”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para suprimir la frase “y administrativas”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso décimo del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para sustituir la palabra “veinte” por “quince”.

Puesta en votación fue rechazada por los votos en contra de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para intercalar en el inciso décimo primero, entre las expresiones “bases” y “corregidas”, la palabra “técnicas”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para intercalar en el inciso décimo segundo entre las expresiones “éstas” y la coma que precede a la frase “la Comisión”, una coma y, a continuación, la siguiente oración: “y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso décimo segundo del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para sustituir la expresión la expresión “en un medio de amplio acceso” por “en dos o más medios de amplia difusión.”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso décimo tercero del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para sustituir la frase “compras públicas” por “la ley 19886 y su Reglamento”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso décimo tercero del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet para eliminar la frase “representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo a los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa”.

Puesta en votación fue rechazada por los votos en contra de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para sustituir en el inciso décimo quinto la expresión “de un plazo máximo de” por “del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para sustituir en el inciso vigésimo la frase “la fecha de recepción de las últimas observaciones” por “el vencimiento del plazo para efectuar observaciones”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso vigésimo del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para sustituir la palabra “quince” por “veinte”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso vigésimo del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para sustituir la palabra “diez” por “quince”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para sustituir en el inciso vigésimo cuarto la palabra “cinco” por “treinta”; y en la segunda oración del mismo inciso, el vocablo “treinta” por “cuarenta”.

Puesta en votación fue aprobada por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Puesto en votación el resto del artículo 183 bis se aprobó por los votos de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Puesto en votación el numeral 5 (que pasó a ser 6) del Mensaje, con las siguientes indicaciones:

a. del Ejecutivo al artículo 185 para:

1.- eliminar el numeral 1 del inciso tercero.

2.- sustituir en el numeral 2 del inciso tercero, la oración “Cada empresa determinará e informará a la Comisión” por “La Comisión determinará para cada empresa”.

3.- Intercalar en el numeral 3 del inciso tercero, entre la frase “procedimiento anterior” y el punto seguido que le sucede, una coma y, luego de ella, la siguiente expresión: “y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine”.”.

b. de los diputados señora Cid y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Noman y Silber para sustituir en el inciso quinto del artículo 193 la frase “en las respectivas concesiones” por “considerando todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión”.

Puesto en votación con las indicaciones señaladas se aprobó con el voto favorable de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Puesto en votación el numeral 6 (que pasó a ser 7) del Mensaje se aprobó con el voto favorable de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al artículo 211 de los diputados señora Cicardini y señores Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para eliminar en su inciso tercero la frase “y no procederá ninguna clase de recursos, jurisdiccionales o administrativos, de naturaleza ordinaria o extraordinaria”.

Y agregar el siguiente inciso final:

“Cualquier persona que estime que los dictámenes del panel de expertos no se ajustan a derecho podrá interponer un recurso de reclamación ante la Corte Suprema, dentro de un plazo de quince días, contado desde la notificación del dictamen. El recurso se conocerá en cuenta, y tendrá preferencia para su vista y fallo.”

Puesta en votación fue rechazada con los votos en contra de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

Puesto en votación el numeral 7 (que pasó a ser 8) del Mensaje, con la indicación de la diputada señora Cid y de los diputados señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Noman, Sabag y Silber, para intercalar entre la coma que sigue a la palabra “distribución” y “son” la oración “y la densidad de clientes por kilómetro de red”.

Fue aprobado con los votos a favor de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Puesto en votación el artículo único transitorio del Mensaje se aprobó, pasando a ser “primero”, con los votos a favor de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Puesta en votación la indicación de la diputada señora Cid y de los diputados señores Noman, Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge y Eguiguren para agregar un artículo segundo transitorio del siguiente tenor:

“Artículo segundo.- La primera fijación de fórmulas tarifarias conforme al proceso establecido en la presente ley, tendrá vigencia a contar del término de aquellas establecidas en el decreto supremo N°11 T, de 2016, actualizado por el decreto supremo N° 5 T, de 2018, ambos del Ministerio de Energía, por un período máximo de cuatro años o hasta la publicación de la ley a que se refiere el artículo precedente, así como también el proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuere pertinente.”

Fue aprobado con los votos a favor de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal, y la abstención del diputado señor Silber.

- Indicación del Ejecutivo para agregar un artículo tercero transitorio nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo tercero.- El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público, de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos.”.

Puesto en votación se aprobó con los votos a favor de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para agregar un artículo transitorio del siguiente tenor:

“A más tardar el 31 de marzo de 2021, el Ministerio de Energía deberá informar a la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y del Senado acerca de la implementación y aplicación de la presente ley, evaluando sus impactos en la rebaja de tarifas, como asimismo, en la transparencia y participación ciudadana”.

Puesta en votación se aprobó con los votos a favor de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del Ejecutivo para agregar los siguientes artículos tercero a séptimo transitorios del siguiente tenor:

“Artículo Tercero.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía podrá utilizar estudios de determinación de tasa de actualización contratados por ésta, y no serán exigibles las disposiciones establecidas en el inciso séptimo del artículo 182° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.”.

“Artículo Cuarto.- Las bases técnicas y administrativas preliminares a que se refiere el artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán comunicarse a más tardar el 4 de noviembre de 2019.”.

“Artículo Quinto.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, y por única vez, no serán aplicables las disposiciones establecidas en el artículo 183° bis en relación a la constitución del registro de participantes. Para dicho proceso se entenderán como integrantes del registro de participación ciudadana al que se refiere el artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N°19.496 que establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores, y a las empresas concesionarias de distribución eléctrica.”.

“Artículo Sexto.- Los plazos aplicables para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 serán los siguientes:

I El Panel de Expertos deberá resolver dentro de los 20 días siguientes a la audiencia pública a que se refiere el inciso undécimo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

II La Comisión deberá dictar la resolución a que se refiere el inciso duodécimo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, dentro de los siguientes 10 días de comunicado el dictamen señalado en el numeral anterior.

III El estudio de costos a que se refieren los artículos 183° y 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser ejecutado en un plazo máximo de 100 días a partir de su adjudicación.

IV Dentro de 3 días desde que el Comité a que se refiere el inciso décimo tercero del artículo 183° bis, otorgue la conformidad al estudio al que se refiere el numeral anterior, la Comisión lo comunicará en su página web y en un medio de amplio acceso, y los participantes tendrán un plazo de 15 días contados desde dicha publicación para efectuar observaciones a dicho estudio. En razón de lo anterior, por única vez no será necesaria la emisión del informe técnico preliminar al que se refiere el inciso décimo octavo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

V La Comisión, en un plazo de 40 días contados desde el vencimiento del plazo para efectuar observaciones al estudio conforme a lo señalado en el numeral anterior, deberá comunicar la resolución que contenga el informe técnico conforme a lo dispuesto en el inciso vigésimo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

VI Las discrepancias a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, solo se podrán referir a observaciones presentadas al estudio que no hayan sido consideradas en el informe técnico señalado en el numeral anterior, o modificaciones respecto a lo señalado en el estudio sin que hubiese sido observado.

VII La audiencia pública, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser realizada 15 días después del término del plazo para presentar discrepancias.

VIII El dictamen del Panel, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser evacuado en un plazo de 30 días contado desde la audiencia pública a que se refiere dicha disposición.”.

“Artículo Séptimo.- Las empresas titulares de concesiones de servicio público de distribución, deberán dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el artículo 8° ter del artículo primero del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a más tardar el 1° de enero de 2021.

Las transferencias de concesiones que sean necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en el inciso precedente, se entenderán autorizadas, en los términos establecidos en el artículo 47 del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, debiendo las empresas concesionarias de servicio público de distribución eléctrica enviar al Ministerio de Energía los antecedentes que acrediten el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior.”.”.

Puesta en votación se aprobó con los votos a favor de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

Indicación del Ejecutivo para incorporar los siguientes artículos transitorios:

“Artículo Octavo.- Sin perjuicio de lo establecido en el inciso primero del artículo 183°, para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía deberá definir al menos cuatro áreas típicas para las cooperativas de distribución eléctrica en las cuales se considerarán como empresas de referencia a cooperativas que presten el servicio público de distribución para el estudio de costos de la respectiva área típica.

“Artículo Noveno.- Dentro de los seis meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, el Presidente de la República deberá enviar al Congreso Nacional un proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución eléctrica, el que podrá abordar cualquiera de las materias tratadas en la presente ley.”.

Puestos en votación se aprobaron con los votos favorables de las diputadas señoras Cicardini y Cid y de los señores Eguiguren, Gahona y Vidal.

IV.- INDICACIONES RECHAZADAS

- Las diputadas Cicardini y Hernando y los diputados señores Silber, Torres y Ascencio, presentaron indicación para intercalar un nuevo artículo 72-21, pasando el actual 72-21 a ser 72-22, y el 72-22 a ser 72-23, del siguiente tenor:

“Artículo 72-21.- Indemnización por los perjuicios ocasionados por corte o indisponibilidad de suministro. Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo anterior, todo evento o falla ocurrido en instalaciones eléctricas que no están destinadas a prestar el servicio público de distribución, que provoque corte o indisponibilidad de suministro a usuarios finales, de forma continua o discontinua por más de 12 horas, dentro de un período de 24 horas que se computarán desde el inicio de la afectación, sin estar autorizado en conformidad a la ley o los reglamentos, y que se encuentre fuera de los estándares que se establezca en las Normas Técnicas a que hace referencia el artículo 72°-19, dará lugar a las indemnizaciones que señala este artículo.

Para tales efectos, la empresa eléctrica deberá habilitar un banner en su sitio web a fin de que el usuario afectado pueda requerir el monto de su indemnización, adjuntando para ello las boletas, facturas o comprobantes respectivos por todos los perjuicios directos e indirectos que el corte o indisponibilidad le haya originado al grupo familiar directo y/o a la pequeña empresa en que se ocupe, tales como talleres o pequeños negocios de barrio.

Si la empresa eléctrica respectiva reclamare u objetare el monto a indemnizar, podrá recurrir ante la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC) la que en el plazo de 30 días resolverá el reclamo en una única instancia, notificando de ello al usuario y a la empresa reclamante.

Si la empresa no dedujere reclamo del reembolso dentro de quinto día o resuelto dicho reclamo por parte de la SEC, deberá descontar el monto del señalado reembolso de la o las siguientes boletas de consumo, hasta agotar el monto de lo indemnizado.”

Tanto el Ejecutivo como la Secretaría hicieron presente la inadmisibilidad de la indicación por no corresponder a las ideas matrices o fundamentales del proyecto. La señora Presidenta la declaró admisible, por lo que el señor Kort solicitó votación de la admisibilidad.

Puesta en votación fue declarada admisible por 8 votos a favor, de la diputada señora Cicardini, y los diputados señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Mellado, don Cosme –en reemplazo de la señora Hernando-, Santana, don Juan, Silber, don Gabriel, Velásquez, don Esteban y Vidal, y cinco votos en contra, de la diputada señora Cid, y de los señores Eguiguren, Gahona, Kort y Noman.

Cabe hacer presente que los diputados señores Gahona y Kort hicieron reserva de constitucionalidad respecto de la citada norma.

Puesta en votación la indicación fue rechazada por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación del diputado señor Silber para agregar en el artículo 141 inciso quinto, a continuación de la palabra “cárceles” la expresión “y domicilios registrados con pacientes electrodependientes”.

Puesta en votación la indicación fue rechazada por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación de los diputados señores Silber y Sabag, para agregar en el numeral 3 del artículo 182 los siguientes párrafos segundo y tercero:

“En el caso de las cooperativas concesionarias de distribución de energía eléctrica, deberá aplicarse una tasa de actualización que reconozca sus características propias, en todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al 7%.

De este modo, todos los componentes indicados en el presente artículo se deberán calcular para cada cooperativa concesionaria, no debiendo considerarse las áreas típicas para este tipo de distribuidoras.”

Puesta en votación la indicación fue rechazada por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación de los diputados señores Sabag y Silber para agregar un nuevo inciso final al artículo 182, del siguiente tenor “Para el caso de cooperativas concesionarias del servicio público de distribución de energía eléctrica, el valor agregado por concepto de costos de distribución se basará en cooperativas modelo y considerará los ítems antes señalados.”

Puestas en votación ambas indicaciones se rechazaron por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al artículo 182 bis que introduce el Mensaje, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para reemplazar, en el inciso primero la expresión “después de impuestos” por “antes de impuestos”.

- Indicación al artículo 182 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para eliminar la frase: “En todo caso la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento”.

- Indicación de los diputados señores Gahona y Noman, para agregar después de la expresión “no podrá ser inferior al seis por ciento”, la frase “ni superior al nueve por ciento”.

- Indicación de la diputada señora Cicardini, y de los diputados señores Eguiguren, Santana, don Juan, Vidal y Castro, don Juan Luis, para reemplazar la frase “En todo caso la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento” por la siguiente “En todo caso la tasa de actualización no podrá ser inferior a seis por ciento ni superior a nueve por ciento”.

- Indicación del Ejecutivo para sustituir la expresión “al seis por ciento” por “al seis por ciento ni superior al nueve por ciento”.

- Indicación del diputado señor Silber para reemplazar en el inciso primero el artículo 182 bis la frase “seis por ciento” por “valor señalado en el artículo 118”.

Puestas en votación las indicaciones, en conjunto, se rechazaron por la unanimidad de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini, Cid y Hernando, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación de los diputados señores Sabag y Silber para agregar un nuevo inciso final al artículo 182 bis del siguiente tenor

“En el caso de las cooperativas concesionarias, la tasa de actualización será igual al 10 % real anual.”

Puesta en votación fue rechazada con el voto en contra de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini y Cid, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Silber, Trisotti –en reemplazo del diputado señor Kort-, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación de los diputados señores Sabag y Silber para agregar en el inciso primero, después de la palabra costos la frase “que deberá considerar la densidad de clientes por kilómetro de red”.

Puesta en votación se rechazó por los votos en contra de los diputados y diputadas presentes, señoras Cicardini y Cid, y señores Castro, don Juan Luis, Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Kort, Noman, Silber, Trisotti –en reemplazo del diputado señor Kort-, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso décimo del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para sustituir la palabra “veinte” por “quince”.

Puesta en votación fue rechazada por los votos en contra de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al inciso décimo tercero del artículo 183 bis, de los diputados señores Cicardini, Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet para eliminar la frase “representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo a los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa”.

Puesta en votación fue rechazada por los votos en contra de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

- Indicación al artículo 211 de los diputados señora Cicardini y señores Vidal, Velásquez, don Esteban, Santana, don Juan, y Mulet, para eliminar en su inciso tercero la frase “y no procederá ninguna clase de recursos, jurisdiccionales o administrativos, de naturaleza ordinaria o extraordinaria”.

Y para agregar el siguiente inciso final:

“Cualquier persona que estime que los dictámenes del panel de expertos no se ajustan a derecho podrá interponer un recurso de reclamación ante la Corte Suprema, dentro de un plazo de quince días, contado desde la notificación del dictamen. El recurso se conocerá en cuenta, y tendrá preferencia para su vista y fallo.”

Puesta en votación fue rechazada con los votos en contra de las diputadas señoras Cicardini y Cid, y de los diputados señores Durán, don Jorge, Eguiguren, Gahona, Trisotti –en reemplazo del señor Kort-, Noman, Velásquez, don Esteban y Vidal.

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Como consecuencia de lo anteriormente expuesto, y por las otras consideraciones que en su oportunidad dará a conocer el señor Diputado Informante, la Comisión de Minería y Energía, recomienda aprobar el siguiente:

PROYECTO DE LEY

“Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:”

“1) Incorpórase un artículo 8° ter, nuevo, del siguiente tenor:

Artículo 8° ter: Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2° de la ley N°18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley, o la que la reemplace. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5 de 2003, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, o el que lo reemplace, en adelante “cooperativas”, que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado, estarán obligadas para los efectos de esta ley a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.

2) Reemplázase, en el numeral 3 del artículo 182, parte final, la expresión “igual al 10% real anual” por “de acuerdo a lo establecido en el artículo 182° bis”.

3) Incorpórase un artículo 182° bis, nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo 182° bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años de acuerdo al procedimiento señalado en el presente artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.

El riesgo sistemático señalado, se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.

La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización.

El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.

La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.

De este modo, la tasa de actualización será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

Antes de cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, la Comisión deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en el presente artículo.

Finalizado dicho estudio, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183° bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico señalado precedentemente deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.”.

4) Reemplázase el artículo 183°, por el siguiente:

“Artículo 183°.- Las componentes indicadas en el artículo 182 se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, debiendo abrir un período de consulta pública. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo siguiente y el reglamento.

El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo, en al menos, los siguientes aspectos:

1. La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda.

2. El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.

3. La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.

4. La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversión relevantes.

5. La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.

5) Incorpórase un artículo 183° bis, nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo 183° bis.- En un plazo máximo de 30 días contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo precedente, la Comisión abrirá, por un plazo de veinticinco días, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, en adelante “participantes”, quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos, de acuerdo con las normas de esta ley.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión comunicará en su página web y en dos o más medios de amplia difusión el llamado a registro y la información que los participantes deberán presentar.

En todo caso, los antecedentes que solicite la Comisión para constituir dicho registro deberán estar destinados a acreditar la representación y la correcta identificación de cada participante y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Los participantes registrados y las empresas concesionarias podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y al estudio de costos, así como presentar discrepancias ante el Panel, cuando corresponda.

Las notificaciones y comunicaciones a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Los participantes debidamente inscritos en el registro no podrán participar en la elaboración del estudio de costos a que se refiere el artículo precedente.

En un plazo máximo de treinta días corridos de finalizado el proceso de registro de participantes, la Comisión comunicará, por medios electrónicos, a estos últimos y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas preliminares del estudio de costos.

Las bases administrativas deberán establecer, a lo menos, los requisitos, antecedentes y la modalidad de presentación de ofertas. Las bases técnicas deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, así como los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo eficiente y todo otro aspecto que se considere necesario definir en forma previa a la realización del estudio.

A partir de la fecha de la comunicación de las bases técnicas preliminares y dentro del plazo de veinte días, los participantes y las empresas concesionarias de distribución podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un término no superior a veinte días, la Comisión comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas corregidas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las bases técnicas corregidas, los participantes y las empresas concesionarias podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro de un plazo máximo de 15 días vencido el plazo para la presentación de las discrepancias y deberá resolverlas dentro de los treinta días siguientes a la audiencia pública, de acuerdo a lo señalado en el artículo 211.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días a través de una resolución que se publicará en dos o más medios de amplia difusión y se comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución.

El estudio de costos será licitado en conformidad a las normas de la ley 19886 y su Reglamento y adjudicado en conformidad a las bases técnicas y administrativas antes referidas, siendo ejecutado y supervisado por un comité integrado por representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo a los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa, dos representantes del Ministerio y dos representantes de la Comisión, uno de los cuales presidirá el referido comité. El llamado a licitación, la adjudicación y firma del contrato lo realizará la Comisión.

La Comisión establecerá el procedimiento para la constitución y funcionamiento de este comité.

El estudio de costos será financiado íntegramente por la Comisión y deberá ejecutarse dentro del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a ocho meses a partir de la adjudicación.

El consultor al que se adjudique el estudio deberá prestar el apoyo que sea necesario a la Comisión hasta la dictación del correspondiente decreto tarifario.

Los resultados del estudio de costos deberán especificar, para cada área típica de distribución, a lo menos, lo señalado en el artículo 182.

La Comisión dispondrá de un plazo de tres meses para revisar, corregir y adecuar los resultados del estudio de costos y notificar, por medios electrónicos, a las empresas concesionarias de distribución, así como a los participantes, un informe técnico preliminar elaborado sobre la base de dicho estudio, el que se contará desde el momento en que el comité otorgue su conformidad al estudio.

El informe técnico preliminar deberá contener, al menos, las materias señaladas en el artículo 182.

En caso que los participantes y las empresas concesionarias de distribución tengan observaciones técnicas respecto del informe técnico preliminar, deberán presentarlas a la Comisión dentro de los veinte días siguientes a su notificación. La Comisión, en un plazo de cuarenta y cinco días, contado desde el vencimiento del plazo para efectuar observaciones, deberá comunicar, por medios electrónicos, la resolución que contenga el informe técnico corregido, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones técnicas planteadas.

Dentro de los quince días siguientes a la notificación de la resolución señalada en el inciso anterior, las empresas concesionarias y los participantes podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o fueron acogidas parcialmente. Del mismo plazo dispondrá quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico para solicitar que se mantenga su contenido, en caso de haberse modificado éste. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro de un plazo máximo de veinte días contado desde el vencimiento del plazo para presentar las discrepancias y deberá evacuar su dictamen en el plazo de cuarenta y cinco días contado desde la referida audiencia.

Las bases del estudio de costos agruparán los costos del estudio en diferentes categorías sobre las cuales se podrá discrepar. En cada categoría, y para cada área típica de distribución, el Panel sólo podrá optar por el resultado del informe de la Comisión, la alternativa planteada por un participante o por una empresa concesionaria para el conjunto de sus discrepancias presentadas en dicha categoría. El Panel no podrá elegir entre resultados parciales de costos, o entre criterios que se hubiesen presentado como observaciones, sino sólo entre valores finales.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de cuarenta días, contados desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes, incorporando e implementando lo resuelto por el indicado Panel.

Junto con el informe técnico definitivo señalado en el inciso anterior, la Comisión propondrá al Ministerio de Energía las fórmulas tarifarias para el siguiente período tarifario.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en el presente artículo.”.

6) Reemplázase en el artículo 185, inciso segundo, la frase “antes de impuestos”, por “después de impuestos”.

Elimínese el numeral 1 del inciso tercero.

Sustitúyese en el numeral 2 del inciso tercero, la oración “Cada empresa determinará e informará a la Comisión” por “La Comisión determinará para cada empresa”.

Intercálese en el numeral 3 del inciso tercero, entre la frase “procedimiento anterior” y el punto seguido que le sucede, una coma y, luego de ella, la siguiente expresión: “y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine”.”.

7) Reemplázase en el artículo 187 la frase “antes de impuestos”, por “después de impuestos”.

8) Reemplázase en el artículo 193, inciso primero, la frase “antes de impuestos”, por “después de impuestos”. Y, sustitúyese en el inciso quinto la frase “en las respectivas concesiones” por “considerando todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión”.

9) Elimínanse los artículos 188 y 189.

10) Reemplázase el literal m) del artículo 225°, por el siguiente:

“m) Áreas típicas de distribución: áreas en las cuales los costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro de red son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.”.

Disposiciones transitorias

Artículo primero.- Lo dispuesto en la presente ley se aplicará al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, así como también al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuere pertinente.

Artículo segundo.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía podrá utilizar estudios de determinación de tasa de actualización contratados por ésta, y no serán exigibles las disposiciones establecidas en el inciso séptimo del artículo 182° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.”.

Artículo tercero.- Las bases técnicas y administrativas preliminares a que se refiere el artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán comunicarse a más tardar el 4 de noviembre de 2019.”.

Artículo cuarto.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, y por única vez, no serán aplicables las disposiciones establecidas en el artículo 183° bis en relación a la constitución del registro de participantes. Para dicho proceso se entenderán como integrantes del registro de participación ciudadana al que se refiere el artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N°19.496 que establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores, y a las empresas concesionarias de distribución eléctrica.”.

Artículo quinto.- Sin perjuicio de lo establecido en el inciso primero del artículo 183°, para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía deberá definir al menos cuatro áreas típicas para las cooperativas de distribución eléctrica en las cuales se considerarán como empresas de referencia a cooperativas que presten el servicio público de distribución para el estudio de costos de la respectiva área típica.

Artículo sexto.- Los plazos aplicables para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 serán los siguientes:

I El Panel de Expertos deberá resolver dentro de los 20 días siguientes a la audiencia pública a que se refiere el inciso undécimo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

II La Comisión deberá dictar la resolución a que se refiere el inciso duodécimo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, dentro de los siguientes 10 días de comunicado el dictamen señalado en el numeral anterior.

III El estudio de costos a que se refieren los artículos 183° y 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser ejecutado en un plazo máximo de 100 días a partir de su adjudicación.

IV Dentro de 3 días desde que el Comité a que se refiere el inciso décimo tercero del artículo 183° bis, otorgue la conformidad al estudio al que se refiere el numeral anterior, la Comisión lo comunicará en su página web y en un medio de amplio acceso, y los participantes tendrán un plazo de 15 días contados desde dicha publicación para efectuar observaciones a dicho estudio. En razón de lo anterior, por única vez no será necesaria la emisión del informe técnico preliminar al que se refiere el inciso décimo octavo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

V La Comisión, en un plazo de 40 días contados desde el vencimiento del plazo para efectuar observaciones al estudio conforme a lo señalado en el numeral anterior, deberá comunicar la resolución que contenga el informe técnico conforme a lo dispuesto en el inciso vigésimo del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

VI Las discrepancias a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, solo se podrán referir a observaciones presentadas al estudio que no hayan sido consideradas en el informe técnico señalado en el numeral anterior, o modificaciones respecto a lo señalado en el estudio sin que hubiese sido observado.

VII La audiencia pública, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser realizada 15 días después del término del plazo para presentar discrepancias.

VIII El dictamen del Panel, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183° bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser evacuado en un plazo de 30 días contado desde la audiencia pública a que se refiere dicha disposición.”.

Artículo séptimo.- Las empresas titulares de concesiones de servicio público de distribución, deberán dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el artículo 8° ter del artículo primero del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a más tardar el 1° de enero de 2021.

Las transferencias de concesiones que sean necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en el inciso precedente, se entenderán autorizadas, en los términos establecidos en el artículo 47 del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, debiendo las empresas concesionarias de servicio público de distribución eléctrica enviar al Ministerio de Energía los antecedentes que acrediten el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior.

Artículo octavo.- Dentro de los seis meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, el Presidente de la República deberá enviar al Congreso Nacional un proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución eléctrica, el que podrá abordar cualquiera de las materias tratadas en la presente ley.”

Artículo noveno.- La primera fijación de fórmulas tarifarias conforme al proceso establecido en la presente ley, tendrá vigencia a contar del término de aquellas establecidas en el decreto supremo N°11 T, de 2016, actualizado por el decreto supremo N° 5 T, de 2018, ambos del Ministerio de Energía, por un período máximo de cuatro años o hasta la publicación de la ley a que se refiere el artículo precedente, así como también el proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuere pertinente.

Artículo décimo.- A más tardar el 31 de marzo de 2021, el Ministerio de Energía deberá informar a la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y del Senado acerca de la implementación y aplicación de la presente ley, evaluando sus impactos en la rebaja de tarifas, como asimismo, en la transparencia y participación ciudadana.

Artículo décimo primero.- El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público, de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos.”

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SALA DE LA COMISIÓN, a 24 de julio de 2019.

Tratado y acordado en sesiones celebradas los días 24 de abril, 7, 8, 13 y 15 de mayo, 12 de junio, 8, 9, 10 y 24 de julio de 2019, con la asistencia de las diputadas señoras Cicardini, Cid y Hernando, y de los diputados señores Castro; Durán, don Jorge; Eguiguren; Gahona; Kort; Noman; Santana, don Juan; Silber, Velásquez, don Esteban, y Vidal.

Concurrieron, además, los diputados señores Mellado, Mulet, Sabag y Trisotti.

MARIO REBOLLEDO CODDOU

Secretario de la Comisión

[1] https://www.camara.cl/pdf.aspx?prmID=168849&prmTIPO=DOCUMENTOCOMISION
[2] https://www.camara.cl/pdf.aspx?prmID=169411&prmTIPO=DOCUMENTOCOMISION
[3] https://www.camara.cl/pdf.aspx?prmID=169605&prmTIPO=DOCUMENTOCOMISION
[4] https://www.camara.cl/pdf.aspx?prmID=169621&prmTIPO=DOCUMENTOCOMISION
[5] https://www.camara.cl/pdf.aspx?prmID=169761&prmTIPO=DOCUMENTOCOMISION
[6] https://www.camara.cl/pdf.aspx?prmID=172482&prmTIPO=DOCUMENTOCOMISION
[7] https://www.camara.cl/pdf.aspx?prmID=172483&prmTIPO=DOCUMENTOCOMISION

1.8. Informe de Comisión de Hacienda

Cámara de Diputados. Fecha 03 de septiembre, 2019. Informe de Comisión de Hacienda en Sesión 69. Legislatura 367.

?INFORME DE LA COMISION DE HACIENDA RECAÍDO EN EL PROYECTO DE LEY QUE REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Boletines N°s 12471-08 y 12567-08

HONORABLE CÁMARA:

La Comisión de Hacienda pasa a informar, en cumplimiento del inciso segundo del artículo 17 de la ley N° 18.918, Orgánica Constitucional del Congreso Nacional, y conforme a lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 226 del Reglamento de la Corporación, el proyecto de ley originado en dos iniciativas refundidas; la primera, ingresada el 13 de marzo del año en curso, de autoría de los diputados (as) señores (as) Ricardo Celis, Cicardini, Eguiguren, Gahona, Jackson, Alejandra Sepúlveda, Vidal y Walker, que modifica la ley General de Servicios Eléctricos, en materia de cálculo del valor agregado por concepto de costos de distribución de la energía, y la segunda, ingresada el 17 de abril del mismo año, en el Mensaje de S.E. el Presidente de la República don Sebastián Piñera Echenique, cuyo nombre se menciona en el epígrafe. Se encuentra con urgencia calificada de Discusión Inmediata.

Concurrieron el Ministro de Energía, señor Juan Carlos Jobet Eluchans, acompañado del asesor legislativo señor, Juan Ignacio Gómez Corvalán.

I.-CONSTANCIAS REGLAMENTARIAS

1.-Comisión técnica:

Comisión de Minería y Energía.

2.-Artículos que la Comisión Técnica dispuso que fueran conocidas por esta Comisión de Hacienda.

La Comisión Técnica señaló que de conformidad a lo dispuesto en el artículo 226 del Reglamento de la Corporación, la Comisión de Hacienda debe pronunciarse sobre el artículo décimo primero transitorio.

3.-Normas de quórum especial: No hubo nuevas disposiciones con tales características.

4.-.Diputado Informante: Se designó al señor Alejandro Santana Tirachini

II.-SÍNTESIS DE LAS IDEAS MATRICES O FUNDAMENTALES:

Revisar la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, optimizando su cálculo, de manera que se vea reflejada la rebaja en las tarifas a partir del próximo proceso tarifario correspondiente al cuadrienio 2020-2024.

III.-ANTECEDENTES RELEVANTES APORTADOS POR LA BIBLIOTECA DEL CONGRESO NACIONAL [1]

El mercado eléctrico en Chile se segmenta en generación, transmisión y distribución. El sector de generación opera bajo el supuesto de la libre competencia y con libre acceso a las redes de transmisión [2], mientras que la distribución, como una actividad privada monopólica y concesionada de explotación regulada, se encarga de comprar electricidad a las empresas generadoras mediante una licitación competitiva, operar sus redes de distribución para abastecer de electricidad a clientes en su zona de concesión, cobrar tarifas, entre otras.

El proyecto de ley en cuestión modifica al segmento de distribución, y específicamente tiene como objetivo fijar una nueva tasa de actualización, modernizar el procedimiento de determinación y fijación de las tarifas de distribución y una nueva definición de áreas típicas de distribución. Al respecto se debe saber que:

- Los precios a nivel de distribución, cobrado a clientes dentro de su zona de distribución, se determinan sobre la base de la suma del precio nudo [3], un valor agregado por concepto de distribución (VAD) y un cargo único o peaje por concepto del sistema de transmisión.

- De acuerdo con el art. 182° de la LGSE, el valor agregado de distribución- determinado cada cuatro años - se basa en la definición de una empresa ficticia, denominada “empresa modelo” que presta el servicio de distribución de energía eléctrica. En el proceso de valorización, la tasa de costo de capital definida para la empresa modelo es fija de 10% real antes de impuestos.

- Los procesos tarifarios se realizan a partir de la determinación de áreas típicas de distribución, que agrupan a las empresas que tengan similares costos medios de distribución. Para cada grupo se determina el costo medio del VAD de la empresa modelo, con una tasa del 10% real anual. Para el VAD definitivo, el proceso de chequeo de rentabilidad debe dar cuenta de la rentabilidad regulada, que considera un valor de 2/3 a lo propuesto por la CNE y 1/3 por las empresas. Finalmente, si la rentabilidad está entre un 6%, como mínimo, y un 14%, como máximo, se mantiene la tarifa calculada.

Entre las modificaciones a la Ley General de Servicios Eléctricos propuestas destacan:

i. Tasa de retorno: La tasa de actualización debe ser calculada cada cuatro años por la Comisión Nacional de Energía. Esta será aplicable después de impuesto, y para su determinación debe considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En cualquier caso, se indica que la tasa no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.

ii. Criterios para determinación de tarifa [4]: Para definir las tarifas con mayor nivel de veracidad, se incorporan criterios para determinar la eficiencia de la empresa modelo. Estas variables deben ser – al menos - respecto a las siguientes temáticas: distribución de los clientes en cuanto a localización y demanda; trazados de calles y caminos para la instalación de redes y obstáculos físicos; velocidad de penetración de tecnología para la materialización de la red de distribución; consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversiones y, la consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

iii. Nuevas áreas típicas que distingan a las empresas cooperativas: Con el objetivo de ajustar el proceso tarifario a las empresas cooperativas, se crearán - al menos - cuatro áreas típicas de distribución que consideren como empresa de referencia a cooperativas que presten el servicio de distribución. Esto se aplicará para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024

iv. Giro único: Las empresas concesionarias de servicio público de distribución, constituidas como sociedades anónimas abiertas o cerradas deberán sujetarse a las obligaciones de información y publicidad del inciso séptimo del artículo 2° de la ley N° 18.046, además de tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica. Igualmente, las empresas “cooperativas”, que desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado estarán obligadas a llevar una contabilidad separada [5].

IV.- COMPETENCIA DE LA COMISIÓN DE HACIENDA

El proyecto de ley aprobado por la Comisión de Minería y Energía consta de un artículo único, el cual, mediante 10 numerales efectúa diversas modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos. Asimismo, consta de once artículos transitorios.

La Comisión de Minería y Energía indicó que el artículo undécimo transitorio es de competencia de esta Comisión de Hacienda, con el siguiente texto:

“El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público, de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos”.

V.- INCIDENCIA EN MATERIA FINANCIERA O PRESUPUESTARIA DEL ESTADO

El Ejecutivo acompañó dos informes financieros, al ingreso de la iniciativa presidencial y con motivo de la presentación de indicaciones.

Primer informe financiero:

Al ingreso de la iniciativa presidencial, el Director de Presupuestos emitió el informe N°56 de 18 de abril de 2019, el que especifica que en el marco de lo definido en el programa de gobierno y en la Ruta Energética 2018-2022, se inició un proceso legislativo con el fin de implementar una profunda reforma del segmento de distribución. Esto se considera relevante debido a que este es el único segmento eléctrico que interactúa directamente con la ciudadanía.

Por lo anterior, se considera necesario proceder a la dictación de una ley que revise la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, que incorpore las modificaciones necesarias a la brevedad posible, con el fin que sean reflejadas en las tarifas a partir del próximo periodo tarifario.

El proyecto, en su artículo único permanente, aborda los siguientes aspectos:

1) Fija una nueva tasa de actualización, que sea representativa de los riesgos que actualmente enfrentan las empresas que prestan el servicio de distribución eléctrica.

2) Moderniza el procedimiento de determinación y fijación de las tarifas de distribución, a fin de determinar adecuadamente los costos eficientes de prestar el servicio de distribución.

3) Perfeccionamiento de la definición de “áreas típicas”.

Por su parte, el artículo transitorio [6] contempla expresamente que las disposiciones del proyecto de ley se aplicarán al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, así como también al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuere pertinente.

Efecto del proyecto de ley sobre el Presupuesto Fiscal

El proyecto de ley irroga gastos por los siguientes conceptos:

1. Gasto en personal: se necesita contratar a dos profesionales (ingenieros) grado 4, para apoyar la revisión de los estudios previamente mencionados.

2. Gasto en Bienes y Servicios de Consumo: esto corresponde a la realización de los siguientes estudios.

• Estudio de costo de capital: este estudio tiene un costo de $40.000 miles de pesos y se efectuará cada 4 años. El primer estudio debe ejecutarse el presente año, por lo que se financiará con presupuesto vigente, mediante reasignaciones. El siguiente debe hacerse el 2023.

• Estudio de valorización: pese a que se efectúa en la actualidad (cada 4 años), las presentes modificaciones implican que dicho estudio deberá ser de mayor profundidad. Esto se traduce un gasto incremental de $200.000 miles de pesos cada 4 años. El primer estudio de esta clase debe realizarse el año 2020.

3. Gasto en Activos no financieros: correspondiente a mobiliario y equipo informático para los profesionales que apoyarán la revisión de estudios.

Cuadro 1: Impacto del proyecto de ley en el presupuesto fiscal

Asignación del gasto:

El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementario con cargo a los recursos de la partida Tesoro Público, de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos. [7]

Segundo informe financiero: el Ejecutivo ingresó indicaciones al proyecto informando lo siguiente:

El proyecto de ley modifica la Ley General de Servicios Eléctricos fijando una nueva tasa de actualización, modernizando el procedimiento de fijación de las tarifas de distribución eléctrica, y crea una nueva definición de “áreas típicas”.

Las principales modificaciones incluidas en las indicaciones son:

a. Se explicitan las condiciones para la constitución de empresas concesionarias de distribución eléctrica.

b. Se explicita la distinción entre bases administrativas y bases técnicas durante el proceso tarifario.

c. Se modifican los plazos para la presentación de observaciones, remisión de informes, y ejecución de estudios durante el proceso tarifario

Efecto del proyecto de ley sobre el Presupuesto Fiscal.

Las indicaciones no irrogan un mayor gasto fiscal.

VI.-SÍNTESIS DE LA DISCUSIÓN EN LA COMISIÓN Y ACUERDOS ADOPTADOS

La Comisión recibió al Ministro de Energía, señor Juan Carlos Jobet Eluchans, quien comenzó su exposición indicando que en Chile el precio de la energía que pagan los clientes finales está compuesto, en términos generales, por:

(i) Un costo asociado a la generación de energía (considera también la potencia)

(ii) Un costo por transportar la energía por redes de alta tensión y largas distancias

(iii) Un costo por distribuir la energía desde subestaciones del sistema de transmisión hasta los clientes finales. Este último costo es aquel en que incurren las empresas distribuidoras para entregar su servicio y que en la regulación eléctrica se denomina Valor Agregado de Distribución (VAD).

El Valor Agregado de Distribución se determina mediante un proceso de tarificación cuatrienal, en donde se determinan los costos que una empresa ficticia o empresa modelo enfrenta al prestar el servicio de distribución de energía eléctrica de manera eficiente y dando cumplimiento a toda la normativa exigible.

El mecanismo de tarificación busca encontrar la forma más costo eficiente de entregar el servicio cumpliendo con todas las exigencias normativas existentes.

Esto respondía a otro contexto, en el que el riesgo y el acceso a financiamiento eran distinto.

La distribución no ha tenido modificaciones sustanciales desde su concepción en 1982.

Se propone cambiar desde un esquema de tasa fija del 10% antes de impuestos, a un esquema de tasa calculada, con un piso de 6% y techo de 8% después de impuestos, donde su determinación se ajusta a las condiciones de mercado vigentes en cada proceso tarifario cuatrienal.

Esto en línea con las recientes modificaciones de mercados regulados como transmisión y gas. En transmisión, se estableció una tasa con un piso de 7% y un techo de 10%, en gas es un piso de 6% sin límite superior, ambos después de impuestos.

Tasa libre de riesgo: Corresponde a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional.

Riesgo Sistemático: Valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa eficiente de distribución con respecto a las fluctuaciones del mercado.

Premio por riesgo de mercado: Diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo.

De acuerdo a estimaciones CNE/MEN, el impacto en tarifa podría ser del orden de un 3% de rebaja para la cuenta tipo, y en un período tarifario el menor pago de los clientes ascendería a $400.000 millones de pesos.

El sistema de determinación de costos vigente actualmente contempla la realización de diversos estudios según áreas típicas determinadas en la cual se clasifican las empresas existentes. Los estudios son elaborados por la Comisión Nacional de Energía y por las empresas o cooperativas, posteriormente se pondera la participación de ambas partes, en proporción de 2/3 lo señalado por la Comisión Nacional de Energía y de 1/3 lo indicado por las empresas o cooperativas.

Esto genera dos problemas:

1. Ponderación 1/3 - 2/3 hace que cada parte se desvíe del costo real generando una distorsión en el resultado final, por lo que no se reflejan adecuadamente los costos eficientes de prestar el servicio de distribución; y

2. No hay incentivo a que la empresa entregue la mejor información disponible, lo que aumenta las asimetrías de información entre el regulado y el regulador.

El principal objetivo de los cambios propuestos es que el estudio de costos refleje de manera adecuada los costos eficientes de prestar el servicio de distribución. Para efectos de lograr dicho objetivos es necesario eliminar la ponderación de 1/3 – 2/3 que crea incentivos divergentes entre los participantes de los estudios y generar incentivos a las empresas entreguen la mejor información disponible.

En razón de ello se propone la elaboración de un solo estudio que será mandatado por la CNE y lo realizará un consultor independiente de acuerdo a lo determinado en bases de licitación que pueden ser observadas por las empresas y terceros interesados. Además se elimina la ponderación de posturas, generando un nuevo mecanismo de solución de controversias en el que el Panel de Expertos deberá optar por una alternativa, sin posibilidad de elegir opciones intermedias. Dicho mecanismo genera incentivos a entregar la mejor información disponible para justificar la alternativa de manera adecuada frente al Panel de Expertos, disminuyendo las asimetrías de información. Además, debería tener como efecto la convergencia de posturas de las partes participantes del proceso.

Adicionalmente, se busca transparentar el proceso de determinación de costos permitiendo la participación de la ciudadanía, generando incentivos a la discusión y adopción de decisiones se base en argumentos técnicos, jurídicos y económicos. Para eso se propone la creación de un registro de participantes e incorpora su participación durante el proceso, además contempla la entrega de antecedentes y resultados del proceso.

La remuneración de las empresas distribuidoras se realiza a partir de la valorización de una empresa modelo eficiente que optimiza su infraestructura, planes de mantenimiento, y operación, para suministrar de manera óptima a los clientes en un área de concesión que recibe el nombre de área típica.

Definición legal vigente:

Áreas típicas de distribución: áreas en las cuales los valores agregados por la actividad de distribución para cada una de ellas son parecidos entre sí.

Previo a cada proceso tarifario se agrupan las empresas a partir de costos similares, y se realizan estudios por cada área típica (no por cada empresa).

Es necesario mejorar la representatividad que tiene el proceso tarifario respecto de las distintas empresas y sus diversas zonas de concesión, de manera de que las empresas eficientes que resulten reflejen de mejor manera las condiciones en las que se debe operar en cada área típica.

Para ello, es necesaria una modificación de prácticas históricas para la definición de áreas típicas, lo cual será posible a través de una definición más general del concepto que entregue mayor flexibilidad al regulador al momento de definir dichas áreas.

Definición propuesta

Áreas típicas de distribución: áreas en las cuales los costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro de red son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.

Se perfecciona proceso tarifario, incorporando elementos que debe enfrentar la empresa a ser tarificada en aspectos tales como:

1. La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda.

2. El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.

3. La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.

4. La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversión relevantes.

5. La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2° de la ley N°18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley, o la que la reemplace. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5 de 2003, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, o el que lo reemplace, en adelante “cooperativas”, que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado, estarán obligadas para los efectos de esta ley a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.

Actualmente no existe un mecanismo de monitoreo de las rentabilidades reales de las empresas sujetas a regulación en la distribución.

Existe un chequeo de rentabilidad agregado de la industria, pero se trata de rentabilidades “tarifarias”, es decir, sobre la base de información entregada por las empresas y no considera el ejercicio ni desempeño real.

Se obliga a las empresas a tener giro único de distribución de energía eléctrica, con objeto de diferenciar la actividad regulada de otras actividades.

Las cooperativas, por su naturaleza y tamaño, deberán mantener una contabilidad separada para las actividades de distribución.

Se incorporan artículos transitorios para disminuir los plazos de los procesos del siguiente proceso tarifario, cuya vigencia inicia en noviembre de 2020. Esto, con objeto de que los cambios de la ley corta se hagan efectivos prontamente.

También se aseguran al menos cuatro áreas típicas en las que cooperativas sean referencia para el proceso tarifario, con objeto de que la determinación de las tarifas para éstas sean con una mejor representatividad.

Entregó también un cuadro informativo de la aplicación progresiva en el tiempo de este proyecto de ley:

Los integrantes de la Comisión centraron sus planteamientos en la necesidad del establecimiento de mecanismos que garanticen una fiscalización robusta e independiente.

El Ejecutivo expresó que un modelo perfecto no existe, pero que se encuentran estudiando los mejores mecanismos que serán propuestos próximamente en la que denominó “ley larga” de servicios eléctricos.

Por otra parte, consultaron por el impacto que tendrán las modificaciones propuestas sobre las cooperativas que actualmente se dedican al rubro de la distribución eléctrica, destacando el valioso rol que cumplen, especialmente en comunas rurales del país.

El Ministro explicó que se aumenta el número de áreas típicas, asegurándose al menos 4 en las que las cooperativas sean referencia para el proceso tarifario, de modo de aumentar su representatividad en el mismo.

El Ministro señor Jobet terminó su presentación indicando que el Ejecutivo se compromete a presentar el proyecto de ley de reforma integral del segmento de distribución dentro de los seis meses de la publicación de la ley corta.

VOTACIÓN

La Comisión, por la unanimidad de sus integrantes presentes, estimó pertinente centrar su atención además del artículo undécimo transitorio señalado por la Comisión de Minería y Energía, en los numerales 3 (artículo 182 bis) y 6 (en cuanto modifica el inciso segundo del artículo 185), 7 (artículo 187) y 8 (en cuanto modifica el inciso primero del artículo 193), del artículo único permanente, con los siguientes textos:

“Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:”

3) Incorpórase un artículo 182° bis, nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo 182° bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años de acuerdo al procedimiento señalado en el presente artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.

El riesgo sistemático señalado, se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.

La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización.

El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.

La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.

De este modo, la tasa de actualización será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

Antes de cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, la Comisión deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en el presente artículo.

Finalizado dicho estudio, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183° bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico señalado precedentemente deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.”.

6) Reemplázase en el artículo 185, inciso segundo, la frase “antes de impuestos”, por “después de impuestos”.

Elimínese el numeral 1 del inciso tercero.

Sustitúyese en el numeral 2 del inciso tercero, la oración “Cada empresa determinará e informará a la Comisión” por “La Comisión determinará para cada empresa”.

Intercálese en el numeral 3 del inciso tercero, entre la frase “procedimiento anterior” y el punto seguido que le sucede, una coma y, luego de ella, la siguiente expresión: “y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine”.”.

7) Reemplázase en el artículo 187 la frase “antes de impuestos”, por “después de impuestos”.

8) Reemplázase en el artículo 193, inciso primero, la frase “antes de impuestos”, por “después de impuestos”. Y, sustitúyese en el inciso quinto la frase “en las respectivas concesiones” por “considerando todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión”.

Artículo décimo primero.- El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público, de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos.”

Puestas en votación las normas referidas, resultaron aprobados por la unanimidad de los trece diputados(as) presentes señores(a) Auth, Baltolu (en reemplazo del diputado Melero), José Miguel Castro, (en reemplazo del diputado Santana), Cid, (en reemplazo del diputado Kuschel), Jackson, Lorenzini, Monsalve, Núñez (Presidente), Ortiz, Pérez, Ramírez, Schilling y Von Mühlenbrock.

Por las razones señaladas y consideraciones que expondrá el Diputado Informante, la Comisión de Hacienda recomienda aprobar los artículos señalados en la forma descrita.

********

Tratado y acordado en la sesiones celebradas los días 7 agosto y 2 de septiembre del año en curso, con la asistencia de los diputados señores Pepe Auth Stewart, Giorgio Jackson Drago, Carlos Kuschel Silva, Pablo Lorenzini Basso, Manuel Monsalve Benavides; Daniel Núñez Arancibia, José Miguel Ortiz Novoa; Leopoldo Pérez Lahsen; Guillermo Ramírez Diez; Alejandro Santana Tirachini; Marcelo Schilling Rodríguez; Gastón Von Mühlenbrock Zamora.

Reemplazos:

En la sesión de 7 de agosto, el diputado Patricio Melero Abaroa, fue reemplazado por el Diputado Sergio Bobadilla Muñoz; en la sesión de 2 de septiembre, el diputado Carlos Kuschel Silva, fue reemplazado por la diputada Sofía Cid Versalovic, el diputado Patricio Melero Abaroa, fue reemplazado por el diputado Nino Baltolu Rasera, y el diputado Alejandro Santana Tirachini, fue reemplazado por el diputado José Miguel Castro Bascuñán.

Sala de la Comisión, a 3 de septiembre de 2019

MARÍA EUGENIA SILVA FERRER

Abogado Secretaria de la Comisión

[1] Nicolás García Asesoría Técnica Parlamentaria
[2] El segmento de transmisión corresponde a una actividad privada monopólica y concesionada de explotación regulada. Permite la conexión de la generación eléctrica al consumo final.
[3] El precio nudo corresponde a los precios del nivel de generación-transporte. Diferencian entre precio de la energía y precio de la potencia de punta.
[4] El art. 181 de la LGSE señala “el precio resultante de suministro corresponda al costo de la utilización por parte del usuario de los recursos a nivel producción transporte y distribución empleados”. De este modo las tarifas deben representar los costos reales de todo el proceso asociado a una operación eficiente.
[5] Se especifica que se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad cuentas registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.
[6] Pasó a ser primero transitorio en el texto que se somete a consideración
[7] Fuentes de información 1. Mensaje de S.E. el Presidente de la República con el que inicia un proyecto de ley que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica. Santiago 18 de abril de 2019. 2. Decreto con Fuerza de Ley N° 4 que fija texto refundido coordinado y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N°1 de minería de 1982 Ley General de Servicios Eléctricos en materia de energía eléctrica.

1.9. Discusión en Sala

Fecha 04 de septiembre, 2019. Diario de Sesión en Sesión 69. Legislatura 367. Discusión General. Se aprueba en general y particular.

REBAJA DE RENTABILIDAD DE EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONAMIENTO DE PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA (PRIMER TRÁMITE CONSTITUCIONAL. BOLETINES NOS 12471-08 Y 12567-08)

La señora CARVAJAL, doña M.a Loreto (Vicepresidenta).-

En segundo lugar, corresponde tratar el proyecto de ley, iniciado en moción y mensaje, refundidos, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica.

Saludamos la presencia del ministro de Energía, don Juan Carlos Jobet Eluchans , en la discusión de este proyecto.

Diputados informantes de las comisiones de Minería y Energía, y de Hacienda son los señores Pablo Vidal y Alejandro Santana , respectivamente.

Antecedentes:

-Mociones:

-Moción, boletín N° 12471-08, sesión 4ª de la presente legislatura, en jueves 14 de marzo de 2019. Documentos de la Cuenta N° 5.

-Mensaje, boletín N° 12567-08, sesión 18ª de la presente legislatura, en martes 23 de abril de 2019. Documentos de la Cuenta N° 1.

-Informe de la Comisión de Minería y Energía, sesión 59ª de la presente legislatura, en miércoles 7 de agosto de 2019. Documentos de la Cuenta N° 8.

-Informe de la Comisión de Hacienda. Documentos de la Cuenta N° 6 de este boletín de sesiones.

La señora CARVAJAL, doña M.a Loreto (Vicepresidenta).-

En reemplazo del diputado Pablo Vidal , rinde el informe de la Comisión de Minería y Energía la diputada Marcela Hernando .

La señora HERNANDO, doña Marcela (de pie).-

Señora Presidenta, en mi calidad de diputada informante, paso a exponer respecto de los acuerdos alcanzados en relación con las iniciativas de ley refundidas, contenidas en el mensaje de su excelencia el Presidente de la República, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica (boletín 12567-08), y el proyecto, iniciado en moción de los diputados señores Pablo Vidal , Matías Walker , Ricardo Celis , Francisco Eguiguren , Sergio Gahona y Giorgio Jackson , y de las diputadas señoras Alejandra Sepúlveda y Daniella Cicardini , que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de cálculo del valor agregado por concepto de costos de distribución de la energía (boletín 12471-08), con urgencia calificada de suma.

Como señalan ambas iniciativas, el objetivo de este proyecto de ley consiste en:

La fijación de una nueva tasa de actualización representativa de los riesgos actuales que enfrentan las empresas que prestan el servicio de distribución eléctrica.

La modernización del procedimiento de determinación y fijación de las tarifas de distribución, a fin de determinar adecuadamente los costos eficientes de prestar el servicio de distribución, evitando asimetrías de información y permitiendo la participación de los agentes interesados en forma transparente y contestable, basado en argumentos técnicos, jurídicos y económicos.

Una nueva definición de áreas típicas que refleje adecuadamente los costos de la empresa modelo que actúe de manera eficiente y cumpla con las exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa.

En virtud de lo anterior, a través de ambas iniciativas refundidas y del debate que hubo en vuestra comisión, se revisó la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, incorporándose las modificaciones necesarias, a objeto de que la rebaja de tarifas se vea reflejada a partir del próximo proceso tarifario, teniendo a la vista y considerando la nueva realidad económica y sectorial, que no es la misma bajo la cual fue diseñado el marco regulatorio vigente.

Así, la actual tasa de costo de capital fija, de 10 por ciento, utilizada en el proceso de valorización se encontraría desacoplada de la realidad y estabilidad del país, por lo siguiente:

Primero, porque la realidad de las condiciones de acceso al financiamiento difiere significativamente de las condiciones observadas en la década de los 80, cuando se estableció.

Segundo, porque el desarrollo tecnológico, la alta penetración y relevancia del servicio eléctrico, así como la variación del retorno esperado del mercado, entre otros factores, han disminuido el riesgo y el retorno de las empresas, lo cual no se encuentra reflejado en la tasa fija de la actual regulación.

Además, hoy los modelos tarifarios son más sofisticados y calculan una tasa de costo de capital y no una tasa fija.

Durante el debate se llegó a amplios consensos, no solo entre los parlamentarios, sino también con el Ejecutivo, cuestión que se refleja en las votaciones -muchas de ellas unánimes-, y, además, en las propias indicaciones, generalmente de origen trasversal.

El texto que se propone -puede ser consultado in extenso en el informe que obra en poder de vuestras señorías- gira principalmente sobre los siguientes ejes:

I.- Las empresas de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2° de la ley N° 18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley, o la que la reemplace. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

En cambio, las cooperativas solo en el evento de que, además, desarrollen otras actividades distintas de la distribución eléctrica, deberán llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica.

Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica.

Medidas de toda lógica en la búsqueda de poner término a zonas grises u opacas en la industria de la distribución de energía eléctrica.

II.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión Nacional de Energía cada cuatro años, y no podrá ser inferior al 6 por ciento ni superior al 8 por ciento.

Con esta medida se pone término a la tasa garantizada del 10 por ciento, cifra que se mantenía desde el origen de esta regulación, hace ya más de cuarenta años, insostenible en el Chile de hoy. El proyecto la moderniza, poniéndola a tono con el resto de los sectores regulados de nuestra economía.

III.- Se perfecciona el proceso de consulta pública, permitiendo la participación ciudadana, en plazos y fórmulas de publicidad adecuadas y modernas.

IV.- Se pone término al antiguo régimen de cálculo y ponderación de los estudios de costos, de un tercio o dos tercios, evitando la incorporación de precios inflados o elevados artificialmente, por un proceso licitado, transparente y público.

V.- Se modifica el concepto de áreas típicas, modernizándolo e incorporando criterios de protección de las cooperativas de distribución de energía eléctrica, como es el caso de la densidad de población, en el contexto de cooperativas que atienden principalmente sectores rurales.

VI.- Finalmente, un cuerpo de normas transitorias que busca: a) Aplicar estas normas al proceso tarifario 2020-2024.

b)El compromiso del Presidente de la República de enviar al Congreso Nacional un proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución eléctrica, el que podrá abordar cualquiera de las materias tratadas en la presente ley en proyecto.

c)El deber del Ministerio de Energía de informar a las comisiones de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y del Senado, a más tardar el 31 de marzo de 2021, acerca de la implementación y aplicación de la presente ley en proyecto, evaluando sus impactos en la rebaja de tarifas, así como en la transparencia y participación ciudadana.

Los detalles del texto del proyecto y del debate en general y en particular se encuentran en el informe que obra en poder de las señoras diputadas y de los señores diputados.

Es todo cuanto puedo informar.

He dicho.

La señora CARVAJAL, doña M.a Loreto (Vicepresidenta).-

Tiene la palabra el diputado informante de la Comisión de Hacienda.

El señor SANTANA, don Alejandro (de pie).-

Señora Presidenta, en nombre de la Comisión de Hacienda, paso a informar lo que respecta a la incidencia en materia financiera o presupuestaria del Estado del proyecto de ley, iniciado en moción y mensaje refundidos: la primera, ingresada el 13 de marzo del año en curso, de los diputados Ricardo Celis , Daniella Cicardini , Francisco Eguiguren , Sergio Gahona , Giorgio Jackson , Alejandra Sepúlveda , Pablo Vidal y Matías Walker , que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de cálculo del valor agregado por concepto de costos de distribución de la energía; y el segundo, ingresado el 17 de abril del mismo año, de su excelencia el Presidente de la República, don Sebastián Piñera Echenique , que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica.

La iniciativa fue tramitada para su primer informe reglamentario por la Comisión de Minería y Energía, y se encuentra con urgencia calificada de discusión inmediata.

Concurrió a la comisión el ministro de Energía, señor Juan Carlos Jobet .

El objetivo central del proyecto es revisar la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, optimizando su cálculo, de manera que se vea reflejada la rebaja en las tarifas a partir del próximo proceso tarifario correspondiente al cuadrienio 2020-2024.

Para entender el proyecto es necesario saber que el mercado eléctrico en Chile se segmenta en generación, transmisión y distribución. El sector de generación opera bajo el supuesto de la libre competencia y con libre acceso a las redes de transmisión, mientras que la distribución, como una actividad privada, monopólica y concesionada de explotación regulada, se encarga de comprar electricidad a las empresas generadoras mediante una licitación competitiva, operar sus redes de distribución para abastecer de electricidad a clientes en su zona de concesión, cobrar tarifas, entre otras.

El proyecto de ley en informe modifica al segmento de distribución y específicamente tiene como objetivo fijar una nueva tasa de actualización, modernizar el procedimiento de determinación y fijación de las tarifas de distribución, y establecer una nueva definición de áreas típicas de distribución.

Entre las modificaciones propuestas a la Ley General de Servicios Eléctricos destacan las siguientes:

i.Tasa de retorno. La tasa de actualización debe ser calculada cada cuatro años por la Comisión Nacional de Energía. Esta será aplicable después de impuesto, y para su determinación debe considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación con el mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En cualquier caso, se indica que la tasa no podrá ser inferior al 6 por ciento ni superior al 8 por ciento.

ii.Criterios para determinación de tarifa. Para definir las tarifas con mayor nivel de veracidad, se incorporan criterios para determinar la eficiencia de la empresa modelo. Estas variables deben ser, al menos, respecto de las siguientes temáticas: distribución de los clientes en cuanto a localización y demanda; trazados de calles y caminos para la instalación de redes y obstáculos físicos; velocidad de penetración de tecnología para la materialización de la red de distribución; consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversiones, y la consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

iii.Nuevas áreas típicas que distingan a las empresas cooperativas. Con el objetivo de ajustar el proceso tarifario a las empresas cooperativas, se crearán, al menos, cuatro áreas típicas de distribución que consideren como empresa de referencia a cooperativas que presten el servicio de distribución. Esto se aplicará para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 iv. Giro único. Las empresas concesionarias de servicio público de distribución, constituidas como sociedades anónimas abiertas o cerradas, deberán sujetarse a las obligaciones de información y publicidad de la Ley sobre Sociedades Anónimas, además de tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica. Igualmente, las empresas “cooperativas” que desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado estarán obligadas a llevar una contabilidad separada.

Incidencia en materia financiera o presupuestaria del Estado

El artículo primero transitorio del proyecto establece que las disposiciones de esta futura ley se aplicarán al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, así como también al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuere pertinente.

El proyecto de ley irroga gastos por los siguientes conceptos:

1.Gasto en personal. Se necesita contratar a dos profesionales (ingenieros) grado 4, para apoyar la revisión de los estudios previamente mencionados.

2.Gasto en bienes y servicios de consumo. Este gasto corresponde a la realización de los siguientes estudios:

a)Estudio de costo de capital. Este estudio tiene un costo de 40.000 miles de pesos y se efectuará cada cuatro años. El primer estudio debe ejecutarse en el presente año, por lo que se financiará con presupuesto vigente, mediante reasignaciones. El siguiente debe hacerse en 2023.

b)Estudio de valorización. Pese a que se efectúa en la actualidad (cada cuatro años), las presentes modificaciones implican que dicho estudio deberá ser de mayor profundidad. Esto se traduce en un gasto incremental de 200.000.000 de pesos cada cuatro años. El primer estudio de esta clase debe realizarse en 2020.

3. Gasto en activos no financieros. Corresponde a mobiliario y equipo informático para los profesionales que apoyarán la revisión de estudios.

El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley en proyecto durante su primer año presupuestario de vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplirlo con cargo a los recursos de la partida Tesoro Público de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes, se estará a lo considerado en la ley de presupuestos.

Los integrantes de la comisión centraron sus planteamientos en la necesidad de establecer mecanismos que garanticen una fiscalización robusta e independiente.

Por otra parte, consultaron por el impacto que tendrán las modificaciones propuestas sobre las cooperativas que actualmente se dedican al rubro de la distribución eléctrica, destacando el valioso rol que cumplen especialmente en comunas rurales del país. Al respecto, compartieron las normas sometidas a consideración en cuanto a que se aumenta el número de áreas típicas, asegurándose al menos cuatro en las que las cooperativas sean referencia para el proceso tarifario, de modo de aumentar su representatividad en el mismo.

Por su parte, el Ejecutivo se comprometió a presentar el proyecto de ley de reforma integral del segmento de distribución dentro de los seis meses contados desde la publicación de esta ley corta.

Las normas sometidas a la consideración de la comisión fueron aprobadas por la unanimidad de los trece diputados y diputada presentes, señores Auth , Baltolu , Castro, don José Miguel ; señora Cid, señores Jackson , Lorenzini , Monsalve , Núñez (Presidente), Ortiz , Pérez, don Leopoldo ; Ramírez , Schilling y Von Mühlenbrock .

Es todo cuanto puedo informar.

He dicho.

La señora CARVAJAL, doña M.a Loreto (Vicepresidenta).-

En discusión el proyecto.

Tiene la palabra el diputado Daniel Núñez .

El señor NÚÑEZ (don Daniel).-

Señora Presidenta, saludo al ministro Juan Carlos Jobet .

La Comisión de Hacienda revisó este proyecto, pero, como no es la comisión técnica, no lo analizó con el detalle con que lo pudo hacer la Comisión de Minería y Energía. Sin embargo, teníamos mucho interés en comprender los alcances de esta iniciativa, porque cuando en el parlamento o en el mundo político se discuten iniciativas referidas a la Ley General de Servicios Eléctricos hay que estar muy atentos a la letra chica, porque el lobby y el poder que ejercen las empresas eléctricas terminan por distorsionar su sentido y orientación original.

Al respecto, cabe recordar los problemas que se generaron a partir del famoso proyecto de ley relacionado con los denominados “medidores inteligentes”, los cuales surgieron debido a que su sentido original fue tergiversado absolutamente durante la tramitación en el Senado.

En cuanto a la iniciativa en debate, este lunes el ministro del ramo compareció ante la Comisión de Hacienda para explicar sus alcances, y hay dos o tres aspectos que quiero destacar, porque me parece que constituyen un avance.

En primer lugar, nos parece importante que las empresas eléctricas tengan giro único, ya que no es razonable que aparte del proceso de comercialización directa de la electricidad ofrezcan productos respecto de los que no existe certeza alguna en cuanto a su calidad o si existe algún tipo de conflicto de interés, como equipos de aire acondicionado, entro otros.

Otro tema muy sensible dice relación con la forma en que se fijan los costos de la empresa modelo, ya que los estudios para su determinación se encargaban a expertos, pero también eran elaborados en parte por la propia empresa eléctrica involucrada. En tal sentido, nos parece un avance que el proyecto proponga un estudio único, elaborado por la Comisión Nacional de Energía.

Sin embargo, todavía nos quedan dudas respecto de cuál es el beneficio concreto que recibirán los clientes de la empresa eléctrica una vez aprobada la famosa ley corta para rebajar la rentabilidad de las empresas de distribución eléctrica. Lo que me quedó grabado en la discusión de la comisión, punto de vista que el ministro podrá refrendar, es que si uno tenía una cuenta por consumo de electricidad de 20.000 pesos, monto que se acerca al promedio de una cuenta eléctrica de un hogar chileno promedio o representativo, esta bajaría alrededor de 600 o 700 pesos. Si bien esa cifra es pequeña, es importante si se considera el presupuesto familiar promedio de los chilenos.

Hay muchos aspectos que quedaron pendientes en la discusión del tema eléctrico, los que el ministro y el gobierno se comprometieron a abordar en la famosa ley larga. Por eso, quiero plantear hoy al ministro que es muy importante que se refrende ese compromiso, ya que en el mundo eléctrico se requieren cambios profundos que no son abordados en el proyecto en debate.

A nuestro juicio, habría sido ideal llevar a cabo un solo proceso legislativo, y no tener que esperar dos, tres o cuatro meses para que el Ejecutivo envíe un proyecto de ley larga sobre esta materia, cuya tramitación legislativa -valga la redundancia- podría ser demasiado larga. Eso podría llevar a que, por ejemplo, en los próximos cuatro años no se efectúe ningún cambio profundo en este ámbito. No obstante, como entendemos que hay determinadas urgencias, quiero señalar que votaremos a favor esta iniciativa, pero con el compromiso explícito de que se avanzará en la tramitación del famoso proyecto de ley larga.

Permítame enumerar dos o tres inquietudes surgidas de mi experiencia como diputado de un distrito que integra la Región de Coquimbo.

Primero, se requiere dotar de mayores atribuciones y de poder de fiscalización a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Todos los días recibimos denuncias de que en la Región de Coquimbo las empresas eléctricas, en contravención con la norma vigente, no están invirtiendo en la instalación y reparación de postes ni del cableado eléctrico de las zonas concesionadas. Sin embargo, que esas empresas cumplan con su responsabilidad pasa por la presión política que se ejerza sobre ellas, por cuanto los caminos y las veredas son bienes nacionales de uso público. El caso de la Región de Coquimbo es emblemático, pero no creo que sea muy distinto a lo que ocurre en el resto de las regiones.

No existe certeza si la Superintendencia fiscaliza de manera adecuada el plan de inversión. Se supone que las empresas de distribución eléctrica deben invertir para mantener en buen estado la red eléctrica, con el objeto de mejorar la calidad del servicio, pero no tengo certeza de que eso se esté llevando a cabo hoy de manera correcta y que la inversión que se está haciendo no sea errada.

Por lo tanto, se tiene que cambiar el sistema de considerar como parámetro la famosa empresa modelo para medir los costos y comenzar a hacerlo a partir de una empresa real, para lo cual se requiere sincerar las utilidades.

Un punto fundamental de este debate es la determinación de la rentabilidad correcta que debe tener una empresa eléctrica para que sea atractiva para el capital privado. Mi impresión es que sus utilidades son mucho mayores de lo que se reporta, ya que como la fiscalización que se lleva a cabo es insuficiente, no hay suficiente conocimiento sobre el funcionamiento del sistema.

Asimismo, es muy importante el establecimiento de incentivos para las cooperativas, especialmente en las regiones integradas por zonas rurales extensas. El monopolio natural que ejercen algunas empresas eléctricas, que solo llegan con la distribución eléctrica hasta las zonas concesionadas, genera que en otros sectores sea muy complejo el acceso a la electricidad, y por eso las cooperativas son una solución viable, pero requieren el incentivo y el apoyo del Estado.

Por otro lado, en la Comisión de Hacienda abordamos la situación de los clientes libres. En ese sentido, a pesar de que los municipios forman parte del grupo de grandes clientes de las empresas eléctricas, estas, luego de llevar a cabo el proceso de evaluación respectivo, les niegan la condición de clientes libres, lo que impide a las municipalidades entrar a un proceso tarifario con costos más bajos.

Por lo tanto, estamos pidiendo que el gobierno apoye ese proceso en favor de los municipios, porque evidentemente el alumbrado público cumple una función social de enorme utilidad. El segundo gasto de todos los municipios en Chile es por concepto de alumbrado público y de otros gastos eléctricos asociados. Por lo tanto, es muy importante que puedan ser…

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Ha concluido su tiempo, señor diputado. Tiene la palabra el diputado Miguel Mellado .

El señor MELLADO (don Miguel).-

Señor Presidente, por su intermedio saludo al ministro de Energía, señor Juan Carlos Jobet .

Si bien este proyecto no tiene nada que ver con los medidores, surge a raíz de la discusión pública que se dio con los medidores y del aumento de cerca de 10 por ciento de las tarifas de las cuentas de luz que les llegó a la gente; eso unió ambas cosas.

Por ello, felicito al ministro y al gobierno del Presidente Piñera por tener la sensibilidad social de elaborar este proyecto de ley corta, iniciativa que permitirá que el proceso tarifario 2020-2024 mejore aquellos parámetros que no estaban correctos.

El proyecto aborda tres materias: una, la rebaja de la rentabilidad anual de las empresas de distribución eléctrica; dos, el perfeccionamiento del proceso tarifario de distribución eléctrica, y, tres, la nueva definición de áreas típicas.

Me referiré brevemente a esos tres temas.

En cuanto a la rebaja de la rentabilidad anual de las empresas de distribución eléctrica, cabe señalar que la tasa de actualización de 10 por ciento se encuentra vigente desde 1982 -repito: ¡desde 1982!-, año en que se dictó la ley general de servicios eléctricos. Dicha tasa debe reflejar el nivel de riesgo de mercado del negocio de distribución eléctrica, y su fijación obedeció a una realidad del momento tanto económica como de desarrollo del país, distinta a la actual. De este modo, la iniciativa propone su sustitución por una tasa que deberá ser calculada por la Comisión Nacional de Energía para cada cuatrienio mediante el sistema CAPM o modelo de valoración de activos financieros, asegurando un piso de 6 por ciento y un techo de 8 por ciento.

Respecto de los perfeccionamientos que se introducen al proceso tarifario, debe considerarse que el sistema actual presenta diversas falencias que impactan negativamente en los consumidores -¡qué duda cabe de eso!-. Este contempla la realización de diversos estudios de costos según áreas típicas determinadas, en las que se clasifican las distintas empresas existentes. Tales estudios son elaborados por la Comisión Nacional de Energía y por las empresas o cooperativas. El resultado final de la determinación de los costos -ello lo señaló en su informe la diputada Hernando- se obtiene de la ponderación de los resultados de los estudios de ambas partes, en una proporción de dos tercios para el estudio de la Comisión Nacional de Energía y de un tercio para el de las empresas o cooperativas. Esto genera incentivos para que las empresas, dada la menor ponderación asignada, presenten mayores costos que los de la Comisión Nacional de Energía. Además, el sistema está cerrado a terceros, como organizaciones de la sociedad civil, que no pueden presentar observaciones.

La propuesta del Ejecutivo consiste en la elaboración de un solo estudio de costos, que será mandatado por la Comisión Nacional de Energía y que será realizado por un consultor independiente, de acuerdo con bases de licitación que podrán ser observables por las empresas o cooperativas y terceros interesados. Con este esquema se elimina el sistema de ponderación y se establece un mecanismo de solución de controversias mediante la formulación de observaciones técnicas, a las que la Comisión Nacional de Energía deberá dar respuesta. En caso de que subsistan las discrepancias, cualquiera de los participantes en el proceso podrá formular la suya ante el panel de expertos de la ley general de servicios eléctricos. Las ventajas de optar por este sistema radican en que el referido panel debe elegir entre una de las posiciones que se le planteen, sin poder elegir opciones intermedias. Así, se busca que las partes no formulen discrepancias temerarias y planteen sus posiciones con la mejor información posible, disminuyendo de esa manera las asimetrías de información a lo largo de todo el proceso tarifario.

Por último, respecto a la modificación de la definición de áreas típicas, cabe señalar que, en la actualidad, en el proceso tarifario, las empresas y/o cooperativas se agrupan en áreas típicas, considerando a una de ellas como referencia para realizar el diseño de una empresa modelo sobre la cual se construye la tarifación. Sin embargo, la actual definición de área típica no permite representar en forma adecuada la realidad de todas las empresas y cooperativas que se encuentran sujetas a tarificación. Por tanto, la propuesta busca que tal definición considere los costos y la densidad de clientes por kilómetro de red y no valores agregados de distribución, como es actualmente.

Sobre la obligación de giro único y contabilidad separada, es preciso señalar que hoy las empresas distribuidoras cumplen diversos roles y funciones y no existe una separación entre aquellos que están asociados a servicios regulados y aquellos que se prestan en condiciones de competencia. Eso provoca una dificultad al momento de determinar la rentabilidad real de las empresas, y, por lo tanto, no es claro el análisis respecto de si el proceso de valorización se lleva a cabo de manera adecuada o no.

Sobre el particular, se propone que las empresas concesionarias de distribución eléctrica que además de prestar el servicio público de distribución desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado estén obligadas a llevar una contabilidad separada o a prestar el servicio mediante sociedades de giro único respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución.

Vuelvo a felicitar al gobierno, particularmente al ministro Jobet , por llevar adelante esta iniciativa.

Finalmente, anuncio que la votaremos a favor.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado Mario Venegas .

El señor VENEGAS.-

Señor Presidente, quiero comenzar mi intervención señalando que no soy miembro de la Comisión de Minería y Energía y que mis conocimientos, mi observación y mi acercamiento a este proyecto de ley obedecen a los estudios realizados con ocasión de ese malogrado proyecto que en algún momento tuvimos acá, referido al reemplazo de los antiguos medidores eléctricos por medidores digitales, el cual provocó una gran discusión a nivel de país.

En ese minuto me dediqué a estudiar, a leer informes técnicos, artículos de prensa de medios bastante serios y pude hacer, como la mayoría de los ciudadanos comunes, un poco de luz respecto de un tema que es de una opacidad increíble, como es el proceso de fijación de tarifas de este vital elemento en nuestro país.

Lo primero que me llamó la atención -lo señaló el diputado Mellado - fue que la rentabilidad asegurada viene desde la década de los ochenta, y es de 10 por ciento. Han cambiado las condiciones de riesgo y las condiciones generales del país, pero ahí está esa utilidad asegurada. Es más, algunos estudios técnicos que leí señalan que en los hechos esto podría ser muchísimo más de 10 por ciento y que la utilidad efectiva ronda el 15 por ciento. De manera que se trata de un gran negocio que explica por qué el interés de las inversiones. No discuto la necesidad de mejorar nuestra matriz energética y de producir energía; la cuestión es si nos están cobrando los costos que corresponden y si las familias, los consumidores, los ciudadanos se benefician de esto. Tenemos tasas altas, pues el costo de la energía en Chile es alto, y así lo dicen incluso los productores, quienes señalan que es un tema sensible para su matriz de costos.

También leí que en Europa ya se había resuelto este problema y que distintos países habían fijado tasas del orden del cinco coma y algo o 6 por ciento: España, Alemania y otros. Por eso me sorprende que en este proyecto se haya establecido la rentabilidad mínima en 6 por ciento y la máxima en 8 por ciento.

De igual forma, se perfecciona el sistema de fijación por la vía de este mecanismo de empresa modelo, que ya sabemos que se presta para un conjunto de distorsiones que podrían llevar al alza el valor que finalmente pagamos por la energía eléctrica.

También me parece un avance importante perfeccionar, hacer más transparente, quitar opacidad al proceso tarifario de distribución eléctrica.

Asimismo, señor ministro -lo señalo por intermedio del señor Presidente-, considero positivo que, a la mayor brevedad, se cumpla el compromiso del Ejecutivo de enviar una iniciativa que aborde el tema de una manera más acabada y profunda, porque este proyecto de ley corta responde a una necesidad. No desconozco que significa un avance en relación con lo que teníamos, pero considero que son necesarios otros perfeccionamientos que permitan que el ciudadano común sepa que la legislación y las autoridades están cautelando sus derechos.

En ese sentido, no cabe duda en cuanto a que esta iniciativa contiene aspectos interesantes, lo que hace conveniente aprobarla. En mi opinión, después de este episodio tan triste, tan poco transparente, cuando trataron de pasarnos gato por liebre con el proyecto de los famosos medidores digitales y los cambios que se establecían, que estaban muy por fuera del objetivo original de la ley que habíamos aprobado en el Congreso Nacional, esta es una muy buena iniciativa.

No obstante, aún podemos hacer algo más, con el fin de que, ojalá, la futura ley impacte en la rebaja de las tarifas que pagan las chilenas y los chilenos, porque así este esfuerzo tendría mucho más sentido.

He dicho.

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Tiene la palabra el diputado Juan Santana .

El señor SANTANA (don Juan).-

Señor Presidente, este proyecto de ley, que nace de un mensaje y una moción, refundidos, es la respuesta a la ineludible necesidad de contar con una legislación actualizada en este rubro.

Hasta la fecha, nos hemos regido por una tasa de costo de capital fija de 10 por ciento, y desde hace al menos treinta años que no se han generado cambios en el camino de una modernización tarifaria del sector de la distribución.

Esta iniciativa se materializa en un proyecto de ley corta de rápida tramitación, principalmente porque hay un descontento generalizado en el país respecto del aumento del precio de las cuentas de la luz anunciado por la Comisión Nacional de Energía, por la historia que ya conocemos, la de los medidores inteligentes, y por el servicio deficiente que muchas veces entregan las empresas distribuidoras de electricidad.

En 2020 volverá a iniciarse un proceso de licitación, por lo que urge incorporar los nuevos parámetros al decreto tarifario, para que se concrete lo más pronto posible en las boletas de los clientes.

Con un crecimiento de la economía muy por debajo de lo que se aseguró en las promesas de campaña del actual gobierno, con altos índices de cesantía -cercanos a los dos dígitos en la Región de Atacama -, se hace indispensable buscar mecanismos que permitan terminar con los abusos y dar tranquilidad a las familias.

Espero que la ley larga de distribución, prometida por el gobierno para los próximos meses, haga eco del mismo objetivo que los parlamentarios expresamos en la Comisión de Minería y Energía: proteger a las familias del país y a sus hogares.

Quiero destacar también que, además de bajar la rentabilidad de las empresas distribuidoras, esta iniciativa incorpora el perfeccionamiento de la definición de áreas típicas y establece instancias de participación ciudadana y de transparencia en el proceso tarifario. El control social sobre las empresas que detentan monopolios naturales es esencial para advertir sobre las, a veces, pésimas prácticas en las que incurren estas compañías. Ya lo vimos con la famosa instalación de los medidores inteligentes, que, de no haber sido por la indignación colectiva ciudadana, aún tendría a las empresas excusándose de asumir el costo de retiro y reposición de los medidores.

Finalmente, debo señalar que frente a un gobierno que se ha parado en reiteradas oportunidades del lado de las empresas, sorprende y se agradece que haga suyo lo que se inició en una moción. Me encantaría ver esta misma proactividad en otros ámbitos, sobre todo ahora que los indicadores están por el suelo.

He dicho.

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Tiene la palabra el diputado Alejandro Santana .

El señor SANTANA (don Alejandro).-

Señor Presidente, valoro el esfuerzo que ha hecho el gobierno, en especial el ministro Jobet , por solucionar problemas que pudieron haberse previsto, pero no lo fueron.

Ya se han mencionado latamente los beneficios de este proyecto de ley corta, pero, obviamente, estamos a la espera de un proyecto de ley larga. En todo caso, respecto del proyecto en debate, el hecho de que la tasa fija de 10 por ciento vaya a disminuir a una de entre 6 y 8 por ciento es un avance y una señal importante en materia de regulación y en cuanto a que, si hay vicios, ellos no deben continuar existiendo.

Por otro lado, se ha dicho que vamos a tener una fórmula de cálculo, que vamos a profesionalizar la forma de cálculo, que vamos a redefinir la forma de cálculo, con el fin de dar garantías de que la distorsión, si la hubiere, será marginal. Asimismo, como ya se ha mencionado, es rescatable lo relativo a las áreas típicas de distribución.

Debo destacar, además, la diferenciación que se hace respecto de las cooperativas que distribuyen energía eléctrica, en cuanto a que no estarán sujetas a la obligación de giro único de distribución eléctrica. En consecuencia, tener elementos que las diferencien en su medición y en su evaluación da certezas. Al respecto, no debemos olvidar que las cooperativas dan cobertura allí donde las grandes empresas no llegan. Dado que hay cooperativas que se han focalizado en los sectores rurales, especialmente de regiones, y en entregar un servicio que permite optimizar o aumentar la cobertura, deben ser consideradas de una manera distinta, en atención al aporte que hacen a la prestación de un servicio tan necesario.

Como se dijo, las cooperativas que no tengan giro único deberán llevar contabilidad diferenciada. Eso es óptimo, porque permitirá tener los elementos necesarios para determinar las rentabilidades reales y, sobre esa base, hacer los cálculos pertinentes.

Este es un proyecto justo, necesario, que no tengo dudas en cuanto a que será aprobado por la gran mayoría de la Cámara de Diputados. Obviamente, hay visiones distintas, pero advierto una mirada positiva, en especial ante un escenario complejo, derivado del alza en las cuentas de luz, del problema de la instalación de medidores inteligentes, del reglamento para la aplicación de esos medidores y de la falta de visión del gobierno pasado respecto de los impactos en las tarifas.

Considero que a través de este proyecto, que es simple, pero va al fondo, al corazón del problema, estamos dando una señal como Parlamento y como Ejecutivo, de que en esta materia no hay dos lecturas y que nos importa mejorar la satisfacción de los usuarios y, obviamente, cuidar su bolsillo.

He dicho.

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Tiene la palabra la diputada Daniella Cicardini Milla .

La señorita CICARDINI (doña Daniella) .-

Señor Presidente, este es un proyecto muy bullado y bastante discutido en la Comisión de Minería y Energía, que presido. Nace en un contexto bastante complejo, de alzas sostenidas en las cuentas de luz por distintas razones, por ejemplo, debido al alza en el precio del dólar. Incluso, la propia Comisión Nacional de Energía (CNE) ha señalado que durante 2019 se registrará un alza promedio anual de 20 por ciento, que impactará directamente en el bolsillo de todos los chilenos y chilenas.

Ahora bien, en los próximos meses también habrá rebajas en las cuentas de la luz, a raíz de las licitaciones que se hicieron durante el gobierno de la Presidenta Bachelet , oportunidad en que se dio a las empresas generadoras de energía la posibilidad de inyectar a la matriz energética energías renovables no convencionales, las que, en el caso de la región que represento -la de Atacama-, tienen gran presencia. Esto ha hecho competir a las empresas, lo que ha permitido bajar los costos.

En este contexto, la guinda de la torta es la situación de los consumidores afectados por la instalación de los medidores inteligentes. Por eso, debíamos dar una señal política en el sentido de brindar mayores garantías a los usuarios y mayor transparencia al proceso de distribución, en el entendido de que se trata de un monopolio natural.

Esto nos permitió entender mejor cómo funciona todo el proceso.

Un aspecto valorable del proyecto es que se logró que el estudio de costos, que antes era realizado por las propias empresas distribuidoras, a partir de ahora lo va a realizar la CNE. Ese es un punto importante, que marca un antes y un después en esta materia.

Cabe señalar que no habíamos establecido techos ni pisos mínimos, porque entendíamos que existían variaciones. Así, por ejemplo, existen circunstancias en que se podrían fijar valores por debajo del piso, que fue lo que propuso en alguna oportunidad el gobierno. Nosotros presentamos una indicación, que lamentablemente perdimos. Entiendo que finalmente se llegó a un punto intermedio.

Al respecto, quiero ser muy clara y transparente en señalar que probablemente el día de mañana la baja en el precio de las cuentas de la luz será más bien marginal.

Por lo tanto, digamos las cosas como son, porque no quiero generar falsas expectativas en la población.

Tras un arduo debate en la comisión, logramos comprometer al gobierno en la presentación de una iniciativa de ley larga que permita, de manera integral y estructural, hacernos cargo de los desafíos del sector de la distribución eléctrica, y, por sobre todas las cosas, una ley larga de distribución que sí tenga un impacto significativo y verdadero en la reducción de los precios de las cuentas de la luz que paga la gente, porque eso es lo que esperan todos los chilenos.

En ese sentido, aprobamos esta iniciativa en la comisión y hoy lo haremos en la Sala, pero con el compromiso de avanzar en una ley larga. Entre 6 y 8 por ciento es el margen de movimiento para dar garantías a las empresas distribuidoras. Lo digo, porque se generó una campaña del terror que señalaba que este negocio iba a colapsar, que no sería rentable y que las empresas no iban a seguir invirtiendo en nuestro país.

Entendimos el punto y nos hicimos cargo de él.

Por lo tanto, hago un llamado al gobierno a que presente a la brevedad, en una fecha concreta y próxima, una iniciativa de ley larga, un proyecto estructural, para que sea posible su aplicación antes del año 2025.

Bajo ese contexto hemos dado nuestro apoyo a este proyecto, a pesar de las dudas que nos genera y de que no cumple con las expectativas de la ciudadanía ni realiza los cambios profundos que requiere el sistema de distribución de energía en nuestro país. He dicho.

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Tiene la palabra el diputado Esteban Velásquez Núñez .

El señor VELÁSQUEZ (don Esteban).-

Señor Presidente, sin duda, el negocio de la generación, transmisión y distribución eléctrica es muy rentable para las empresas. Es bueno que eso se verbalice.

Si bien el proyecto realiza una serie de aportes, se ha indicado que las verdaderas modificaciones se producirán en la iniciativa de ley larga, cuya presentación muchas veces parece el cuento del lobo. No obstante, vamos a esperar que el ministro cumpla su compromiso.

Actualmente, la ley eléctrica asegura un 10 por ciento de rentabilidad mínima por concepto de distribución. El gobierno originalmente planteaba reformular el procedimiento para fijar el valor agregado de distribución (VAD), y rebajar el piso de 10 a 6 por ciento, con la finalidad de reducir el monto de las cuentas de la luz, las cuales se estima bajarían 200, 300 o 400 pesos. Es bueno aclarar esta información para que el usuario no quede con la sensación de que está frente a una ley de medidores 2.

Ahora bien, el estudio del nuevo procedimiento para elaborar el VAD contempla la creación de áreas típicas, una empresa modelo, un estudio de costos objetivos, la participación de la ciudadanía, la participación de la industria, un comité de supervisión y la posibilidad de reclamar de los dictámenes del panel de expertos. Al respecto, la Federación Regionalista Verde Social estima que existe la debida objetividad e imparcialidad para que las autoridades, esto es la Comisión Nacional de Energía y el Ministerio de Energía, aprecien de la manera más precisa posible los costos de inversión en que deben incurrir las empresas distribuidoras, de tal manera que el VAD refleje un parámetro adecuado.

Lo anterior permite asegurar que no es necesario fijar un piso mínimo de rentabilidad, puesto que se resguarda debidamente la justicia procedimental. Ello llevará, necesariamente, a un resultado positivo, toda vez que la rentabilidad de las empresas reflejará la realidad, sin que el Estado fije a priori un determinado margen de utilidad, lo que, a nuestro juicio, además es cuestionable si se piensa que en otras industrias reguladas esto no ocurre.

La forma de incentivar la inversión de las empresas distribuidoras es con reglas claras y objetivas, como lo que el proyecto pretende establecer. Garantizar pisos mínimos fuera de este objetivo solo significaría tolerar rentabilidades fuera de dichos parámetros objetivos. Por lo tanto, nos parece que no debiera establecerse este 6 por ciento como piso, o a priori estar asegurando ganancia alguna.

Por ello, algunos estamos reponiendo una indicación que esperamos que en su momento sea votada y respaldada.

He dicho.

El seño FLORES, don Iván (Presidente).-

Tiene la palabra el diputado Jorge Sabag Villalobos .

El señor SABAG.-

Señor Presidente, por su intermedio saludo al señor ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.

En Chile el precio de la energía que pagan los clientes finales está compuesto, en términos generales, por el costo asociado a la generación de energía, el costo de transportar la energía por redes de alta tensión y larga distancia y el costo por distribuir la energía desde subestaciones del sistema de transmisión hasta los clientes finales. Este último costo es aquel en que incurren las empresas distribuidoras para entregar su servicio y que, en la regulación eléctrica se denomina valor agregado de distribución.

La fijación de las tarifas de distribución no ha sufrido cambios en Chile desde 1982. Claramente, se requería un perfeccionamiento en el proceso tarifario de este segmento.

Si bien la ley corta solo pretende incluir modificaciones para el siguiente proceso tarifario, también significó sacar a la luz temas de fondo que el Ejecutivo ha comprometido incluir en la ley larga. Uno de esos logros es la diferenciación de la industria y de las cooperativas eléctricas, cooperativas que distribuyen la energía eléctrica en los sectores rurales, donde el costo de la energía para los agricultores es uno de los más relevantes.

Quiero destacar el trabajo realizado por las cooperativas de distribución eléctrica en defensa de las más de 155.000 familias que representan en las regiones del Maule, del Biobío, de Los Ríos, de Los Lagos y de Ñuble.

Al comienzo del debate legislativo las cooperativas de distribución eléctrica no estaban consideradas y el proyecto ponía en riesgo su viabilidad. Ellas cumplen un rol social vital en las comunas rurales de nuestro país, pues llegan donde la industria no quiso estar. Con su lema “No somos iguales” lograron, con el Ejecutivo y el Legislativo, generar una diferenciación justa y reivindicar una deuda histórica respecto del trato no diferenciado con las grandes empresas de distribución.

Si bien este proyecto -hay que decirlo- no significa una baja sustancial en las cuentas eléctricas para los chilenos y las chilenas, ya que en una cuenta eléctrica casi el 70 por ciento corresponde a la generación y solo un 20 por ciento a distribución se convirtió en una oportunidad para este segmento de la distribución.

Veamos los logros.

La consideración de todas las instalaciones de las empresas concesionadas, sea que ellas se encuentren dentro o fuera del área de concesión, para reflejar los reales costos de la distribución. Esto es vital en zonas como la Región de Ñuble, pues, en muchas zonas rurales, cooperativas como Copelec prestan un servicio y cumplen un rol social, pero no estaban consideradas.

Otro logro es el perfeccionamiento del proceso tarifario, incorporando elementos que debe enfrentar la empresa o cooperativa al ser tarificada en aspectos tales como la distribución de los clientes en cuanto a localización y demanda, el trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes y los obstáculos físicos para el mismo, la velocidad de penetración de nuevas tecnologías, la consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversiones relevantes y la consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Estas consideraciones de variables reales de los costos de distribución en zonas como la Región de Ñuble generarán estabilidad y transparencia en este proceso.

En lo que respecta a la transparencia, es importante señalar que actualmente no existe un mecanismo de monitoreo de las rentabilidades reales de las empresas sujetas a regulación en la distribución. Por esto, y en beneficio de los clientes, es decir, de los chilenos, se obliga a las empresas a tener giro único de distribución de energía eléctrica, a objeto de diferenciar la actividad regulada de otras actividades.

Las cooperativas, por su naturaleza y tamaño, deben mantener una contabilidad separada para las actividades de distribución.

Cabe destacar la redefinición de áreas típicas, no solo considerando los costos de prestar el servicio de distribución, sino también la densidad por kilómetro de red.

En síntesis, si bien es cierto que se trata de un proyecto que no va incidir grandemente en la rebaja de las tarifas, era necesario para transparentar todas las variables que inciden en la fijación de las tarifas y también para diferenciar la situación de las cooperativas eléctricas, que prestan un servicio invaluable.

Esperamos que el gobierno cumpla su compromiso de presentar un proyecto de ley larga para ver todos los temas que quedaron pendientes.

He dicho.

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Tiene la palabra el diputado Marcelo Schilling Rodríguez .

El señor SCHILLING.-

Señor Presidente, el contenido de este proyecto y las reflexiones que suscita a su alrededor retratan de cuerpo entero lo que es Chile, tanto en la manera de mirar su historia reciente como en la forma de tratar el desarrollo de sectores industriales y empresariales.

En su intervención, el diputado Mellado recordó que la fijación de una rentabilidad mínima de 10 por ciento ocurrió en 1982. Con toda propiedad y literalmente dijo que “la ley general se dictó…”. ¡La dictó la dictadura; o sea, no le preguntó a nadie!

Lo que vamos a hacer hoy es aprobar un cambio a lo que se dictó. No se va a dictar una nueva ley: se va aprobar una enmienda.

¿Y sabe por qué retrata de cuerpo entero lo que es el desarrollo de nuestras industrias y empresas? Porque queda claramente establecido que el desarrollo empresarial en Chile está subsidiado por los consumidores. La rentabilidad mínima no va a ser del 10 por ciento, pero se fija una rentabilidad mínima de 6 por ciento.

Se arguye que fijar esa rentabilidad es necesario para propiciar la inversión. No va a ser así, señor ministro -por su intermedio, Presidente-. Este esquema está hecho a imagen y semejanza de lo que ocurre con las sanitarias, esto es, existe una empresa modelo que se supone que asume todas las dificultades de su desarrollo y determina los costos de producción del bien. ¡Mire usted la empresa modelo Essbio o Essal! ¿Qué hicieron? Maximizaron las utilidades más allá del mínimo garantizado por la vía de la desinversión, porque esto no garantiza la competencia. Aquí el problema es cómo entran nuevos actores que ofrezcan servicios más baratos. Mientras eso no ocurra, todo lo demás va a ser fantasía.

Señor Presidente, por su intermedio, le reitero al ministro lo que dije en la Comisión de Hacienda: si se quiere asegurar que no va a haber desinversión por la vía de abaratar costos, teniendo un vigilante en una central que presta servicios a cientos de miles de personas, se tienen que fortalecer las superintendencias, que son las que velan por el interés general de los consumidores. Mientras eso no ocurra y no exista competencia de verdad, nada habrá ocurrido; menos bajada de tarifa.

En general, nuestra economía funciona así: en forma monopólica, concentrada, excluyente, sin libre mercado. En el mundo no hay nada más parecido a China que Chile. Por eso el diputado Bellolio está equivocado. Junto con ir a ver al señor Wong , él debería visitar más frecuentemente a los que aquí se rebelan contra el modelo dominante. Él está sentado en una bancada equivocada. La economía china la dirigen nueve señores: el politburó del Partido Comunista chino. En Chile la dirigen nueve familias: el politburó de la Confederación de la Producción y del Comercio.

He dicho.

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Tiene la palabra el diputado Issa Kort Garriga .

El señor KORT.-

Señor Presidente, en primer lugar, saludo al ministro de Energía, señor Juan Carlos Jobet , y también hago un recuerdo -nobleza obliga-, particularmente en este proyecto, a las gestiones que lideró en su momento la entonces ministra Susana Jiménez .

Lo planteo porque este proyecto es parte del compromiso del programa de gobierno del Presidente Piñera, que coincide con una moción parlamentaria de carácter transversal, liderada por el diputado Pablo Vidal y secundada, en esta bancada, por el diputado Sergio Gahona . Eso demuestra y comprueba con hechos concretos -no con discursos para la tribuna o la prensa- el interés que tiene este gobierno en hacer políticas públicas con carácter de Estado.

¿Qué significa eso? Que busca hacer coincidir aquellos puntos que están definidos en nuestro programa de gobierno -los que buscamos la mayoría de los chilenos que quisimos que Sebastián Piñera fuera electo Presidente de la República- con las iniciativas que se presentan desde distintas bancadas.

Por eso quiero rescatar y destacar esa voluntad y ese carácter, porque este proyecto de ley buscó en todo momento hacer coincidir ambas situaciones, lo cual se vio reflejado en la discusión parlamentaria en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados.

También debemos agradecer el trabajo de la Secretaría, porque cuando corresponde fusionar una moción con un mensaje, hay un trabajo legislativo complejo, el cual se vio facilitado gracias al trabajo de la Secretaría.

Ahora, entrando en el fondo del proyecto, ¿qué estamos haciendo? Estamos regulando un monopolio natural; por lo tanto, tenemos que hacerlo con responsabilidad, entendiendo cómo opera y funciona un monopolio natural. En ese sentido, debemos generar una reflexión y un debate responsable con respecto a lo que hoy es la energía eléctrica. Actualmente, la energía eléctrica es parte del día a día, es parte del funcionamiento vital en los hogares del país, no solo en aquellas casas en que hay pacientes electrodependientes, sino también en todas aquellas casas donde -legítimamente, todos lo hacemos- consumimos y aumentamos nuestra demanda de energía eléctrica. Para asegurar el cumplimiento de esa creciente demanda de energía eléctrica, también debemos fijar reglas claras, oportunas y coherentes a quienes distribuyen, transmiten y generan la energía.

Debemos tender a buscar energía limpia y de calidad, y tener un sistema de transmisión eficiente, pero también debemos ser capaces de construir un sistema de distribución eficiente y eficaz para quien hace el trabajo y la inversión, pero también para quien la demanda.

Por eso este proyecto da un primer paso, un paso inmediato -por eso se llama ley corta- que se verá reflejado en el próximo proceso tarifario. Aquí quiero felicitar y destacar la labor y el compromiso que ha tenido el ministro Jobet , porque lo que iba a ser entendido como una ley larga, para complementar todo el sistema de distribución energética, se ha convertido en lo que definimos como una ley mediana.

¿Qué significa eso? Que el propio ministro, aquí presente, comprometió su palabra en la Comisión de Minería y Energía, con todos los diputados y con las diversas bancadas, para presentar hasta el 11 de marzo del próximo año -es decir, cuando se inicie el año legislativo siguiente- el proyecto de ley mediana, que será recogido en las mesas de trabajo que se están desarrollando a nivel parlamentario, con nuestros asesores y con el Ministerio de Energía.

Por eso creemos que esta es una señal importante de cómo queremos manejar las políticas públicas en monopolios naturales. Insisto en que no es un monopolio artificial; por lo tanto, seamos responsables en las calificaciones que hacemos en este debate, en lo que transmitimos a nuestros electores y en cómo definimos nuestras políticas públicas.

En consecuencia, vamos a respaldar el proyecto del Ejecutivo, que es concordante con la moción que se presentó; vamos a apoyar el informe de la Comisión de Minería y Energía, pero vamos a rechazar la indicación en que se pide votación separada para cambiar el tema de los pisos versus los techos. Pensamos que el trabajo que se hizo en la comisión es suficientemente transversal y decantado; por lo tanto, corresponde despachar con urgencia el proyecto -no buscar resquicios para vuelva a la comisión-, a fin de que el Senado lo pueda aprobar, se transforme en ley y se vea reflejado -insisto- en el próximo proceso tarifario.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado Pedro Velásquez .

El señor VELÁSQUEZ (don Pedro).-

Señor Presidente, por su intermedio saludo al ministro de Energía, señor Juan Carlos Jobet , quien se encuentra presente en la Sala.

Inicio mi intervención deseando al ministro éxito en sus altas funciones. Él no tuvo nada que ver en este proceso.

Primero, quiero señalar lo que ha faltado a los parlamentarios -especialmente a los diputados- que en el período anterior legislaron de una manera que no tiene nombre. Respecto de Coquimbo, de mi región, se dijo que un sector estaba prácticamente en quiebra, que toda la población Baquedano estaba inundada y que los postes se habían quebrado, situación que en la práctica nunca fue así.

Por lo tanto, el proyecto presentado en su momento nació de una situación medio extraña. Eso, la comunidad lo tiene que saber de todos aquellos que lo suscribieron. Luego ese proyecto se fue al Senado y ya conocemos la historia que ocurrió. Sin embargo, posteriormente, a pocos días de terminar el gobierno anterior, el proyecto fue aprobado, y no ha existido ningún mea culpa. La discusión suscitada por el cambio de medidores generó en la opinión pública un tema que había sido invisible dentro de esa caja negra que constituyen las tarifas eléctricas y su rentabilidad.

La tasa de costo de capital, que fue fijada en los años 80, establece un valor igual al 10 por ciento anual antes de impuesto. Recién en julio de 2016 se trató de modificar la ley N° 20.936, mediante una iniciativa que no prosperó. Ese proyecto pretendía que el referido valor bajara de 10 por ciento a 7 por ciento. Lo que me preocupa es que durante tanto tiempo los gobiernos progresistas, los gobiernos de centroizquierda no fueron capaces de ver situaciones reales como esa y como otras que han ocurrido en otras materias, las que a continuación voy a señalar.

Una tasa fija anual en la ley puede entenderse cuando el riesgo regulatorio en una economía es tan alto que se requiere certeza legal para materializar inversiones en un mercado. Ese riego, que podría haberse entendido por las condiciones políticas de los 80, no tiene sustento en nuestra democracia actual. Leyes existentes respecto de otros servicios básicos, que fueron promulgadas en los años 90, ya en democracia, como las que regulan el agua potable y las telecomunicaciones, establecen cálculos periódicos de la tasa de descuento que consideran el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas en esa actividad.

Por esa razón, hay que celebrar que el gobierno, fruto del escándalo ocurrido a raíz de los medidores inteligentes, haya enviado al Congreso una modificación legal respecto de la tasa de descuento, que dispone que esta se calcule periódicamente considerando el riesgo sistemático de la actividad de distribución, que debería fijarse en 6 por ciento real anual antes de impuesto.

El efecto de este cambio, que reconoce la realidad del mercado de la distribución eléctrica, es significativo para los consumidores si se considera la última fijación tarifaria, de marzo de 2018. Realizar el cálculo tarifario con una tasa de 6 por ciento en vez de con una de 10 por ciento significa un menor cobro para los consumidores del país de alrededor de 150 millones de dólares anuales. Esta cifra representaría alrededor de 7 por ciento de disminución en la tarifa final de los consumidores regulados.

Es de esperar que, más allá de algunas indicaciones que se han presentado, el Congreso apoye esta iniciativa, a fin de avanzar rápidamente en este cambio tan importante y técnicamente correcto, sin caer -reitero- en lo que ocurrió en 2016.

Sin perjuicio de que habrá apoyo a este proyecto y de que será promovido el cambio de una tasa fija obsoleta estipulada en la ley eléctrica, pido al ministro y al gobierno del Presidente Piñera, por intermedio del señor Presidente, que también se revisen los otros sistemas tarifarios, como los del agua, los de las empresas sanitarias, que son un escándalo, y los de las telecomunicaciones, que llevan más de tres décadas sin ser revisados.

El proyecto de ley es un paso hacia adelante, razón por la cual lo votaremos favorablemente.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado Francisco Eguiguren .

El señor EGUIGUREN.-

Señor Presidente, por su intermedio saludo al ministro Juan Carlos Jobet , gran artífice del proyecto de ley corta del cual estamos hablando. Obviamente, también me sumo al reconocimiento que el diputado Issa Kort hizo a la exministra Susana Jiménez . Asimismo, agradezco al diputado Pablo Vidal por haberme invitado a ser partícipe de su indicación. Por último, es justo saludar a la Presidenta de la Comisión de Minería y Energía, quien desarrolló una gran labor para que el proyecto saliera adelante.

La ley tramitada en su momento fue uno de los errores graves que ha cometido el Congreso. Por ello, hoy el Congreso está rectificando ante la comunidad un error que nadie entendía.

Necesitamos una regulación de distribución eléctrica moderna para Chile. La actual regulación permitió un adecuado y eficiente desarrollo del sector, logrando coberturas de suministro que hoy alcanzan casi al ciento por ciento de los usuarios finales. Sin embargo, la velocidad de los cambios tecnológicos, la transición energética y la necesidad de mejorar los estándares de calidad y seguridad del suministro, sin aumentar las cuentas, hacen necesario un cambio del actual marco regulatorio.

Existe consenso en que el actual modelo ha sido exitoso. Sin embargo, ya tiene más de treinta años, por lo que no es adecuado para impulsar el desarrollo de nuevas tecnologías, tales como las redes inteligentes, la generación distribuida y la electromovilidad, como tampoco para fomentar la competencia en ese segmento.

Además, es imperativo avanzar en elevar los estándares de calidad y seguridad del servicio, sobre todo a nivel de regiones. Hoy, Chile muestra niveles de interrupción de suministro decenas de veces superiores a los de países de la OCDE. La gente está descontenta: tenemos cuentas caras y existe sensación de abuso y de falta de información y transparencia. Frente a esto, los consumidores quieren respuestas concretas y necesitan confiar en que las soluciones están realmente pensadas en su beneficio.

En ese contexto, el gobierno presentó un proyecto de ley corta de distribución eléctrica, cuyo principal objetivo es reducir la rentabilidad de las empresas concesionarias. Lo primero que hay que decir, para dejar claras las expectativas, es que el proyecto de ley no bajará los precios de las cuentas en el corto plazo, y que su efecto recién podría verse después de 2020, con una reducción no superior al 3 por ciento de la cuenta final de los consumidores. Sin duda, se debe reducir la rentabilidad de las distribuidoras, pero esto no es suficiente. Esta futura ley no solucionará de manera real los problemas de los chilenos, como tampoco permitirá avanzar en una modernización de la normativa. Incluso podría tener efectos no deseados sobre la calidad y seguridad del servicio.

Por lo mismo, como país, tenemos la oportunidad para legislar en esa materia y hacerlo bien. No podemos quedarnos cortos con una solución incompleta. Para ello debemos enfocarnos en cuatro objetivos principales: lograr más y mejor desarrollo de las energías limpias, mejorar la seguridad y calidad del suministro eléctrico, bajar los precios y aumentar la competencia, y mejorar la gestión de la información, para así aprovechar los beneficios que el desarrollo tecnológico nos pueda ofrecer.

El modelo actual es incompleto; necesitamos perfeccionarlo. Las empresas se remuneran sobre la base de una empresa ficticia y no existe certeza de que se realicen las inversiones que realmente se requieren. Se necesita hacer una adecuación profunda del marco regulatorio.

Tenemos la oportunidad de hacer una buena ley, que mejore la calidad del servicio, que baje los precios, que aumente la competencia y que permita aprovechar los beneficios de las nuevas tecnologías. Ese es el principal desafío que enfrenta el nuevo y actual ministro de Energía.

Como diputado de Renovación Nacional, apoyaré este proyecto, como lo vamos a apoyar todos, pero le cobraremos al ministro la palabra que comprometió sobre el envío de la futura ley larga para revisar este tema. Estas iniciativas le darán fuerza a la opinión pública para creer en el sistema y para hacer justicia social a los ciudadanos de este país.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado Jaime Mulet .

El señor MULET.-

Señor Presidente, como reza el informe, este proyecto de ley busca rebajar la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica.

Como ya han indicado algunos parlamentarios, el proyecto surgió de la discusión de la tristemente famosa ley de medidores, de la que todavía estamos esperando derogar alguna de sus normas. La Cámara de Diputados suspendió la discusión del proyecto destinado a reformar esa ley hace algunas semanas, cuando estábamos ad portas de derogar una parte importante, la parte maligna de la ley, por decirlo de alguna manera.

Ojalá se cumpla el acuerdo de los Comités, que debió haberse cumplido el mes pasado, y podamos votar luego, para derogar la parte a que nos referimos en otra oportunidad, en que se traspasaron los medidores y empalmes a las empresas distribuidoras.

Si bien es cierto que este proyecto de ley tiene un buen propósito, creo que tiene falencias importantes que no se han señalado aquí con claridad.

Estamos hablando de regulación de empresas monopólicas que deben su carácter a monopolios naturales, como es la distribución de energía eléctrica. Al respecto, en la iniciativa hay avances que creo importante resaltar, como el que se refiere al giro único, o a la contabilidad separada si no existe giro único. Es relevante avanzar en ese aspecto, con el fin de tener claridad sobre la rentabilidad de las empresas. Si no tienen giro único, es muy difícil conocer efectivamente su rentabilidad.

Muchos autores o especialistas reconocen que la rentabilidad de 10 por ciento que garantiza la ley es excesiva. Las empresas afirmaron categóricamente, y las autoridades de gobierno lo entendieron así y lo dieron por hecho, que su rentabilidad durante el último tiempo fue del orden del 7 por ciento, no del 10 por ciento.

Entonces, la propuesta legislativa garantiza a las empresas una rentabilidad a través de otro método, denominado CAPM (Capital Asset Pricing Model , por su sigla en inglés), que pone un piso de 6 por ciento y un techo de 8 por ciento, es decir, deja la rentabilidad en una banda del 6 al 8 por ciento -exactamente donde dicen estar hoy día: en el 7 por ciento-, y además les agrega un elemento adicional, importantísimo para las empresas: que esa rentabilidad se calcula después de descontar impuestos.

Entiendo que el 7 por ciento actual de rentabilidad que declaran tener las compañías también es calculado después de descontar impuestos -en eso no hay diferencia-; pero asegurar una rentabilidad garantizada después de descontar impuestos equivale a otorgar un seguro adicional a las empresas distribuidoras de energía eléctrica, porque no tendrán que correr el riesgo de que les cambien la tasa impositiva.

En suma, el proyecto conlleva un beneficio importante para las empresas, que es la seguridad de que su rentabilidad se garantiza, no obstante el régimen tributario que adopte el país. Se asegura a las empresas una rentabilidad más o menos parecida a la que tienen hoy, y con una seguridad que en algunos aspectos es mayor.

Entonces, no me gusta el proyecto en general -debo decirlo-, y no estoy dispuesto a votarlo a favor así como está, de modo que me abstendré en la votación en general de esta iniciativa de ley.

Que tiene aspectos interesantes, como la contabilidad única y otros, por supuesto; pero, en lo global, las empresas van a rentar entre el 6 y el 8 por ciento garantizado -hoy dicen que rentan el 7 por ciento-, y además van a tener un seguro frente a un eventual cambio tributario, que puede haber en cualquier país normal, es decir, avanzan.

Por otro lado, si bien es cierto que la metodología respecto de la empresa modelo y la forma en que se determina la tarifa varían en parte, es solo en parte, porque el Ejecutivo se negó a introducir algunas indicaciones que presentamos para que, por ejemplo, exista participación de terceros.

Si bien es cierto que el proyecto contempla que el proceso es público, esa es una falacia, porque no es completamente público, ya que para participar en un proceso de definición de tarifas de una naturaleza tan compleja y difícil se necesitan expertos y recursos.

Presentamos una indicación que, desgraciadamente, la comisión declaró inadmisible, mediante la cual buscábamos que en cada fijación tarifaria se hiciera un concurso público con una cantidad determinada de recursos, para que pudieran participar expertos independientes, colegios profesionales o sociedades de consumidores, de modo de hacer valer el punto de vista de los usuarios, de los consumidores, que no están presentes. Por el contrario, se creó un comité destinado a vigilar ese proceso, en el que participan dos representantes de las empresas y dos de la Comisión Nacional de Energía; es decir, las empresas quedan metidas de igual a igual, y los consumidores no, ya que el gobierno no estuvo dispuesto a financiar un fondo para participar con recursos. En ese sentido, todos sabemos que es iluso pretender que los usuarios van a poder participar, dado el grado de complejidad y de expertise que requiere aquello.

Entonces, existen muchas situaciones que me parecen absolutamente incompletas. Lo de las áreas típicas, también. Existe una complejidad con las áreas típicas de las cooperativas. Eso implica que es probable que suban las tarifas de las cooperativas, lo que va a complicar, obviamente, a los usuarios de sectores rurales.

Hay una serie de materias que, en general, no me gustan. Por eso, reitero, me abstendré en la votación de este proyecto de ley.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado Jorge Durán .

El señor DURÁN (don Jorge).-

Señor Presidente, agradezco la presencia en la Sala del ministro Jobet , y recalco que es una tremenda noticia para el país y para el bolsillo de los hogares chilenos que este gobierno esté preocupado de regular estas materias, por medio de este proyecto de ley que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica. La iniciativa se discutió ampliamente en la Comisión de Minería y Energía, con la voluntad del Ejecutivo de trabajar junto con los asesores de los distintos parlamentarios.

Recuerdo el compromiso hecho por el ministro, en orden a trabajar nuevamente en conjunto la ley larga, mediante la cual espero que se elimine de una vez por todas el abusivo cobro de corte y reposición, que hoy bordea los 0,38 pesos por kilowatt/hora, lo que se ha traducido en un negocio millonario para las empresas de distribución, a costa del bolsillo de los hogares chilenos.

De todas maneras, este proyecto contará con todo mi apoyo.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado Pablo Vidal .

El señor VIDAL.-

Señor Presidente, este proyecto nació después de que en marzo pasado se desatara la polémica por lo ocurrido con los medidores de consumo eléctrico. Si este proyecto en particular no hace referencia a tales medidores, es precisamente porque se trataba de una política pública mal implementada, que era necesario corregir en su totalidad. El efecto que generaba era un alza de las tarifas en las cuentas de las personas.

Entonces, pensamos en cómo contrarrestar ese efecto y diseñamos este proyecto de ley junto con el diputado Jackson , para lo cual obtuvimos un patrocinio transversal, desde parlamentarios de Chile Vamos, como los diputados Eguiguren , y Gahona , hasta la diputada Daniella Cicardini , el diputado Ricardo Celis y otros que no recuerdo en este momento.

Finalmente, la iniciativa en discusión logra un acuerdo transversal en la Sala porque cambia algo que desde hace décadas ha estado fijado por ley: la tasa de descuento para las empresas distribuidoras, que es de 10 por ciento, proporción que se halla completamente fuera de la realidad y que, como señaló el diputado Mulet , las empresas reconocen más bien cercana a 7 por ciento y respecto de la cual un estudio de la Comisión Nacional de Energía de 2011 calcula que más bien está en 6,5 por ciento.

Entonces, nosotros dijimos que en esta materia había un error estructural, cual es que hasta el día de hoy se establece una tasa de descuento que fija la rentabilidad a las empresas distribuidoras sobre la base de un guarismo fijado por ley hace décadas, que no se hace cargo de la realidad actual, mientras que en otros mercados regulados en Chile existe una metodología para evaluar los costos reales que tienen las empresas y a partir de ello fijar la rentabilidad por la cual deben ser remuneradas.

Lo primero que hace este proyecto de ley es justamente eso: cambia la lógica de una tasa fija y la lleva a una tasa que está dentro de una banda de precios de entre 6 y 8 por ciento, pero que, además, se calcula sobre la base de un estudio que corresponde a una metodología internacional, la misma que se utiliza en los mercados de transmisión, sanitario y de distribución de gas: el modelo CAPM. Esta metodología se emplea para calcular los costos reales de las empresas y, sobre esa base, calcular la rentabilidad. Pero respecto de la empresa modelo que se utiliza para fijar los costos que pueden ser incorporados en la tarificación de la energía eléctrica, las empresas declaran que hay costos de los que no se hace cargo, que quedan fuera, que, en el fondo, ellas gastan más plata que la que el Estado les exige para poder cumplir con la calidad de servicio que los usuarios requieren.

Entonces, en esta etapa transitoria, es razonable fijar un piso, que garantice un piso de rentabilidad a las empresas, de 6 por ciento después de impuestos -no es lo que queríamos, y volveré luego sobre ese punto-, que es mejor que el 10 por ciento que hoy está fijado. Pero ello se hace porque esta es una transición hacia un debate mucho más profundo, que debería realizarse en marzo, cuando el gobierno ingrese lo que se conoce como el proyecto de ley larga. Ahí veremos cuál es el sistema de distribución eléctrica que Chile necesita para el futuro. Es probable que los cambios sean tremendamente profundos respecto de lo que conocemos hoy sobre distribución y que las mismas consideraciones que hoy estamos acordando en el proyecto en comento puedan verse modificadas en esa ley larga.

¿Cuál es la urgencia de sacar esta ley ahora? Que en las próximas semanas se iniciará el proceso tarifario que regirá desde el 2020 hasta el 2024, y si no logramos un acuerdo que rebaje la tarifa en la distribución en forma rápida, ahora, en estas semanas, para que se pueda incorporar en ese proceso tarifario que regirá durante cuatro años, deberemos esperar hasta 2024 para poder llevar este beneficio a los bolsillos de las personas. Al menos yo, prefiero este acuerdo, que fija un piso de rentabilidad garantizada para las empresas, que considero que supera la remuneración que estas deberían recibir, pero que es mejor que lo que actualmente hay. Además, establece un techo, que protege a los usuarios, pues no permite a las empresas llegar al 10 por ciento de rentabilidad que hoy tienen y posibilita aplicar una metodología seria, no a esta lógica de dos tercios y un tercio, en que las empresas inflan sus costos para poder subir la tarifa. Dicho proceso será supervigilado por la Comisión Nacional de Energía y será transparente y con participación ciudadana.

Este proyecto de ley se perfeccionó y avanzó, porque la moción que ingresamos a tramitación de manera transversal se fusionó con un mensaje del Presidente de la República. Con ello quiero decir que el acuerdo que alcanzamos en la Comisión de Minería y Energía tiene como objetivo central apretar el cinturón a las empresas, quizás no todo lo que quisiéramos en este momento, pero sí para que se pueda generar el efecto en el bolsillo de las personas lo antes posible en el proceso tarifario que empezará a regir el segundo semestre del próximo año y que se comienza a calcular ahora.

Reconozco que este proyecto no es todo lo que quisiéramos, pues considero que el piso no procede en una buena metodología que calcule todos los costos de las empresas. La metodología que se propone debería ser suficiente, pero no alcanza a serlo. Esperamos que sí lo sea después del debate del proyecto de ley larga. Sin embargo, valoro el esfuerzo realizado en esta materia tanto por los integrantes de la Comisión de Minería y Energía y por quienes suscribieron la moción que dio origen a la iniciativa como por el gobierno, que se abrió a refundir los correspondientes proyectos. También quiero reconocer el trabajo realizado por la entonces ministra de Energía, señora Susana Jiménez , y la continuidad que le dio a dicha labor el actual titular de esa cartera, señor Juan Carlos Jobet .

Hago un llamado a la Sala a aprobar este proyecto con el mayor apoyo posible, para que mandemos una señal a Chile de que la Cámara de Diputados tiene disposición para apretar el cinturón a las empresas en beneficio de las personas. Esta iniciativa no es todo lo que quisiéramos, pero constituye un camino en el que debemos avanzar, con nuevos adelantos en relación con el servicio eléctrico, para mejorar la calidad de vida de las personas.

Hoy, la gente usa la electricidad no solo para iluminar, sino también para trabajar, calefaccionar y realizar distintas tareas en que dicho recurso se hace fundamental, más aún en este momento, cuando nuestro planeta se encuentra afectado por el uso de combustibles fósiles.

Por lo tanto, el camino que debemos recorrer en cuanto a modernización en el tema eléctrico es fundamental. Espero que en marzo podamos entrar a todo ese debate con el proyecto de ley larga.

He dicho.

-o-

El señor AUTH (Vicepresidente).-

En nombre de la Mesa, saludo con mucho entusiasmo a los integrantes de la orquesta juvenil de la Fundación Enrique Lizondo Calvo, de Punta Arenas, y a su directora, señora Priscilla Lizondo Navarrete , invitados por la diputada Sandra Amar .

En el Secretario General tienen un coterráneo. Yo crecí en Tierra del Fuego y mi madre nació en Magallanes.

Nuestros invitados comprenderán que no es usual que lleguen magallánicos al Congreso Nacional. Por eso los saludo con mucho entusiasmo.

La Orquesta Juvenil Enrique Lizondo Calvo se presentó ayer en el Salón de Honor del Congreso Nacional.

Además, aprovecho de felicitar la labor de la fundación en beneficio de la cultura regional y nacional.

¡Muchas gracias!

¡Sean todos ustedes muy bienvenidos!

-Aplausos.

-o-

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra, por azar y circunstancia, otro magallánico, el diputado señor Karim Bianchi .

El señor BIANCHI.-

Señor Presidente, me sumo al saludo a quienes se encuentran en las tribunas, pues la Fundación Enrique Lizondo Calvo se ha caracterizado por promover la cultura. Además, su orquesta juvenil realizó ayer una gran performance en el Congreso Nacional.

En lo atingente al proyecto, si bien acá no estamos hablando de los medidores inteligentes, nace un poco de esa historia. Por eso, es bueno recordar por qué estamos discutiendo esta iniciativa. El proyecto que nos encontramos viendo hoy nació justamente de cómo la ciudadanía se rebeló ante el negociado de los medidores inteligentes, que eran caros, comprados sin licitación, sin norma técnica, pagados por las personas, pero que no eran de ellas, y que solo servían para subir las tarifas. En definitiva, solo le servían a la empresa, como la caja registradora de un supermercado. Seguramente, ellos abrirían luego el negocio hacia otro tipo de medidores, por ejemplo, para el servicio de agua potable o el de gas, metiéndose en los hogares, en los espacios más íntimos de las personas, no solo en el espacio físico, sino que también en los horarios en que la gente utilizaría este servicio, lo cual, en cierta medida, transgrede la intimidad de las personas. Además, los medidores inteligentes traerían el inconveniente del cobro en horarios diferenciados, lo cual, para zonas como la que represento, por ejemplo Magallanes , sería muy problemático, puesto que tenemos muchas horas menos de luz, por lo que se encarecería el valor del servicio.

El movimiento ciudadano que se rebeló contra el cobro de los medidores inteligentes no puede quedar cerrado hoy con este proyecto de ley corta, que si bien es pertinente, en ningún caso soluciona el problema de fondo. La columna vertebral de este asunto va más allá de los medidores, y el objetivo debe apuntar a perfeccionar el sector eléctrico de distribución y, solo luego de solucionado ese punto, a obtener una reducción en el precio de la energía que deberán pagar los usuarios. En este sentido, no es adecuado contentarse con los supuestos beneficios que se mencionan en la iniciativa en discusión, porque si mañana entra en vigencia como ley de la república, es cierto que habrá un beneficio, pero no será mayor o equivalente a 5 por ciento, lo que claramente es un avance, pero no podemos contentarnos con aquello.

Lo que falta aquí es regular, y esto es trascendental. Para lograr un sistema eficiente y moderno hay que separar la comercialización de la distribución, lo cual es prioritario. No alcanzaremos nunca una matriz energética eficiente si no incorporamos competencia al sistema y si no lo convertimos en una de cuatro partes. Recordemos que hoy tenemos generación, transporte y distribución, pero la idea es separar la comercialización de la distribución. Este debe ser el camino para que, en definitiva, nuestras cuentas sean más bajas.

Recordemos que la principal consecuencia negativa del episodio de los medidores no fue el aparato propiamente tal, sino que se expandiera artificialmente el mercado de las empresas distribuidoras y se estableciera el cobro diferenciado en determinados horarios, sobre todo teniendo presente que estamos en presencia de un mercado regulado, con monopolios naturales, que intenta distribuir un mercado de manera eficiente.

El proyecto de ley larga anunciada por el gobierno debiese contener, al menos, la venta de energía a los consumidores finales por un nuevo agente. Asimismo, es estrictamente necesario separar la comercialización, la instalación, la mantención de los empalmes y los medidores. Por cierto, el nuevo sistema también debiese contemplar, de manera aislada, el servicio de lectura del medidor, la administración de información, la atención de reclamos y la facturación.

Puntos a favor también de este proyecto es que incluye, en el caso de las cooperativas, un artículo que define que debiesen existir al menos cuatro áreas típicas. Este aumento de áreas típicas apunta en la dirección de lograr tarificar individualmente las empresas, tal como ya sucede, por ejemplo, en Perú, donde se realiza un estudio de valor agregado de distribución para cada área.

Otro eje principal del proyecto consiste en el giro único de distribución, que obedece a la concepción actual de este segmento. Sin perjuicio de ello, la implementación de este giro único debe realizarse, a más tardar, el 1 de enero de 2021, por lo cual no alcanzaría a tener impacto en el proceso tarifario del año que viene.

Por tanto, esperamos que el proyecto de ley larga que se enviará contemple todos esos puntos y que de verdad se pueda arreglar un error cuya existencia se reconoce a través de este proyecto que busca corregirlo, pero que es insuficiente, por lo que esperamos mejorar eso en pro de la ciudadanía.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado Jaime Tohá .

El señor TOHÁ.-

Señor Presidente, desgraciadamente, desde hace algunos años, en nuestro país estamos reaccionando tardíamente frente a situaciones que se producen, como ocurrió en este caso, en que la indignación por el tema de los medidores gatilló la necesidad de corregir el margen de rentabilidad de las empresas distribuidoras.

Reconozco el esfuerzo del gobierno en esta materia; sin embargo, si queremos levantar la vista y pensar en el mediano y largo plazos, la verdadera solución a este problema es un aumento sustantivo de la competencia y que haya posibilidades reales de que el consumidor pueda elegir.

En esta materia no podemos olvidar -ya fue señalado- que el costo de la generación es más del 60 por ciento del costo total que paga el consumidor, sin que ese consumidor tenga la posibilidad de elegir a cuál generador quiere comprarle su energía. Sin embargo, este problema se está abriendo a diversas soluciones en otras partes del mundo. En El Salvador, por ejemplo, los clientes, por pequeños que sean, pueden elegir a qué generador le van a comprar. Esto es muy importante, porque esa elección se puede basar no solo en los aspectos del costo de la energía, sino también en que un consumidor diga que no le va a comprar a una generadora que está produciendo con carbón, porque prefiere comprarle a una que genera electricidad con energía solar, con energía eólica o con energía hidráulica.

Eso sería posible si nos ponemos como meta avanzar hacia un modelo de esta naturaleza, tal como se está haciendo en Estados Unidos. Reconozco que no es sencillo, porque esto implica una acción perfectamente posible, cual es la definición del peaje por distribución, lo que quiere decir que al distribuidor se le pague el peaje que corresponde, conforme a los servicios que preste, pero que el consumidor elija directamente al generador.

Por tanto, vamos a apoyar esta iniciativa, pero esperamos que en el proyecto de ley larga se comiencen a analizar materias como esta, si queremos resolver definitivamente este problema y no estar simplemente analizando cuál puede ser un nivel de rentabilidad apropiado.

Mientras no haya competencia real, este problema subsistirá.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el ministro de Energía, señor Juan Carlos Jobet .

El señor JOBET (ministro de Energía).-

Señor Presidente, agradezco cada una de las intervenciones de las diputadas y de los diputados, porque han enriquecido el debate.

Como se ha dicho, este proyecto de ley corta es el primer paso de una reforma a un sector que no ha sido modificado de forma sustancial desde principios de los 80.

Más que entrar en el contenido del proyecto, que se ha discutido en profundidad, y se ha reflejado en los informes y en las intervenciones, quiero enfatizar algunas cosas.

En primer lugar, reitero el compromiso del gobierno de ingresar un proyecto de ley larga antes de marzo de 2020, en que vamos a incorporar los temas que se han planteado en este debate: cómo incorporamos más competencia al segmento de distribución, cómo aseguramos que mejore la calidad de servicio en este segmento, de forma tal de que todos los beneficios de la tecnología y de los cambios que están ocurriendo en el sector puedan beneficiar de manera directa a los usuarios.

El proceso de preparación del proyecto del ley, tal como acordamos en la Comisión de Minería y Energía, lo haremos con un trabajo prelegislativo muy profundo con los parlamentarios, de forma tal de que cuando el proyecto entre al Congreso, ya sea conocido por los diputados, para que, de esa manera, se facilite el trámite en el Congreso Nacional.

En segundo lugar, agradezco el trabajo de todos los diputados que participaron en este proyecto de ley. Como se ha dicho, esta iniciativa es el resultado de una moción de las diputadas Alejandra Sepúlveda y Daniella Cicardini , y de los diputados señores Gahona , Jackson , Walker , Vidal , Celis, don Ricardo , y Eguiguren , que fue refundida con el mensaje del Ejecutivo.

El proyecto que se votará hoy contó con el apoyo unánime de los miembros de la Comisión de Minería y Energía, así como con el de los miembros de la Comisión de Hacienda.

Es muy importante avanzar con ese acuerdo amplio, aunque, obviamente, no todos los que participamos en el debate logramos que nuestras ideas quedaran ciento por ciento reflejadas en el texto final. Sin embargo, entendemos que eso es parte de la esencia de los acuerdos, es decir, que todos estamos dispuestos a ceder algo con el fin de lograr un apoyo mayoritario en el Congreso Nacional.

Por eso, quiero agradecer el aporte y el trabajo de todos los parlamentarios que participaron en el proceso.

Por último, hago un llamado a que podamos refrendar ese acuerdo transversal en la Sala y, de esa manera, dar una señal en el sentido de que el Congreso y el Ejecutivo pueden llegar a acuerdos cuando se trabaja de buena manera y en beneficio de la ciudadanía.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Me ha pedido hacer uso de la palabra el diputado Alarcón .

¿Habría acuerdo para que pueda intervenir?

Acordado.

Tiene la palabra, por un minuto, el diputado Alarcón .

El señor ALARCÓN.-

Señor Presidente, en conversación con el diputado Jaime Mulet surgió una inquietud, cual es que cuando este proyecto se convierta en ley se producirá el achicamiento de las llamadas áreas típicas y, con seguridad, la elevación de las tarifas en el área rural, ya que no recibirán subsidios cruzados.

El Estado debería ir en ayuda de quienes viven allí mediante el subsidio directo a los usuarios perjudicados.

Muchas gracias.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Cerrado el debate.

-o-

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Por un punto de Reglamento, tiene la palabra el diputado René Saffirio .

El señor SAFFIRIO.-

Señor Presidente, quiero referirme al proyecto que figura en el tercer lugar de la tabla, que modifica las normas respecto de los finiquitos de los trabajadores.

Este proyecto se presenta sin informe de la Comisión de Trabajo, por lo que se presume que esa comisión no escuchó a ninguna organización de trabajadores antes de tomar una decisión, y, de hecho, no la hay.

Por lo tanto, estamos próximos a resolver un proyecto respecto del cual la comisión técnica no lo ha visto ni se ha pronunciado.

El artículo 119 del Reglamento establece que “Todo proyecto de ley sometido a la consideración de la Cámara deberá ser informado por la comisión competente, sin perjuicio de lo establecido en el artículo 223 (comisiones unidas)”. No estamos frente al último de los casos indicados.

Sin embargo, el Reglamento permite algunas excepciones. Así, en el mismo artículo 119 se señala: “El Presidente, a petición de un diputado, podrá solicitar el acuerdo unánime de la Cámara para omitir el trámite de comisión cuando se trate de un asunto obvio y sencillo -no es el caso, porque este no es un asunto obvio y sencillo- o de tan perentoria urgencia que no admita demora -tampoco es el caso-,...”

En consecuencia, pido formalmente que se aplique la norma del artículo 119, que este proyecto sea remitido a la comisión técnica, y que sea tratado en la Sala solo cuando se cuente con el informe de dicha comisión.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

La opinión de la Mesa, ratificada por los Comités, es que la norma legal mandata sobre la norma reglamentaria. En consecuencia, expirado el plazo, obligatoriamente tiene que pronunciarse la Sala.

Esta es una anomalía, porque la Comisión de Trabajo no vio este proyecto en el tiempo en que regía la urgencia. Por eso, estamos obligados a ponerlo en discusión y a votarlo en la Sala. La ley así lo determina.

A mayor abundamiento, le voy a ofrecer la palabra al señor Secretario.

El señor LANDEROS (Secretario).-

Señor Presidente, hoy se discutió este tema en la reunión de los Comités. El plazo vence hoy.

Ahora, en relación con la propuesta del diputado señor Saffirio , se tendría que contar con la unanimidad de la Cámara para que el proyecto fuera a la comisión por algunas horas, y tendríamos que votarlo en la Sala en horas de la tarde.

La decisión de tratarlo en Sala fue un acuerdo unánime, del que ya se dio cuenta, y ningún diputado puede oponerse. Por lo tanto, lo que corresponde es el debate del proyecto y su posterior votación.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Sobre el Reglamento, tiene la palabra la diputada Andrea Parra .

La señora PARRA (doña Andrea).-

Señor Presidente, me parece un despropósito que, más allá de la norma, se trate en la Sala sin informe un proyecto de ley que tiene implicancias importantes. Eso no es propio de un acto legislativo responsable.

Por eso, solicito que se vote el aumento de plazo, de acuerdo al artículo 190, inciso tercero, del Reglamento, porque este proyecto de ley debe contar con informe.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Hay una interpretación de la Mesa respecto de este punto y hay una resolución unánime de los Comités, a la que concurrieron todos sus representantes.

Ahora, el señor Secretario va a describir sumariamente el contenido del proyecto, y vamos a dar inicio al debate.

Tiene la palabra el diputado Alejandro Santana .

El señor SANTANA (don Alejandro).-

Señor Presidente, está bien; hay un tema reglamentario. De hecho, el Secretario General emitió un informe a la Comisión de Trabajo donde habló de las prioridades que teníamos que debatir, cosa que la presidenta de la comisión no respetó.

Entonces, todo esto que se está viviendo hoy día es producto de la intransigencia que hubo…

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Perdón, señor diputado, pero ese no es un asunto de Reglamento.

El señor SANTANA (don Alejandro).-

No. Me estoy refiriendo a que esta situación…

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Señor diputado, no quiero que se reinicie un debate que ya se ha dado con suficiente amplitud y profundidad. Estamos discutiendo simplemente el punto reglamentario.

Tiene la palabra el diputado Saffirio .

El señor SAFFIRIO .-

Señor Presidente, solicito que el señor Secretario General informe si la unanimidad se logró con la totalidad de los Comités o entre los Comités presentes en la sesión de hoy.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el señor Secretario.

El señor LANDEROS (Secretario).-

Señor Presidente, quiero recordar que la Cámara ya estableció que la reclamación sobre los acuerdos de Comités -en este caso, respecto de la unanimidad planteada por el diputado Saffirio - se resuelve una vez leídos los acuerdos de Comités. Es obligación de los diputados estar en la Sala.

Los diputados que participaron en la reunión de Comités fueron los siguientes: diputada Cicardini , diputada Sepúlveda , jefa de su Comité; los diputados Ascencio , Barrera, jefe del Comité del diputado Daniel Núñez ; Celis, don Ricardo , jefe del Comité de la señora Parra; Cruz-Coke , González, don Félix ; Macaya , Monsalve , jefe de la bancada del Partido Socialista; Rathgeb , Sepúlveda, don Alexis , Verdessi y Brito .

Tendría que hace un pequeño análisis, pero me parece que estaban todos.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado Daniel Núñez .

El señor NÚÑEZ.-

Señor Presidente, entiendo que hay una resolución de los Comités que puede no gustarme, pero no quiero cuestionar ese tema en este minuto. La explicación ya está dada.

Quiero plantear un tema práctico, que dice relación con el fondo de la discusión. Este proyecto fue incorporado a la tabla, en circunstancias de que ni siquiera lo hemos leído.

Por eso, si nos dicen que el Reglamento nos obliga a votar un proyecto de ley del que no hay informe de comisión, respecto del cual la gran mayoría de los presentes ni siquiera lo ha leído, evidentemente nos obligan a rechazarlo, porque no podemos votar a favor un proyecto respecto del cual no hemos tenido el plazo para leerlo. ¡No hay siquiera conocimiento sobre la materia!

Por lo tanto, pido que revisemos esta situación. De lo contrario, llevaremos a cabo un acto absolutamente irresponsable que va a ser cuestionado por todos los medios de comunicación.

Repito: esto se informó ahora y no hubo un plazo para que leyéramos o tomáramos conocimiento sobre el particular.

También quiero saber de cuánto tiempo disponemos para opinar sobre todos los detalles del proyecto de ley y cuáles son los plazos para presentar las indicaciones respectivas. Lo digo, porque al leer la iniciativa pueden surgir ideas que den lugar a la presentación de indicaciones.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el señor Secretario para resolver las inquietudes planteadas.

El señor LANDEROS (Secretario).-

Señores diputados, sin perjuicio de la descripción del proyecto que el Presidente me ha encomendado, el acuerdo de los Comités señala que la discusión debe efectuarse siguiendo los tiempos reglamentarios, es decir, seis minutos para cada diputado. El debate se extenderá durante todo lo que resta del tiempo destinado al Orden del Día, esto es hasta las 12.40 horas. Si hubiera diputados inscritos que no pudieran hacer uso de la palabra, el Presidente citará a sesión especial desde las 19.00 horas en adelante hasta el despacho total del proyecto.

El proyecto debe ser despachado hoy, por mandato legal.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Por un asunto de Reglamento, tiene la palabra la diputada Andrea Parra .

La señora PARRA (doña Andrea).-

Señor Presidente, la urgencia vence hoy. Solicito que se vote la ampliación del plazo para despachar el proyecto, en los términos señalados en el inciso tercero del artículo 190 del Reglamento de la Corporación.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Comparto plenamente las inquietudes planteadas, pero no tenemos opción de acceder a lo que usted solicita, señora diputada. Solo hubiera sido posible actuar en tal sentido si la comisión lo hubiera solicitado a la Mesa en tiempo y forma. Tiene la palabra el diputado René Saffirio .

El señor SAFFIRIO.-

Señor Presidente, el señor Secretario General no respondió sobre si la unanimidad fue entregada por la totalidad de los Comités, tal como lo exige la norma correspondiente.

Respecto de lo que plantea el diputado Daniel Núñez , llama profundamente la atención que, desde el punto de vista reglamentario, no se cuente con informe. Además, no hay ningún diputado inscrito para participar en el debate.

Tenemos libertad de intervenir en la discusión, pero ¿cómo se puede participar racionalmente en un debate sobre un proyecto si no hay informe emitido por la comisión técnica respectiva? Además, los diputados no han tenido acceso al proyecto antes de que el mismo se vote. Atendidas esas circunstancias, deberemos rechazarlo.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Diputado René Saffirio , el derecho a inscribirse es inalienable y el derecho a votar como se desee también lo es.

El proyecto ha estado disponible a través de la página web desde el momento en que ingresó al Congreso Nacional. Si no hay diputados inscritos para intervenir, naturalmente ello no es responsabilidad de esta Mesa.

A la Mesa no le queda otra opción que cumplir la ley. El plazo expira hoy. En consecuencia, si aún quedan diputados inscritos para intervenir y se ha cumplido la hora destinada al Orden del Día, el Presidente citará a una sesión durante el transcurso de la tarde para cumplir con el mandato legal. No tenemos otra opción.

Tiene la palabra el diputado Marcelo Schilling .

El señor SCHILLING.-

Señor Presidente, si no hay toro ni hay torero, es decir, si no hay informe ni hay inscritos, pido que ponga en votación inmediatamente este asunto.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Señor diputado, la votación se lleva a cabo una vez finalizado el Orden del Día, que terminaría ahora si no hay nadie que haga uso de la palabra. El señor Secretario hará una descripción sumaria del proyecto.

El señor LANDEROS (Secretario).-

En atención al inciso segundo del artículo 190 del Reglamento de la Corporación, me permito efectuar la siguiente exposición.

El gobierno, a través de un mensaje, ha puesto en discusión y votación de la Cámara de Diputados el siguiente proyecto de ley:

“Artículo único.- Modifícase el Código del Trabajo de la siguiente forma:

1.Agrégase el siguiente inciso octavo, nuevo, al artículo 162:

“El empleador deberá informar en el aviso de término del contrato si otorgará y pagará el finiquito laboral en forma presencial o electrónica, debiendo indicar expresamente que es voluntario para el trabajador aceptar, firmar y recibir el pago en forma electrónica, que siempre puede optar por la actuación presencial ante un ministro de fe y que puede formular reservas específicas de derechos, de conformidad a la ley, y la forma de ejercerla.”.

2.Agrégase al artículo 177, los siguientes incisos tercero, cuarto, quinto y sexto, nuevos, pasando el actual inciso tercero a ser sexto y así sucesivamente:

“Se considerará como ratificado ante el inspector del trabajo el finiquito que sea otorgado por el empleador en el sitio electrónico de la Dirección del Trabajo, cumpliendo la normativa legal correspondiente y firmado electrónicamente por el trabajador en el mismo sitio. Este finiquito deberá dar cuenta, a lo menos, de la causal de terminación invocada, los pagos a que hubiere dado lugar y las sumas que hubieren quedado pendientes, si las hubiere. Igual consideración tendrá la renuncia y el mutuo acuerdo firmados electrónicamente por el trabajador en el sitio electrónico de la Dirección del Trabajo.

El Director del Trabajo, mediante resolución, establecerá el procedimiento aplicable para el adecuado funcionamiento de la ratificación del finiquito, renuncia y mutuo acuerdo en el portal electrónico de la Dirección del Trabajo, procedimiento que deberá exigir al empleador el pago y cumplimiento oportuno e íntegro de las obligaciones que de éstos emanen. Para estos efectos, la recepción, recaudación y, en su caso, el resguardo, de los pagos correspondientes hasta hacer entrega de los mismos al respectivo trabajador, corresponderá al Servicio de Tesorerías, o a otras entidades que se dediquen a estas actividades de acuerdo a la normativa vigente. Asimismo, dicho Servicio o entidades deberán habilitar los medios electrónicos que sean necesarios para asegurar la correcta ejecución de la transacción, sin que ello irrogue un costo para el trabajador.

La suscripción del finiquito de la forma establecida en el inciso tercero será siempre facultativa para el trabajador y en caso que éste rechace el finiquito electrónico otorgado por el empleador, éste último se encontrará obligado a poner a disposición del trabajador el respectivo finiquito de manera presencial, dentro del plazo establecido en el inciso primero o si hubiese expirado dicho plazo estando pendiente la suscripción electrónica del trabajador, en el plazo máximo de tres días hábiles contados desde el rechazo del trabajador.

El trabajador que habiendo firmado finiquito considere que ha habido a su respecto error, fuerza o dolo, o una afectación a sus derechos fundamentales podrá reclamarlo judicialmente conforme al procedimiento de tutela laboral de este Código, dentro del plazo de sesenta días hábiles contados desde la firma del trabajador. Se entenderá que por la firma electrónica del finiquito el trabajador hace reserva total de derechos.”.

Artículo Transitorio.- La presente ley entrará en vigencia en la fecha de publicación de la resolución señalada en el artículo único permanente, la cual deberá dictarse dentro del plazo de noventa días, contados desde la publicación de la presente ley.”

Finalmente, se han presentado dos indicaciones que agregan nuevas disposiciones.

El comparado está a disposición de los diputados desde que el proyecto se puso en la tabla. Es todo cuanto puedo señalar, señor Presidente.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Por un asunto de Reglamento, tiene la palabra el diputado René Saffirio .

El señor SAFFIRIO.-

Señor Presidente, cuando las cosas no se hacen bien en el fondo y en la forma hay que recurrir al Reglamento, aunque resulte molesto. Para los efectos del acuerdo de Comités sobre este proyecto no se requirió la unanimidad; solo se dijo que el tema debía resolverse antes de las 00.00 horas.

En consecuencia, la Sala tiene plena soberanía para resolver, por ejemplo, que se reúna la Comisión de Trabajo para que emita su informe, y así podamos resolver el proyecto dentro del plazo que contempla la urgencia.

Imponernos a 155 diputados, de los cuales solo 13 forman parte de la Comisión de Trabajo, la obligación de resolver un proyecto sin conocerlo me parece de una irresponsabilidad mayúscula. Con este proyecto no se trata solo de modificar los mecanismos para suscribir los finiquitos, sino que además se están estableciendo procedimientos electrónicos, firmas digitales, que alteran la cultura en el mundo laboral respecto de esa materia.

Solicito formalmente que el proyecto se envíe a la comisión técnica, se fije una sesión extraordinaria de esa instancia y resolvamos lo atingente al proyecto antes de las 00.00 horas. De ese modo estaremos haciendo las cosas como corresponde.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Señor diputado, no puedo responder la inquietud relacionada con el acuerdo adoptado por los Comités, pues no estuve presente en esa instancia.

Respecto de la proposición efectuada por su señoría, la Sala perfectamente puede acogerla y pronunciarse sobre la misma, que no necesita unanimidad, porque respeta el mandato de la ley respecto del plazo legal.

En consecuencia, voy a someter a votación la proposición del diputado René Saffirio , en orden a convocar a una sesión especial de la Comisión de Trabajo y Seguridad Social esta tarde, para luego, en la sesión de las 19.30 horas, votar el proyecto con la presentación del informe previo, como lo hemos hecho con todos proyecto de ley.

Quienes votan a favor apoyan que haya un informe previo de la Comisión de Trabajo, elaborado en una sesión extraordinaria esta tarde, propuesta que esta Mesa respalda. En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 79 votos; por la negativa, 7 votos. Hubo 1 abstención.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Aprobada.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Alarcón Rojas , Florcita Fuenzalida Figueroa , Gonzalo Morales Muñoz , Celso Sabat Fernández , Marcela Alinco Bustos , René García García, René Manuel Moreira Barros , Cristhian Saffirio Espinoza , René Álvarez Ramírez , Sebastián Garín González , Renato Mulet Martínez , Jaime Saldívar Auger , Raúl Alvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo Hernando Pérez , Marcela Muñoz González , Francesca Sauerbaum Muñoz , Frank Amar Mancilla , Sandra Hertz Cádiz , Carmen Noman Garrido , Nicolás Schilling Rodríguez , Marcelo Ascencio Mansilla , Gabriel Ilabaca Cerda , Marcos Núñez Arancibia , Daniel Sepúlveda Orbenes , Alejandra Auth Stewart , Pepe Jackson Drago , Giorgio Nuyado Anca-pichún , Emilia Silber Romo , Gabriel Baltolu Rasera , Nino Jürgensen Rundshagen , Harry Olivera De La Fuen-te , Erika Tohá González , Jaime Barros Montero , Ramón Kort Garriga , Issa Ortiz Novoa, José Miguel Torrealba Alvarado , Sebastián Berger Fett , Bernardo Kuschel Silva , Carlos Ossandón Irarrázabal , Ximena Trisotti Martínez , Renzo Boric Font , Gabriel Labra Sepúlveda , Amaro Parra Sauterel , Andrea Undurraga Gazitúa , Francisco Brito Hasbún , Jorge Lavín León , Joaquín Paulsen Kehr , Diego Urrutia Bonilla , Ignacio Carter Fernández , Álvaro Leuquén Uribe , Aracely Pérez Lahsen , Leopoldo Urrutia Soto , Osval-do Castro Bascuñán , José Miguel Lorenzini Basso , Pablo Prieto Lorca , Pablo Urruticoechea Ríos , Cristóbal Cicardini Milla , Daniella Luck Urban , Karin Rathgeb Schifferli , Jorge Vallejo Dowling , Camila Cid Versalovic , Sofía Mellado Pino , Cosme Rentería Moller , Rolando Venegas Cárdenas , Mario Del Real Mihovilovic , Catalina Mellado Suazo , Miguel Romero Sáez , Leonidas Walker Prieto , Matías Díaz Díaz , Marcelo Meza Moncada , Fernando Rosas Barrientos , Patricio Winter Etcheberry , Gonzalo Durán Espinoza , Jorge Mirosevic Verdugo , Vlado Saavedra Chandía , Gastón Yeomans Araya , Gael Fernández Allende, Maya Mix Jiménez , Claudia Sabag Villalobos, Jorge

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Desbordes Jiménez , Mario Hoffmann Opazo , María José Rey Martínez, Hugo Von Mühlenbrock Zamora , Gastón Galleguillos Castillo , Ramón Macaya Danús , Javier Sanhueza Dueñas, Gustavo

-Se abstuvo el diputado señor:

Melero Abaroa, Patricio

El señor AUTH (Vicepresidente).-

En consecuencia, habrá sesión de la Comisión de Trabajo a las 15.00 horas, para tramitar el proyecto e informarlo a esta Sala en la sesión de las 19.30 horas.

Tiene la palabra el ministro del Trabajo y Previsión Social, señor Nicolás Monckeberg .

El señor MONCKEBERG, don Nicolás (ministro del Trabajo y Previsión Social).-

Señor Presidente, tal como usted planteó, tenemos la disposición para ver el proyecto en la comisión, en la sesión de la 15.00 horas, y se despache hoy.

Quiero agradecer -nobleza obliga- particularmente a los parlamentarios de Chile Vamos, porque la razón por la cual este proyecto está aquí sin informe es precisamente porque la Comisión de Trabajo, con una interpretación de la Secretaría de esta Cámara, declaró que el proyecto no podía verse el lunes, pese a que la urgencia no estaba vencida, que era cuando correspondía. En consecuencia, el Reglamento obligó, por decisión de la comisión, que no quiso despachar este proyecto dentro de plazo, a que el proyecto viniera a la Sala sin informe.

Sin prejuicio de ello, no hay problema con que, respetando la urgencia que vence hoy, la comisión se pronuncie en la sesión de las 15.00 horas y, finalmente, el proyecto se vote en la sesión de la tarde.

Gracias, señor Presidente.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Propongo a la Sala poner término al Orden del Día, porque nos queda muy poco tiempo para discutir otra iniciativa, y proceder a las votaciones de los proyectos que ya fueron discutidos en la Sala.

¿Habría acuerdo con esta propuesta?

No hay acuerdo.

Tiene la palabra la diputada Gael Yeomans .

La señorita YEOMANS (doña Gael) .-

Señor Presidente, solo quiero aclarar el punto que mencionó el ministro.

El gobierno tenía dos opciones respecto de ese proyecto de ley: renovar las urgencias o dejar que vencieran.

Lo tenía que aclarar, porque, en el fondo, hay una interpelación a la presidencia de la comisión.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Tendremos la sesión de la tarde para discutir sobre las respectivas responsabilidades.

Tiene la palabra la diputada Alejandra Sepúlveda .

La señora SEPÚLVEDA (doña Alejandra).-

Señor Presidente, como jefa de bancada, soy miembro de los Comités Parlamentarios, y la alternativa que entregamos era la discusión hoy a las 19.30 horas, por lo que la propuesta del diputado Saffirio también es parte de lo que pensamos.

En segundo lugar, el ministro usó las siguientes palabras: “la comisión no quiso despachar el proyecto”. Eso no es así, y quiero aclararlo absolutamente en la Sala. Esa fue una determinación que tomó el ministro de fe, que es el secretario de la comisión.

He dicho.

El señor AUTH (Vicepresidente).-

Queda muy poco tiempo para discutir otro proyecto. Por consiguiente, reitero la propuesta a la Sala para poner término al Orden del Día y proceder a las votaciones de los proyectos que hoy fueron discutidos.

¿Habría acuerdo?

No hay acuerdo.

Por consiguiente, continuamos con el Orden del Día.

-Con posterioridad, la Sala se pronunció sobre este proyecto de ley en los siguientes términos:

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Corresponde votar en general el proyecto de ley, iniciado en moción y mensaje, refundidos, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica.

Hago presente a la Sala que el proyecto trata materias propias de ley simple o común. En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 120 votos; por la negativa, 0 votos. Hubo 5 abstenciones.

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Alarcón Rojas , Florcita Díaz Díaz , Marcelo Melero Abaroa , Patricio Rocafull López , Luis Alessandri Vergara , Jorge Durán Espinoza , Jorge Mellado Pino , Cosme Rojas Valderrama , Camila Álvarez Ramírez , Sebastián Durán Salinas , Eduardo Mellado Suazo , Miguel Romero Sáez , Leonidas Álvarez Vera , Jenny Eguiguren Correa , Francisco Meza Moncada , Fernando Rosas Barrientos , Patricio Alvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo Fernández Allende , Maya Mirosevic Verdugo , Vlado Saavedra Chandía , Gastón Amar Mancilla , Sandra Flores García, Iván Mix Jiménez , Claudia Sabag Villalobos , Jorge Ascencio Mansilla , Gabriel Fuenzalida Figueroa , Gonzalo Molina Magofke , Andrés Sanhueza Dueñas , Gustavo Auth Stewart , Pepe Galleguillos Castillo , Ramón Monsalve Benavides , Manuel Santana Tirachini , Alejandro Baltolu Rasera, Nino García García, René Manuel Morales Muñoz , Celso Sauerbaum Muñoz , Frank Barrera Moreno , Boris Garín González , Renato Moreira Barros , Cristhian Schalper Sepúlveda , Diego Barros Montero , Ramón Gutiérrez Gálvez , Hugo Muñoz González , Francesca Schilling Rodríguez , Marcelo Bellolio Avaria , Jaime Hernández Hernán-dez , Javier Naranjo Ortiz , Jaime Sepúlveda Soto , Alexis Berger Fett , Bernardo Hernando Pérez , Marcela Noman Garrido , Nicolás Silber Romo , Gabriel Bernales Maldonado , Alejandro Hertz Cádiz , Carmen Norambuena Farías, Iván Soto Mardones , Raúl Bobadilla Muñoz , Sergio Hirsch Goldschmidt , Tomás Núñez Arancibia , Daniel Teillier Del Valle, Guillermo Boric Font , Gabriel Hoffmann Opazo , María José Nuyado Anca-pichún , Emilia Torrealba Alvarado , Sebastián Brito Hasbún , Jorge Ibáñez Cotroneo , Olivera De La Torres Jeldes , Víctor Diego Fuente , Erika Calisto Águila , Miguel Ángel Ilabaca Cerda , Marcos Orsini Pascal , Maite Undurraga Gazitúa , Francisco Cariola Oliva , Karol Jackson Drago , Giorgio Ortiz Novoa, José Miguel Urrutia Bonilla , Ignacio Carter Fernández , Álvaro Jarpa Wevar , Carlos Abel Ossandón Irarrázabal , Ximena Urrutia Soto , Osvaldo Carvajal Ambiado , Loreto Jürgensen Rundshagen , Harry Parra Sauterel , Andrea Urruticoechea Ríos , Cristóbal Castillo Muñoz , Natalia Keitel Bianchi , Sebastián Paulsen Kehr , Diego Vallejo Dowling , Camila Castro Bascuñán, José Miguel Kort Garriga, Issa Pérez Arriagada , José Van Rysselberghe Herrera , Enrique Castro González, Juan Luis Kuschel Silva , Carlos Pérez Lahsen , Leopoldo Venegas Cárdenas , Mario Celis Araya , Ricardo Labra Sepúlveda , Amaro Pérez Olea , Joanna Verdessi Belemmi , Daniel Cicardini Milla , Daniella Leuquén Uribe , Aracely Pérez Salinas , Catalina Vidal Rojas , Pablo Cid Versalovic , Sofía Luck Urban , Karin Prieto Lorca , Pablo Von Mühlenbrock Zamora , Gastón Crispi Serrano , Miguel Macaya Danús , Javier Rathgeb Schifferli , Jorge Walker Prieto , Matías Del Real Mihovilovic , Catalina Marzán Pinto , Carolina Rentería Moller , Rolando Winter Etcheberry , Gonzalo Desbordes Jiménez , Mario Matta Aragay , Manuel Rey Martínez, Hugo Yeomans Araya, Gael

-Se abstuvieron los diputados señores:

Alinco Bustos , René Saffirio Espinoza , René Sepúlveda Orbenes , Alejandra Velásquez Núñez , Esteban Mulet Martínez, Jaime

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Por no haber sido objeto de indicaciones, queda aprobado también en particular, con la misma votación, con la salvedad del número 3) del artículo único del proyecto, por haberse renovado una indicación de cuyo tenor dará lectura el señor Secretario.

El señor LANDEROS (Secretario).-

La siguiente indicación parlamentaria renovada es para eliminar en el inciso primero del artículo 182 bis, incorporado por el número 3) del artículo único, la frase: “En todo caso la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento”.

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Corresponde votar el artículo 182 bis, contenido en el número 3) del artículo único, con la indicación parlamentaria. En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 56 votos; por la negativa, 59 votos. Hubo 16 abstenciones.

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Rechazado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Alarcón Rojas , Florcita Garín González , Renato Mellado Pino , Cosme Saffirio Espinoza , René Alinco Bustos , René González Gatica , Félix Mirosevic Verdugo , Vlado Saldívar Auger , Raúl Álvarez Vera , Jenny González Torres , Rodrigo Monsalve Benavides , Manuel Santana Castillo , Juan Baltolu Rasera , Nino Gutiérrez Gálvez , Hugo Mulet Martínez , Jaime Schilling Rodríguez , Marcelo Barrera Moreno , Boris Hernando Pérez , Marcela Naranjo Ortiz , Jaime Sepúlveda Orbenes , Alejandra Bernales Maldonado , Alejandro Hertz Cádiz , Carmen Norambuena Farías , Iván Sepúlveda Soto , Alexis Boric Font , Gabriel Hirsch Goldschmidt , Tomás Núñez Arancibia , Daniel Soto Mardones , Raúl Cariola Oliva , Karol Ibáñez Cotroneo , Diego Nuyado Ancapichún , Emilia Teillier Del Valle, Guillermo Carvajal Ambiado , Loreto Ilabaca Cerda , Marcos Ortiz Novoa, José Miguel Vallejo Dowling , Camila Celis Araya , Ricardo Jarpa Wevar , Carlos Abel Pérez Olea , Joanna Velásquez Núñez , Esteban Cicardini Milla , Daniella Labra Sepúlveda , Amaro Rocafull López , Luis Venegas Cárdenas , Mario Díaz Díaz , Marcelo Lorenzini Basso , Pablo Rosas Barrientos , Patricio Verdessi Belemmi , Daniel Fernández Allende, Maya Marzán Pinto , Carolina Saavedra Chandía , Gastón Winter Etcheberry , Gonzalo Flores García, Iván Matta Aragay , Manuel Sabag Villalobos , Jorge Yeomans Araya, Gael

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Alessandri Vergara , Jorge Durán Salinas , Eduardo Melero Abaroa , Patricio Romero Sáez , Leonidas Álvarez Ramírez , Sebastián Eguiguren Correa , Francisco Mellado Suazo , Miguel Sanhueza Dueñas , Gustavo Alvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo Fuenzalida Figueroa , Gonzalo Molina Magofke , Andrés Santana Tirachini , Alejandro Amar Mancilla , Sandra Galleguillos Castillo , Ramón Morales Muñoz , Celso Sauerbaum Muñoz , Frank Ascencio Mansilla , Gabriel García García, René Manuel Muñoz González , Francesca Schalper Sepúlveda , Diego Barros Montero , Ramón Hernández Hernán-dez , Javier Noman Garrido , Nicolás Silber Romo , Gabriel Bellolio Avaria , Jaime Hoffmann Opazo , María José Olivera De La Fuente , Erika Torrealba Alvarado , Sebastián Berger Fett , Bernardo Jürgensen Rundshagen , Harry Ossandón Irarrázabal , Ximena Undurraga Gazitúa , Francisco Bobadilla Muñoz , Sergio Keitel Bianchi , Sebastián Paulsen Kehr , Diego Urrutia Bonilla , Ignacio Carter Fernández , Álvaro Kort Garriga , Issa Pérez Arriagada , José Urrutia Soto , Osvaldo Castro Bascuñán, José Miguel Kuschel Silva , Carlos Pérez Lahsen , Leopoldo Urruticoechea Ríos , Cristóbal Cid Versalovic , Sofía Lavín León , Joaquín Prieto Lorca , Pablo Van Rysselberghe Herrera , Enrique Del Real Mihovilovic , Catalina Leuquén Uribe , Aracely Rathgeb Schifferli , Jorge Von Mühlenbrock Zamora , Gastón Desbordes Jiménez , Luck Urban , Karin Rentería Moller , Walker Prieto , Matías Mario Rolando Durán Espinoza , Jorge Macaya Danús , Javier Rey Martínez, Hugo

-Se abstuvieron los diputados señores:

Auth Stewart, Pepe Castro González, Juan Luis Mix Jiménez , Claudia Pérez Salinas , Catalina Brito Hasbún , Jorge Crispi Serrano , Miguel Moreira Barros , Cristhian Rojas Valderrama , Camila Calisto Águila , Miguel Ángel Jackson Drago , Giorgio Orsini Pascal , Maite Torres Jeldes , Víctor Castillo Muñoz , Natalia Meza Moncada , Fernando Parra Sauterel , Andrea Vidal Rojas, Pablo

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Corresponde votar en particular el artículo 182 bis, contenido en el numeral 3) del artículo único, propuesto por la Comisión de Minería y Energía en su informe.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 106 votos; por la negativa, 0 votos. Hubo 28 abstenciones.

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Alessandri Vergara , Jorge Durán Salinas , Eduardo Melero Abaroa , Patricio Rentería Moller , Rolando Álvarez Ramírez , Sebastián Eguiguren Correa , Francisco Mellado Suazo , Miguel Rey Martínez, Hugo Álvarez Vera , Jenny Flores García, Iván Meza Moncada , Fernando Rojas Valderrama , Camila Alvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo Fuenzalida Figueroa , Gonzalo Mix Jiménez , Claudia Romero Sáez , Leonidas Amar Mancilla , Sandra Galleguillos Castillo , Ramón Molina Magofke , Andrés Saavedra Chandía , Gastón Ascencio Mansilla , Gabriel García García, René Manuel Monsalve Benavides , Manuel Sabag Villalobos , Jorge Auth Stewart , Pepe González Gatica , Morales Muñoz , Saldívar Auger , Raúl Félix Celso Barrera Moreno , Boris González Torres , Rodrigo Moreira Barros , Cristhian Sanhueza Dueñas , Gustavo Barros Montero , Ramón Gutiérrez Gálvez , Hugo Muñoz González , Francesca Santana Castillo, Juan Bellolio Avaria , Jaime Hernández Hernán-dez , Javier Naranjo Ortiz , Jaime Santana Tirachini , Alejandro Berger Fett , Bernardo Hernando Pérez , Marcela Noman Garrido , Nicolás Sauerbaum Muñoz , Frank Bobadilla Muñoz , Sergio Hertz Cádiz , Carmen Norambuena Farías , Iván Schalper Sepúlveda , Diego Brito Hasbún , Jorge Hoffmann Opazo , María José Núñez Arancibia , Daniel Silber Romo , Gabriel Calisto Águila , Miguel Ángel Ilabaca Cerda , Marcos Nuyado Anca-pichún , Emilia Teillier Del Valle, Guillermo Cariola Oliva , Karol Jackson Drago , Giorgio Olivera De La Fuente , Erika Torrealba Alvarado , Sebastián Carter Fernández , Álvaro Jürgensen Rundshagen , Harry Orsini Pascal , Maite Trisotti Martínez , Renzo Castillo Muñoz , Natalia Keitel Bianchi , Sebastián Ortiz Novoa, José Miguel Undurraga Gazitúa , Francisco Castro Bascuñán, José Miguel Kort Garriga , Issa Ossandón Irarrázabal , Ximena Urrutia Bonilla , Ignacio Castro González, Juan Luis Kuschel Silva , Carlos Parra Sauterel , Andrea Urrutia Soto , Osvaldo Celis Araya , Ricardo Labra Sepúlveda , Amaro Paulsen Kehr , Diego Urruticoechea Ríos , Cristóbal Cicardini Milla , Daniella Lavín León , Joaquín Pérez Arriagada , José Vallejo Dowling , Camila Cid Versalovic , Sofía Leuquén Uribe , Aracely Pérez Lahsen , Leopoldo Van Rysselberghe Herrera , Enrique Crispi Serrano , Miguel Lorenzini Basso , Pablo Pérez Olea , Joanna Verdessi Belemmi , Daniel Cruz-Coke Carvallo , Luciano Luck Urban , Karin Pérez Salinas , Catalina Vidal Rojas , Pablo Del Real Mihovilovic , Catalina Macaya Danús , Javier Prieto Lorca , Pablo Von Mühlenbrock Zamora , Gastón Desbordes Jiménez , Mario Marzán Pinto , Carolina Rathgeb Schifferli , Jorge Walker Prieto , Matías Durán Espinoza , Jorge Matta Aragay, Manuel

-Se abstuvieron los diputados señores:

Alarcón Rojas , Florcita Fernández Allende , Maya Mulet Martínez , Jaime Soto Mardones , Raúl Alinco Bustos , René Garín González , Renato Rocafull López, Luis Torres Jeldes , Víctor Baltolu Rasera, Nino Hirsch Goldschmidt , Tomás Rosas Barrientos , Patricio Velásquez Núñez , Esteban Bernales Maldonado , Alejandro Ibáñez Cotroneo , Diego Saffirio Espinoza , René Velásquez Seguel , Pedro Boric Font , Gabriel Jarpa Wevar , Carlos Abel Schilling Rodríguez , Marcelo Venegas Cárdenas , Mario Carvajal Ambiado , Loreto Mellado Pino , Cosme Sepúlveda Orbenes , Alejandra Winter Etcheberry , Gonzalo Díaz Díaz , Marcelo Mirosevic Verdugo , Vlado Sepúlveda Soto , Alexis Yeomans Araya, Gael

El señor FLORES, don Iván (Presidente).-

Despachado el proyecto al Senado.

1.10. Oficio de Cámara Origen a Cámara Revisora

Oficio de Ley a Cámara Revisora. Fecha 04 de septiembre, 2019. Oficio en Sesión 47. Legislatura 367.

VALPARAÍSO, 4 de septiembre de 2019

Oficio Nº 14.957

A S.E. EL PRESIDENTE DEL H. SENADO

Con motivo de la moción, mensaje, informes y demás antecedentes que tengo a honra pasar a manos de V.E., la Cámara de Diputados ha aprobado el proyecto de ley que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica, correspondiente a los boletines Nos 12.471-08 y 12.567-08, del siguiente tenor:

PROYECTO DE LEY

“Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

1. Incorpórase, a continuación del artículo 8 bis, el siguiente artículo 8 ter:

“Artículo 8 ter.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2 de la ley N° 18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5, de 2003, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, en adelante “cooperativas”, que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado, estarán obligadas, para los efectos de esta ley, a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.”.

2. Reemplázase en el número 3 del artículo 182 la expresión “igual al 10% real anual” por la frase “de acuerdo a lo establecido en el artículo 182 bis”.

3. Incorpórase, a continuación del artículo 182, el siguiente artículo 182 bis:

“Artículo 182 bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años, de acuerdo al procedimiento señalado en este artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.

El riesgo sistemático señalado se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.

La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años, a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización.

El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.

La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.

La tasa de actualización, de este modo, será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

La Comisión, antes de los cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en este artículo.

Finalizado el estudio señalado en el inciso anterior, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183 bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.”.

4. Sustitúyese el artículo 183 por el siguiente:

“Artículo 183.- Las componentes indicadas en el artículo 182 se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, y deberá abrirse un período de consulta pública. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión, conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo 183 bis y en el reglamento.

El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo en, al menos, los siguientes aspectos:

1) La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda.

2) El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.

3) La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.

4) La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversión relevantes.

5) La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.”.

5. Introdúcese, a continuación del artículo 183, el siguiente artículo 183 bis:

“Artículo 183 bis.- En el plazo máximo de treinta días, contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo 183, la Comisión abrirá, por el plazo de veinticinco días, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, en adelante “participantes”, quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos, de acuerdo con las normas de esta ley.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión comunicará en su página web y en dos o más medios de amplia difusión el llamado a registro y la información que los participantes deberán presentar.

En todo caso, los antecedentes que solicite la Comisión para constituir dicho registro deberán estar destinados a acreditar la representación y la correcta identificación de cada participante y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Los participantes registrados y las empresas concesionarias podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y al estudio de costos, y presentar discrepancias ante el Panel, cuando corresponda.

Las notificaciones y comunicaciones a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Los participantes debidamente inscritos en el registro no podrán participar en la elaboración del estudio de costos a que se refiere el artículo 183.

En el plazo máximo de treinta días corridos de finalizado el proceso de registro de participantes, la Comisión comunicará por medios electrónicos a éstos y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas preliminares del estudio de costos.

Las bases administrativas deberán establecer, a lo menos, los requisitos, antecedentes y la modalidad de presentación de ofertas. Las bases técnicas deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo eficiente, y todo otro aspecto que se considere necesario definir en forma previa a la realización del estudio.

A partir de la fecha de la comunicación de las bases técnicas preliminares y dentro del plazo de veinte días, los participantes y las empresas concesionarias de distribución podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo señalado en el inciso anterior y en un término no superior a veinte días, la Comisión comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas corregidas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las bases técnicas corregidas, los participantes y las empresas concesionarias podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de quince días, contado desde el vencimiento del plazo para la presentación de las discrepancias, y deberá resolverlas dentro de los treinta días siguientes a la audiencia pública, de acuerdo a lo señalado en el artículo 211.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días, a través de una resolución que se publicará en dos o más medios de amplia difusión y se comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución.

El estudio de costos será licitado de conformidad con las normas de la ley N° 19.886 y su reglamento, y adjudicado de acuerdo con las bases técnicas y administrativas antes referidas. Será ejecutado y supervisado por un comité integrado por representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo con los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa; dos representantes del Ministerio y dos representantes de la Comisión, uno de los cuales presidirá el referido comité. La Comisión realizará el llamado a licitación y la adjudicación, y firmará del contrato.

La Comisión establecerá el procedimiento para la constitución y funcionamiento del comité señalado en el inciso anterior.

El estudio de costos será financiado íntegramente por la Comisión y deberá ejecutarse dentro del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a ocho meses a partir de la adjudicación.

El consultor al que se adjudique el estudio deberá prestar el apoyo que sea necesario a la Comisión hasta la dictación del correspondiente decreto tarifario.

Los resultados del estudio de costos deberán especificar para cada área típica de distribución, a lo menos, lo señalado en el artículo 182.

La Comisión dispondrá del plazo de tres meses para revisar, corregir y adecuar los resultados del estudio de costos y para notificar, por medios electrónicos, a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes un informe técnico preliminar elaborado sobre la base de dicho estudio. El plazo se contará desde la fecha en que el comité otorgue su conformidad al estudio.

El informe técnico preliminar deberá contener, a lo menos, las materias señaladas en el artículo 182.

En caso que los participantes y las empresas concesionarias de distribución tengan observaciones técnicas respecto del informe técnico preliminar, deberán presentarlas a la Comisión dentro de los veinte días siguientes a su notificación. La Comisión, en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde el vencimiento del término para efectuar observaciones, deberá comunicar, por medios electrónicos, la resolución que contenga el informe técnico corregido, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones técnicas planteadas.

Dentro de los quince días siguientes a la notificación de la resolución señalada en el inciso anterior, las empresas concesionarias y los participantes podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o fuesen acogidas parcialmente. Del mismo plazo dispondrá quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico para solicitar que se mantenga su contenido, en caso de haberse modificado éste. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de veinte días, contado desde el vencimiento del término para presentar las discrepancias, y deberá evacuar su dictamen en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde la referida audiencia.

Las bases del estudio de costos agruparán los costos del estudio en diferentes categorías sobre las cuales se podrá discrepar. En cada categoría, y para cada área típica de distribución, el Panel sólo podrá optar por el resultado del informe de la Comisión, la alternativa planteada por un participante o por una empresa concesionaria para el conjunto de sus discrepancias presentadas en dicha categoría. El Panel no podrá elegir entre resultados parciales de costos o entre criterios que se hubiesen presentado como observaciones, sino sólo entre valores finales.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de cuarenta días, contados desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes, incorporando e implementando lo resuelto por el Panel.

Junto con el informe técnico definitivo señalado en el inciso anterior, la Comisión propondrá al Ministerio de Energía las fórmulas tarifarias para el siguiente período tarifario.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en este artículo.”.

6. En el artículo 185:

a) Reemplázase en el inciso segundo la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

b) Elimínase el numeral 1 del inciso tercero.

c) Sustitúyese en el numeral 2 del inciso tercero la frase “Cada empresa determinará e informará a la Comisión” por “La Comisión determinará para cada empresa”.

d) Intercálase en el numeral 3 del inciso tercero, entre la expresión “procedimiento anterior” y el punto seguido, la siguiente frase: “, y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine”.

7. Reemplázase en el artículo 187 la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

8. Elimínanse los artículos 188 y 189.

9. En el artículo 193:

a) Reemplázase en el inciso primero la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

b) Sustitúyese en el inciso quinto la frase “en las respectivas concesiones” por “considerando todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión”.

10. Reemplázase la letra m) del artículo 225 por la siguiente:

“m) Áreas típicas de distribución: áreas en que los costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro de red son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.”.

Disposiciones transitorias

Artículo primero.- Lo dispuesto en esta ley se aplicará al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 y, también, al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

Artículo segundo.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía podrá utilizar estudios de determinación de tasa de actualización contratados por ésta, y no serán exigibles las disposiciones establecidas en el inciso séptimo del artículo 182 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo tercero.- Las bases técnicas y administrativas preliminares a que se refiere el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán comunicarse a más tardar el 4 de noviembre de 2019.

Artículo cuarto.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, y por única vez, no serán aplicables las disposiciones establecidas en el artículo 183 bis en relación a la constitución del registro de participantes. Para dicho proceso se entenderán como integrantes del registro de participación ciudadana que establece el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N° 19.496, que establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores, y las empresas concesionarias de distribución eléctrica.

Artículo quinto.- Sin perjuicio de lo establecido en el inciso primero del artículo 183, para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía deberá definir al menos cuatro áreas típicas para las cooperativas de distribución eléctrica en las cuales se considerarán como empresas de referencia a cooperativas que presten el servicio público de distribución para el estudio de costos de la respectiva área típica.

Artículo sexto.- Los plazos aplicables para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 serán los siguientes:

1. El Panel de Expertos deberá resolver dentro de los veinte días siguientes a la audiencia pública a que se refiere el inciso décimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

2. La Comisión deberá dictar la resolución a que se refiere el inciso décimo segundo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, dentro de los siguientes diez días desde la comunicación del dictamen señalado en el numeral anterior.

3. El estudio de costos a que se refieren los artículos 183 y 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser ejecutado en el plazo máximo de cien días a partir de su adjudicación.

4. Dentro de los tres días desde que el Comité a que se refiere el inciso décimo tercero del artículo 183 bis otorgue la conformidad al estudio al que se refiere el numeral anterior, la Comisión lo comunicará en su página web y en un medio de amplio acceso, y los participantes tendrán el plazo de quince días, contado desde dicha publicación, para efectuar observaciones al estudio. En razón de lo anterior, por única vez no será necesaria la emisión del informe técnico preliminar al que se refiere el inciso décimo octavo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

5. La Comisión, en el plazo de cuarenta días, contado desde el vencimiento del plazo para efectuar observaciones al estudio conforme a lo señalado en el numeral anterior, deberá comunicar la resolución que contenga el informe técnico conforme a lo dispuesto en el inciso vigésimo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

6. Las discrepancias a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, sólo se podrán referir a observaciones presentadas al estudio que no hayan sido consideradas en el informe técnico señalado en el numeral anterior, o modificaciones respecto de lo señalado en el estudio sin que hubiese sido observado.

7. La audiencia pública a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser realizada quince días después del término del plazo para presentar discrepancias.

8. El dictamen del Panel, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser evacuado en el plazo de treinta días contado desde la audiencia pública a que se refiere dicha disposición.

Artículo séptimo.- Las empresas titulares de concesiones de servicio público de distribución deberán dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a más tardar el 1 de enero de 2021.

Las transferencias de concesiones que sean necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en el inciso precedente se entenderán autorizadas, en los términos establecidos en el artículo 47 del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, debiendo las empresas concesionarias de servicio público de distribución eléctrica enviar al Ministerio de Energía los antecedentes que acrediten el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior.

Artículo octavo.- Dentro de los seis meses siguientes a la publicación de esta ley en el Diario Oficial, el Presidente de la República deberá enviar al Congreso Nacional un proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución eléctrica, el que podrá abordar cualquiera de las materias tratadas en esta ley.

Artículo noveno.- La primera fijación de fórmulas tarifarias conforme al proceso establecido en esta ley tendrá vigencia a contar del término de aquellas fijadas en el decreto supremo N° 11T, de 2017, actualizado por el decreto supremo N° 5T, de 2018, ambos del Ministerio de Energía, por un período máximo de cuatro años o hasta la publicación de la ley a que se refiere el artículo precedente, así como también el proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

Artículo décimo.- A más tardar el 31 de marzo de 2021, el Ministerio de Energía deberá informar a las comisiones de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y del Senado acerca de la implementación y aplicación de esta ley, evaluando sus impactos en la rebaja de tarifas, como asimismo, en la transparencia y participación ciudadana.

Artículo décimo primero.- El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo previsto en la Ley de Presupuestos.”.

*****

Dios guarde a V.E.

IVÁN FLORES GARCÍA

Presidente de la Cámara de Diputados

MIGUEL LANDEROS PERKI?

Secretario General de la Cámara de Diputados

2. Segundo Trámite Constitucional: Senado

2.1. Primer Informe de Comisión de Minería y Energía

Senado. Fecha 10 de noviembre, 2019. Informe de Comisión de Minería y Energía en Sesión 67. Legislatura 367.

?INFORME DE LA COMISIÓN DE MINERÍA Y ENERGÍA recaído en el proyecto de ley, en segundo trámite constitucional, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica

BOLETINES Nºs 12.567-08 y 12.471-08, refundidos

HONORABLE SENADO:

La Comisión de Minería y Energía tiene el honor de emitir su informe sobre los proyectos de ley de la referencia, iniciados, el primero, en Moción de los Honorables Diputados señoras Daniella Cicardini y Alejandra Sepúlveda, y señores Ricardo Celis, Francisco Correa, Sergio Gahona, Giorgio Jackson, Pablo Vidal y Matías Walker, y el segundo, en Mensaje de Su Excelencia el Presidente de la República, señor Sebastián Piñera Echeñique, con urgencia calificada de “discusión inmediata”.

A las sesiones en que la Comisión analizó estas iniciativas de ley asistieron, además de sus integrantes, el Honorable Senador señor Bianchi.

Asimismo, concurrieron las siguientes personas:

Del Ministerio de Energía: el Ministro, señor Juan Carlos Jobet; el Jefe de la División de Mercados Energéticos, señor José Carrasco; los asesores legislativos, señor Juan Ignacio Gómez y señora Raquel Fuenzalida; el jefe de gabinete del Ministro, señor Patricio Artiagoitía, y la asesora de comunicaciones, señora Kareen Linzmayer.

De la Comisión Nacional de Energía: el Secretario Ejecutivo, señor José Venegas; la Jefa del Departamento Jurídico (s), señora Laura Contreras; el Jefe del Departamento de Regulación Económica, señor Martín Osorio, y la Jefa de Comunicaciones, señora Alejandra Quintanilla.

Del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile, el Director, Doctor Humberto Verdejo.

El Ingeniero Civil de la Universidad de Chile: señor Renato Agurto.

De la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas, FENACOPEL: el Presidente, señor Manuel Bello; el Director, señor Jaime Ugarte; el Gerente General, señor Cristián Espinosa; el Gerente de CRELL, señor Franco Aceituno; el Gerente de COPELEC, señor Patricio Lagos; de la Cooperativa Eléctrica de Curicó, señores Alejandro Toledo y Nelson Ramírez, y la Consultora en Asuntos Públicos, señora Marcela Alt.

De Empresas Eléctricas A.G.: el Director Ejecutivo, señor Rodrigo Castillo; el Director Jurídico, señor Ricardo Eberle, y el Vicepresidente del Directorio, señor Francisco Alliende.

De Valgesta: el Director y consultor, señor Ramón Galaz.

De la Compañía General del Electricidad S.A., CGE: el Country Manager, señor Luis Zarauza, y el Director de Regulación, señor Francisco Sánchez.

De la Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios de Chile, CONADECUS: el Presidente, señor Hernán Calderón; el abogado, señor Marco Zepeda, y el asesor, señor Israel Mandler.

De la Biblioteca del Congreso Nacional: el analista, señor Rafael Torres.

De la Secretaría General de la Presidencia: los asesores, señora Mikaela Romero y señor Cristián Barrera.

De la oficina del Senador señor Rafael Prohens: la asesora, señora Camila Madariaga, y la asesora comunicacional, señora Camila Briones.

De la oficina del Senador señor Álvaro Elizalde: el jefe de gabinete, señor Felipe Barnechea y el asesor de comunicaciones, señor Claudio Mendoza.

De la oficina del Senador señor Alejandro García-Huidobro: el asesor, señor Felipe Álvarez.

De la oficina del Senador señor Alejandro Guillier: el jefe de gabinete, señor Enrique Soler y la asesora legislativa, señora Natalia Alviña.

De la oficina de la Senadora señora Yasna Provoste: el jefe de gabinete, señor Christian Torres y el asesor legislativo, señor Rodrigo Vega.

De la oficina del Senador Señor Carlos Bianchi: los asesores, señora Constanza Sanhueza y señor Manuel José Benítez.

Del Comité Demócrata Cristiano: el asesor, señor Julio Valladares.

De la Fundación Jaime Guzmán: la asesora, señora Carolina García.

De la oficina de la Senadora señora Ena Von Baer; el asesor legislativo, señor Juan Carlos Gazmuri.

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Cabe señalar que la iniciativa de ley, no obstante contar con urgencia de discusión inmediata, fue discutida solamente en general, por acuerdo unánime de los integrantes de la Comisión.

Asimismo, cabe hacer presente que, por acuerdo de la Sala de la Cámara de Diputados, de fecha 16 de mayo de 2019, se refundieron los boletines N°s 12.471-08 y 12.567-08.

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OBJETIVO DEL PROYECTO

Revisar la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, optimizando su cálculo, de manera que se vea reflejada la rebaja en las tarifas a partir del próximo proceso tarifario correspondiente al cuadrienio 2020-2024.

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ANTECEDENTES

Para una adecuada comprensión de la iniciativa en informe deben tenerse presente los siguientes antecedentes:

A.- ANTECEDENTES JURÍDICOS

1.- Decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

2.- Ley N°18.046, sobre sociedades anónimas.

3.- Ley N° 19.886, de bases sobre contratos administrativos de suministro y prestación de servicios.

4.- Ley N° 19.496, que establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores.

5.- Decreto con fuerza de ley N° 5 de 2003, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, concordado y sistematizado de la ley general de cooperativas.

6.- Decreto supremo N°11 T, de 2016, que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que se indican, actualizado por el decreto supremo N° 5 T, de 2018, que fija precios de nudo para suministros de electricidad, ambos del Ministerio de Energía.

B.- ANTECEDENTES DE HECHO

Por un lado, el Mensaje señala que la institucionalidad y regulación del sector eléctrico ha sido actualizada en los últimos años mediante el desarrollo de diversos instrumentos normativos que han permitido avances en el sector, quedando pendiente la modernización del segmento de distribución, revisión particularmente relevante considerando que se trata del único segmento que interactúa directamente con la ciudadanía.

Por lo anterior, agrega, el Gobierno dispuso la revisión de la normativa que regula el segmento de distribución, con el fin de ejecutar las reformas necesarias para su modernización. De esta forma, la “Ruta Energética 2018-2022: Liderando la modernización con sello ciudadano” incluyó, en mayo de 2018, dicho objetivo como uno de los diez mega compromisos.

El 2018, continúa el Mensaje, se inició un proceso prelegislativo con el fin de implementar una profunda reforma del segmento de distribución, que incluyó un diagnóstico consensuado de la situación actual, la contratación de estudios técnicos de alta complejidad y sofisticación, junto con instancias participativas de amplia convocatoria, teniendo la convicción de que la modernización de la regulación de la distribución eléctrica debe considerar las inquietudes ciudadanas.

Sin perjuicio del proceso prelegislativo en curso, el Mensaje reconoce la demanda por cambios de manera urgente, para cuyo efecto se han recogido las inquietudes ciudadanas y parlamentarias, entre ellas, la moción presentada por los Honorables Diputados Pablo Vidal, Francisco Eguiguren, Ricardo Celis, Sergio Gahona, Daniela Cicardini, Giorgio Jackson, Alejandra Sepúlveda y Matías Walker, que modifica la ley General de Servicios Eléctricos, en materia de cálculo del valor agregado por concepto de costos de distribución de la energía (Boletín N° 12.471-08). Dicha iniciativa propone homologar el régimen de tarificación del segmento de distribución con el de otros sectores energéticos, tales como el de transmisión, donde la tasa de actualización es fijada mediante un estudio ad hoc de la Comisión Nacional de Energía.

En virtud de lo anterior, añade el Mensaje, se ha estimado necesario proponer un proyecto de ley que revise la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, que incorpore las modificaciones necesarias a la brevedad posible, con el fin de que sean reflejadas en las tarifas a partir del próximo proceso tarifario. Añade que las modificaciones referidas se justifican de manera irrefutable, considerando la nueva realidad económica y sectorial, que no es la misma bajo la cual fue diseñado el marco regulatorio vigente.

Así, hoy la tasa de costo de capital fija de 10% utilizada en el proceso de valorización está desacoplada de la realidad y estabilidad del país. Primero, porque la realidad de las condiciones de acceso a financiamiento difiere significativamente de las condiciones observadas en la década del ochenta del siglo pasado, cuando se estableció. Segundo, porque el desarrollo tecnológico, la alta penetración y relevancia del servicio eléctrico, y la variación del retorno esperado de mercado, entre otros factores, han disminuido el riesgo y el retorno de las empresas, lo cual no se encuentra reflejado en la tasa fija de la actual regulación. Hoy los modelos tarifarios son más sofisticados y calculan una tasa de costo de capital y no una tasa fija.

La revisión de la tasa de costo de capital, concluye el Mensaje, debe ecualizar adecuadamente las condiciones de mercado, las señales de eficiencia y mínimo costo para el beneficio de los usuarios, así como una adecuada remuneración y señales de inversión para las empresas que prestan el servicio y, en relación al proceso tarifario, debe considerar la realización de diversos estudios de costos por parte de la Comisión Nacional de Energía y por las empresas distribuidoras o cooperativas eléctricas, en los que cada uno desarrolla su estudio de acuerdo a bases técnicas comunes.

Para efectos de resolver las discrepancias entre el regulador y las empresas, se ponderan los costos determinados en los estudios realizados por la Comisión Nacional de Energía en dos tercios, mientras el tercio restante corresponde a los costos determinados por las empresas. Dicha ponderación genera estructuralmente incentivos divergentes entre el regulador y las empresas, incrementando las asimetrías de información y dificultando la posibilidad de llegar a resultados que reflejen de manera efectiva los costos eficientes del servicio de distribución.

Finalmente, en relación a la determinación de áreas típicas en los procesos tarifarios, señala el Mensaje que la regulación actual establece que se realiza a través de una metodología basada en los costos de distribución. Así, se agrupan empresas donde los costos medios de distribución son parecidos entre sí y se selecciona una empresa de referencia. De esta forma, los criterios para la asignación de costos están determinados por las zonas de suministro que proveen las empresas, que poseen distintas condiciones geográficas, climatológicas, proporción de clientes rurales y urbanos, y estructura de propiedad, entre otros factores. El proceso que determina la empresa eficiente en base a estas áreas típicas, no necesariamente es representativo de las empresas eficientes que resultarían de un análisis similar sobre las demás empresas, distintas de la compañía de referencia, pertenecientes a la misma área típica.

Lo anterior, anota el Mensaje, se debe a que el proceso no diferencia adecuadamente la diversidad de realidades nacionales, de negocios, ni de sus clientes, estableciendo tarifas similares a empresas que enfrentan realidades distintas o atienden sectores de negocios o de población no necesariamente comparables. En razón de lo anterior, se hace necesario mejorar la definición de las áreas típicas, de manera tal que se reflejen adecuadamente las condiciones particulares de cada empresa.

Por otro lado, en la Moción se manifiesta que, en el contexto del proceso de reemplazo de los antiguos medidores eléctricos, por los denominados “medidores inteligentes”, se ha suscitado un descontento general de la ciudadanía, porque más allá que la medida corresponda a una modernización del sistema de distribución, este reemplazo será de costo de los usuarios, con el correspondiente aumento del precio final. Por lo anterior, se considera imperativo buscar medidas que compensen de alguna manera el costo asumido por los usuarios, considerando, además, los anuncios de nuevas alzas de la tarifa eléctrica a corto plazo.

Agrega la Moción que la Comisión Nacional de Energía (CNE) señala que la legislación vigente establece como premisa básica que las tarifas deben representar los costos reales de generación, transmisión y de distribución de electricidad asociados a una operación eficiente, de modo de entregar las señales adecuadas tanto a las empresas como a los consumidores, a objeto de obtener un óptimo desarrollo de los sistemas eléctricos”.

El valor agregado de distribución, según el artículo 182 de la Ley General de Servicios Eléctricos, se basa actualmente en empresas modelo y debe considerar:

1.- Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes de su consumo;

2.- Pérdidas medias de distribución en potencia y energía, y

3.- Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, en adelante VNR, de instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización igual al 10% real.

Según el estudio “Metodología de cálculo para la tasa de descuento de una empresa eficiente de transmisión eléctrica”, continúa la Moción, a pesar de que no existe una metodología definida para el cálculo de la tasa de costo de capital, sino que esta es fija de 10%, se observa que los expertos reconocen que esta tasa se encuentra sobrestimada en la actualidad, pues fue fijada hace al menos 30 años, sin reconocer la evolución del mercado.

El mismo estudio señala que el Panel de Expertos, ha expresado que “una tasa de costo de capital de un 6,5% refleja de mejor manera el costo de capital propio de la empresa.” El referido estudio estimó que el costo de capital para el sector de distribución es de 6.5%. La actual tasa es de 10% real antes de impuestos, sin embargo, dicho estudio estima que en conjunto podría llegar a tener una tasa entre 6% y 14%.

Finalmente, la Moción señala que eliminar la tasa fija de 10% de costo capital, y calcularla mediante un procedimiento reglado, que determine realmente dicho porcentaje y valor, debiera repercutir positivamente en el precio final, pagado por los usuarios del sistema.

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DISCUSIÓN EN GENERAL

Al inicio de la discusión, el Ministro de Energía, señor Juan Carlos Jobet, expuso que el sector eléctrico comprende tres segmentos: generación, transmisión y distribución, siendo este último el que más ha demorado en reformar su regulación. La denominada “ley corta”, comentó, tiene un objetivo acotado, ya que no aborda todos los cambios que el segmento necesita. No obstante, adelantó, se prepara paralelamente un proyecto de ley que asumirá dicho desafío, para lo cual se hará un trabajo prelegislativo con los parlamentarios de las Comisiones de Energía de ambas Cámaras del Congreso Nacional.

Enseguida, relevó la necesidad de aprobar la presente iniciativa de ley a la brevedad, a fin de que la nueva tasa de rentabilidad pueda aplicarse en la próxima fijación tarifaria eléctrica. Indicó que el proceso de fijación se realiza cuatrienalmente, y para que rija en el próximo ciclo la ley debería estar vigente, a más tardar, a mediados del mes de octubre del presente año. Añadió que esta razón motivó el acuerdo transversal logrado en la votación de la Cámara de Diputados para aprobar el proyecto y no ampliar el alcance a otros temas importantes que se incluirán en la siguiente iniciativa. Agregó que se estima en seiscientos millones de dólares el ingreso de las compañías distribuidoras para el próximo período de cuatro años si no se modifica la ley.

Luego, explicó que el proyecto de ley corresponde a un texto refundido de un mensaje del Ejecutivo y una moción parlamentaria de los diputados Vidal, Jackson, Eguiguren, Gahona, Ricardo Celis, Ciccardini, Sepúlveda y Walker.

Asimismo, explicó que en Chile la tarifa eléctrica domiciliaria se compone, en términos generales, por el costo asociado a la generación de energía, que considera también la potencia, equivalente a un 70% del total; el costo de transportar la energía por redes de alta tensión y largas distancias, correspondiente a un 10%; y el costo por distribuir la energía desde las subestaciones eléctricas del sistema de transmisión hasta los clientes finales, ascendente a un 20%. El último costo es aquel en que incurren las empresas distribuidoras para entregar su servicio y que en la regulación eléctrica se denomina Valor Agregado de Distribución (VAD).

El VAD, especificó, se fija mediante un proceso de tarificación cuatrienal, donde se determinan los costos que una empresa modelo enfrenta al prestar el servicio de distribución de energía eléctrica de manera eficiente y dando cumplimiento a toda la normativa exigible. Añadió que el mecanismo de tarificación busca encontrar la forma más costo eficiente de entregar el servicio cumpliendo con todas las exigencias normativas existentes, que en el caso de la empresa modelo en el sistema actual utiliza una tasa de un 10% real anual antes de impuesto, calculando el VAD por área típica de distribución, cuyos componentes se calculan sobre la base de estudio de costos, los que en la práctica promedian proporcionalmente los informes de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y de las empresas eléctricas, en dos tercios y un tercio respectivamente. Estimó que el sistema detallado respondía a otro contexto, en que el riesgo y el acceso a financiamiento era distinto. La distribución eléctrica, insistió, no ha tenido modificaciones sustanciales desde su concepción en el año 1982.

Explicó, luego, que la presente iniciativa de ley modifica la tasa de rentabilidad con que se realiza la fijación tarifaria, con el objeto de reflejar fielmente el riesgo del negocio de distribución, otorgar una señal de largo plazo de inversión eficiente y velar por que la tasa de retorno sea suficientemente atractiva para que las empresas inviertan y que la calidad del servicio sea más alta.

Respecto a la tasa de rentabilidad, precisó que la idea es reemplazar la tasa fija del 10% real antes de impuestos por una tasa calculada con un mínimo de un 6% y un máximo de un 8% después de impuestos, cuya determinación debiera ajustarse a las condiciones de mercado vigentes en cada proceso tarifario cuatrienal. La tasa del 10% antes de impuesto, especificó, equivale aproximadamente a un 8,35% después de impuesto. La medida es similar a recientes modificaciones de mercados regulados como la transmisión eléctrica y el suministro de gas, donde se estableció, para el primero, un mínimo de un 7% y un máximo de un 10%, y para el segundo, un mínimo de un 6% sin límite superior, en ambos casos después de impuestos.

Declaró, asimismo, que el mínimo propuesto busca evitar que en escenarios de tasas de mercado muy bajas se definan tarifas cuatrienales, por su parte, el máximo apunta a proteger a los clientes de tarifas artificialmente altas, si se fijan en un momento en que las tasas de mercado son muy altas. Agregó que la fórmula de cálculo que se utilizaría es el modelo de valoración de activos financieros (CAPM, por su sigla en inglés) para una industria en particular, cuya tasa razonable de mercado equivale a una tasa calculada como tasa libre de riesgo más un premio por inversión multiplicado por el riesgo sistemático. En síntesis, apuntó, el objeto es fijar tarifa con una tasa de rentabilidad coherente con el riesgo del negocio de distribución. Añadió que la tasa libre de riesgo corresponde a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional, el riesgo sistemático al valor que estima la variación en los ingresos de una empresa eficiente de distribución con respecto a las fluctuaciones del mercado, y el premio por riesgo de mercado a la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo.

De acuerdo a estimaciones del Ministerio y la CNE, puntualizó, el impacto en tarifa de la presente iniciativa de ley podría ser del orden de un 3% de rebaja para la cuenta tipo, y en un período tarifario el menor pago de los clientes ascendería en forma global a cuatrocientos mil millones de pesos.

Enseguida, se refirió a los estudios de costos y controversias entre el órgano regulador y las empresas eléctricas. Recordó que actualmente la ponderación de estudios en la proporción dos tercios – un tercio genera estructuralmente incentivos divergentes entre el regulador y las empresas, presentando estas últimas informes de costos más altos para que el tercio que pesa en la fijación del VAD empuje el promedio al alza y así se fijen tarifas más altas. Así, afirmó, se observó en cinco procesos de fijación tarifaria, donde sistemáticamente la estimación de costo de las compañías fue más alta que las de la CNE, estas últimas más bien estables, divergencia que ha ido aumentando, creando un incentivo incorrecto en un proceso poco transparente y sin participación.

Acotó que en esta parte el objeto de la iniciativa es determinar adecuadamente los costos eficientes de prestar el servicio de distribución, generando incentivos correctos para disminuir asimetrías y entregar mejor información disponible, con un solo estudio mandatado por la CNE, otorgando la posibilidad de observar las bases de licitación y el estudio mismo y eliminando la ponderación dos tercios – un tercio, cuyas discrepancias se resolverán por el panel de expertos, lo que debiera incentivar a presentar la mejor información disponible. Además, señaló, se permitirá la participación transparente de la sociedad, con la creación de un registro, otorgando la posibilidad de presentar argumentos técnicos, jurídicos y económicos.

En relación con las áreas típicas, explicó que los ingresos de las empresas distribuidoras se determinan a partir de la valorización de una empresa modelo eficiente que optimiza su infraestructura, planes de mantenimiento y operación, para suministrar de manera óptima a los clientes en un área de concesión que recibe el nombre de área típica. La ley actual define a esta última como las áreas en las cuales los valores agregados por la actividad de distribución para cada una de ellas son similares entre sí. Indicó que, previo a cada proceso tarifario, se agrupan las empresas a partir de costos similares y se realizan estudios por cada área típica, no por cada compañía.

Sobre el particular, comentó que es necesario mejorar la representatividad que tiene el proceso tarifario respecto de las distintas empresas y sus diversas zonas de concesión, de manera de que las empresas eficientes que resulten reflejen de mejor manera las condiciones en las que se debe operar en cada área típica. Para lo anterior, justificó, se requiere una modificación de prácticas históricas para la definición de áreas típicas, lo que será posible por medio de una definición más general del concepto que entregue mayor flexibilidad al regulador al momento de definir dichas áreas. La propuesta en concreto, precisó, es que las áreas típicas de distribución sean aquellas cuyos costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro de red sean similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.

Por otro lado, indicó que se propone perfeccionar el proceso tarifario, incorporando, por moción parlamentaria, elementos que debe enfrentar la empresa regulada tales como la distribución de los clientes en cuanto localización y demanda; el trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes y los obstáculos físicos para el mismo; la velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución; la consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversión relevantes; y la consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Asimismo, comentó que actualmente no existe un mecanismo de monitoreo de las rentabilidades reales de las empresas sujetas a regulación en la distribución, pues el chequeo de rentabilidad agregado de la industria trata de rentabilidades “tarifarias”, es decir, sobre la base de información entregada por las empresas y no considera el ejercicio ni desempeño real.

Por último, señaló, se obliga a las empresas a contar con un giro único de distribución de energía eléctrica, con objeto de diferenciar la actividad regulada de otras actividades que pudiere realizar la misma empresa, con excepción de las cooperativas eléctricas que, por su naturaleza y tamaño, deberán mantener una contabilidad separada para las actividades de distribución.

Explicó, también, que se consideran disposiciones transitorias para disminuir los plazos del siguiente proceso tarifario, cuya vigencia se inicia en noviembre de 2020, con el fin de que las modificaciones a la denominada ley corta surtan efectos a la brevedad. Del mismo modo, agregó, se aseguran al menos cuatro áreas típicas en las que cooperativas sirvan de referencia para el proceso tarifario, con el objeto de que la determinación de las tarifas para estas sea más representativa. Finalmente, indicó, el Ejecutivo se compromete a presentar el proyecto de ley de reforma integral del segmento de distribución eléctrica dentro de los seis meses siguientes contados desde la publicación del presente proyecto de ley.

En último término, se refirió al gasto público que implica la iniciativa, el que considera la contratación de dos ingenieros, grado cuatro del escalafón de la administración pública, para apoyar la ejecución y revisión de los estudios previamente mencionados. Asimismo, acotó, se contemplan cuarenta millones de pesos para el estudio cuatrienal de tasa de costo de capital. El primer estudio, precisó, debe ejecutarse el presente año, por lo que se financiará con presupuesto vigente mediante reasignaciones. Además, se consideran doscientos millones de pesos adicionales para el estudio cuatrienal de valorización, cuyo primer cálculo debe efectuarse el año 2020.

A continuación, el Honorable Senador señor Elizalde preguntó cuáles son los plazos que tienen para aprobar el proyecto. También cuánto bajarían las tarifas como resultado de este proyecto de ley, pues a las personas les interesa la cuenta de la luz.

El Ministro señor Jobet respondió que a las personas les interesa la cuenta de la luz, pero también les importa la calidad del suministro y que el cobro sea justo. Añadió que es importante que la tasa sea razonable pero no demasiado baja, a fin de no desincentivar la inversión. Aclaró que la distribución representa un 20% de la cuenta total, por lo que estimó que el efecto de esta modificación sea alrededor de un 2,5% a un 3% de la cuenta. Al respecto, observó que en una cuenta tipo, de aproximadamente 23 mil pesos, el efecto sería de alrededor de 700 pesos.

A su vez, el Honorable Senador señor Guillier manifestó que, según expuso el Ministro, actualmente no existe un mecanismo de monitoreo de las rentabilidades reales de las empresas sujetas a regulación en la distribución, situación que consideró grave. Añadió que existe un chequeo de rentabilidad agregado de la industria, pero se trata de las rentabilidades tarifarias, es decir, sobre la base de información entregada por las empresas, esto es, el regulado define y entrega los datos para que la autoridad se pronuncie, segundo hecho que estimó inaceptable. Recordó que junto a otros parlamentarios han abordado este tema, porque el modelo de negocios se ha cuestionado también en las sanitarias. Afirmó que ha llegado la hora de revisar el mecanismo de regulación, por ende, no se puede comprometer a plazos tan breves, para un sector donde han existido abusos por años. Por tanto, planteó que se deben conocer los antecedentes, entender el problema, y de acuerdo a eso fijar un calendario.

Por su parte, la Honorable Senadora señora Provoste consultó cuáles son los plazos, porque al mirar estas etapas del proceso, se ve con claridad que la fecha del nuevo decreto sería noviembre de 2020, por eso no le cuadra la urgencia. A raíz de lo planteado por el Senador Guillier, planteó estudiar mejor el tema, para saber cuál es el impacto en la tarifa, especialmente en la tarifa promedio, porque los adultos mayores no pagan más de diez mil pesos de luz, y entonces el impacto sería solo de 300 pesos.

Agregó que si la preocupación es que no aumente el precio final de la luz a los vecinos, la consulta es si se sigue incorporando al modelo tarifario la central El Campesino, que tiene un costo de USD100 el MW/h, lo cual hace subir la tarifa por una generadora que no existe y que se cobra.

El Ministro señor Jobet compartió las preocupaciones del Senador Guillier. Aclaró que por eso se propone el giro único, ya que es necesario saber cuánto ganan las empresas que distribuyen luz a los hogares. De ahí la modificación a una ley que ya tiene casi cuarenta años.

Agregó que es importante entender que la fijación tarifaria se hace a partir de una empresa modelo. Si la compañía tiene más costos que la empresa modelo, eso no lo pagan los usuarios. Puntualizó que la discusión de si el esquema de empresa modelo es el mejor o no, se discutirá en el marco de la ley larga, pues existen personas que estiman que hay que moverse al otro extremo, que es una empresa real. Si creen que al mecanismo de la empresa modelo, con las mejoras respectivas y otras variables que permita que funcione mejor, es adecuado. Añadió que tiene que haber coherencia en el marco regulatorio de los distintos sectores, que no son idénticos, pero que tienen ciertas similitudes.

El Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor José Venegas, aclaró que el proceso de fijación tarifaria de la distribución abarca cerca de dos años y que ya comenzó en el contexto de la ley actual con miras a tener la fijación en noviembre de 2020. Añadió que el proceso es largo porque consta de varias etapas, la primera es encargar un estudio de costos que lo hace una empresa externa, eso se hace con mucha anticipación porque las bases del estudio pueden ser objetadas e ir a un panel de expertos, luego se debe hacer el estudio, y después hay que dar plazo a la discusión y a la fase de cálculo, por eso la fecha crítica es noviembre del presente año, porque es el momento en que se encarga el estudio de costo, el que será muy distintos si se aprueba esta ley, entre otros aspectos por la tasa de rentabilidad.

El Honorable Senador señor Elizalde señaló que podría realizarse un estudio bajo la hipótesis de la ley que se discute.

El señor Venegas respondió que el elemento clave es la tasa de rentabilidad. Añadió que el estudio que define la ley actual no incluye un estudio de tasa de rentabilidad, como si lo hace el proyecto que se propone.

A su turno, el Honorable Senador señor García Huidobro expresó que habría preferido trabajar la ley larga, pues es una necesidad urgente del país, ya que permitirá abrir, tal como se hizo en generación y transmisión, la competencia, el cual es el mayor problema de la distribución. Consultó cuánto tiempo estuvo en la Cámara de Diputados, porque despachar en 15 días el proyecto es complejo. Al respecto, preguntó si la fecha de dictación del decreto tarifario se podría retrasar.

El Ministro señor Jobet manifestó estar de acuerdo con que lo más importante es la ley larga, pues lo relevante de ella es transformar un monopolio natural que cumple varios roles, proveer infraestructura y ser comercializador, y administrar información de los clientes. Añadió que el monopolio natural tiene sentido solo en la infraestructura, por lo que se deben abrir espacios de competencia en la comercialización, abrir un acceso transparente, oportuno y en igualdad de condiciones a todos los actores que quieran entrar en este mercado, lo que permitirá que la modernización del sector energía llegue a las casas y las personas lo perciban, con más facilidad para acceder a paneles solares, autos eléctricos, programar el consumo, e incentivos correctos para aplicar eficiencia energética. Aclaró que se discutió la opción de no discutir ley corta y hacer solo ley larga, pero la inmensa mayoría de los actores políticos creen que la ley corta es importante para normalizar la rentabilidad de las compañías, que tengan giro único para saber cuánto renta y que se mejore el proceso de fijación tarifaria.

Respecto al proyecto, contestó que ingresó en abril de 2019, siendo aprobado en septiembre. Añadió que el desafío principal será lograr, como en la Cámara, un acuerdo de que no se incorporen en la ley corta otros temas.

El Honorable Senador señor Elizalde señaló que si se aprueba la ley corta ello no debe implicar que no se discuta la ley larga.

A su vez, el Honorable Senador señor Guillier expresó que la opinión pública no entenderá el que se apruebe una ley corta y luego una larga, considerando que se reducirá la tarifa en 300 pesos. Planteó que se debe hacer la discusión de fondo, sin estar amarrados.

El Ministro señor Jobet respondió que la preocupación de que la ley corta no sea un candado es razonable. Añadió que ello se dice expresamente en el proyecto de ley.

El Honorable Senador señor Bianchi indicó que en la ley corta la tarifa se fijará a cuatro años, y que se diga que la tarifa puede ser cambiada, en su opinión, forzará a que la tarifa se mantenga por los próximos cuatro años.

El Ministro señor Jobet explicó que si no se hace la ley corta, igual habrá decreto tarifario por cuatro años.

En la siguiente sesión en que la Comisión trató el asunto se recibió a diversos expertos y representantes del sector eléctrico.

El Director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, señor Humberto Verdejo, explicó que el proyecto en estudio no apunta al beneficio directo de la ciudadanía ni tampoco a mejorar su calidad de vida.

Aclaró que tampoco está de acuerdo con la iniciativa porque, por ley, la fecha tope para aprobar el proyecto es abril de 2020, por lo que no es cierto que impostergablemente debe ser octubre del 2019.

Indicó que el proyecto se ha presentado como una alternativa para disminuir las tarifas, principalmente para los clientes regulados. Añadió que las tarifas de electricidad para clientes regulados se calculan a partir del efecto de tres componentes de precio determinadas por la Comisión Nacional de Energía, las cuales tienen un peso diferente y ponderado en la cuenta mensual: Generación, Transmisión y Distribución. El efecto de dichas componentes en la cuenta mensual se distribuye de la siguiente manera: 70% para el costo asociado a producir energía (generación), 10% para el cargo de transportar la energía desde los puntos de generación a las grandes ciudades (transmisión) y un 20% asociado al valor de distribuir de manera segura y eficiente el suministro de electricidad hasta cada uno de los usuarios (distribución).

Informó que, producto de las alzas y las actualizaciones de los precios de energía de los contratos de suministro para clientes regulados, solo el año 2019 habrá un alza cercana a siete mil pesos, y la disminución por esta ley será de trescientos pesos. Añadió que la reducción no llegará ni siquiera al 10% de lo que disminuirá la cuenta este año, razón por la cual no es una política pública adecuada para el beneficio de la ciudadanía, ya que no tiene ningún impacto.

De esta manera, prosiguió, a partir del año 2015 los precios de las licitaciones comenzaron a disminuir de manera considerable, llegando a valores históricos por debajo de los 50 dólares por MWh y que fue noticia incluso para la prensa internacional. Añadió que este hecho se logró por el ingreso de nuevos oferentes de energía, los cuales se adjudicaron contratos basados en Energías Renovables No Convencionales.

Sin embargo, explicó que para la sociedad no ha quedado claro que los precios de las licitaciones de suministro pasan a tarifa en un plazo no menor a 5 o 6 años, una vez que son adjudicados.

Indicó que esto quiere decir, que los precios históricos bajos de las licitaciones de suministro del año 2015, recién se reflejarán en las cuentas mensuales a partir del año 2021.

Respecto al giro único manifestó que las sociedades anónimas o cerradas que hoy presten servicio de distribución solo podrán cargar en sus finanzas los ingresos, costos y gastos que estén directamente vinculados al negocio de distribución. Añadió que, con respecto a la venta de productos o servicios asociados como, por ejemplo, artefactos eléctricos, tiene que tener otra filial.

Afirmó que no todas las empresas tienen la misma capacidad para hacer gestión del cambio para poder transitar al giro único con la creación de filiales. Añadió que se puede ver desincentivada la capacidad de inversión, debido a que se reducen las ganancias al existir segmentación.

Aclaró que existe una incidencia en la percepción ciudadana con respecto a los pagos por diversificación de boletas de servicios.

Expresó que el giro único debe ser establecido en función del desarrollo estratégico, lo cual flexibiliza y posibilita el tránsito a giro único. Aclaró que hay ciertas actividades de distribución que son inseparables del giro exclusivo, por ejemplo, los clientes libres de distribución no pueden operar en una filial separada.

En cuanto a las cooperativas, señaló que dichas agrupaciones prestan, además del servicio de distribución, otros servicios, entonces el proyecto plantea que ellas apliquen un régimen de contabilidad separada para el servicio de distribución eléctrica, pero no con todas las exigencias que les exigirá a las otras compañías. Destacó que se debe considerar la capacidad de gestión de cambio de una cooperativa y de cómo esto puede afectar su impacto social.

Advirtió que se debe abordar de manera local el funcionamiento de las cooperativas, pues la indicación sólo se estructura para que las empresas de distribución de gran tamaño puedan enfrentar el cumplimiento de la futura ley. Igual consideró que el proyecto no resolverá el problema en un plazo tan breve.

Respecto a la rentabilidad, expresó que el proyecto fija un piso de un 6% de rentabilidad para las empresas de distribución eléctrica. Añadió que lo anterior modifica el proyecto presentado por la Ministra anterior que sólo establecía una baja de un 10% a un 7% de rentabilidad.

Manifestó que la iniciativa legal ha causado dudas en las empresas, puesto que el impacto sobre las ganancias de éstas es mucho mayor a lo esperado en las tarifas para contribuir a un beneficio ciudadano; existe confusión de tasa de descuento con chequeo de rentabilidad; desincentiva la inversión, dado que afecta negativamente las ganancias más de lo que podría impactar en la reducción de las tarifas; no hay impacto significativo en la reducción de tarifas; al desincentivar la inversión, se genera menos eficiencia en las mejoras en calidad y seguridad del suministro; no se hace cargo de la obligatoriedad de la calidad y seguridad del suministro y la necesidad de modificar el mecanismo de la empresa modelo no se toca en la ley corta.

Por todo lo anterior, planteó que no es una buena política pública. Añadió que el corte de suministro en Chile es diez veces mayor que el de los países europeos, por lo que, bajo esa figura reducir la tasa de descuento no bajará la tarifa ni mejorará la calidad y seguridad del suministro.

Seguidamente, el Director Ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., señor Rodrigo Castillo, informó que cuando una industria se ve enfrentada a un proyecto de ley que rebaja la rentabilidad pareciera ser evidente que el discurso de la industria será contrario, porque querrá mantener las cosas como están. Añadió que, sin embargo, en la industria de la distribución no perderán el tiempo en eso.

Respecto a la mirada del cliente sobre la distribución eléctrica, señaló que la calidad de suministro está bajo las expectativas de los clientes y de los desempeños de países desarrollados e incluso de países comparables. Añadió que Chile es uno de los países con peor calidad de servicio en materia eléctrica, por ejemplo, Grecia tiene 133 minutos de interrupción al año contra los 1.105 minutos de Chile, siendo que ambos tiene ingresos per cápita muy similares, por lo que comparados indica que tiene una calidad de servicio ocho veces mayor que la de Chile.

En cuanto a la indisponibilidad de suministro proveniente de eventos de fuerza mayor, en generación y transmisión, y en distribución, señaló que, desde el año 2012, la constante dice relación principalmente con los eventos climáticos que ha enfrentado Chile. Añadió que si se observa el año 2017, el de mayor hora interrupción promedio, corresponde al año de los nevazones. Aclaró que se podrá discutir si fue culpa o no de la empresa, pero lo que es evidente es que lo que el país vive como consecuencia del cambio climático, es una realidad que obliga a contar con otras redes de distribución eléctrica, razón por la cual se debe avanzar hacia un cambio regulatorio profundo para cumplir con dicho objetivo.

Expresó que a nivel comparado por regiones, se observa que el caso de Santiago con los nevazones, y en general con las grandes urbes, la calidad de servicio es aún muy superior que en regiones más extremas, injusticia que se debe corregir. Aclaró que no es posible hacerse cargo de las correcciones manteniendo un esquema de empresa modelo, que está mal preparada para hacerse cargo de las circunstancias específicas regionales, de las características, por ejemplo, de una empresa cooperativa para enfrentar los cambios en materia de servicio.

Informó que la prensa recogió en profundidad los grandes desafíos en calidad de servicio producto de las circunstancias climáticas del año 2017, las peores nevadas en 50 años; 2019 las peores sequías en 30 o 40 años. Añadió que alguna vez han ocurrido, pero nunca todas juntas en cinco o diez años. Al respecto, destacó que el 60% de los eventos climáticos extremos sufridos en Chile en los últimos cincuenta años se han dado en los últimos cinco años, según el Ministerio del Interior.

Observó que, para encarar los problemas de suministro, el Ministerio de Energía definió objetivos de calidad en política energética 2050 – 2035: indisponibilidad de suministro; 100% familias vulnerables con energía, y acceso universal a servicios energéticos.

Asimismo, de modernización del sector en la Ruta Energética 2018-2022: marco que consolide los estándares de seguridad y calidad del suministro esquemas de tarificación, e incorporación eficiente de nuevas tecnologías como redes inteligentes, almacenamiento y electromovilidad, entre otras.

Aclaró que el punto de partida para abordar los desafíos dice relación con que el modelo de regulación vigente ha permitido la expansión de la red con eficiencia en costos y con altísimos niveles de cobertura, ya que más del 99,6% de la población tiene acceso a electricidad. Añadió que, no obstante, el gran desafío es la calidad del servicio.

Sin embargo, señaló que el sistema de empresa ideal (modelo) que parte de cero en cada proceso de fijación tarifaria, no permite, en su opinión, incorporar los mecanismos para la mejora gradual de los estándares de calidad de suministro. Añadió que saben que el propósito de esta ley es bajar la rentabilidad lo más rápido posible, sin embargo preguntó por qué están tan apurados, pues saben como industria que la rentabilidad bajará. Agregó que bajar trescientos pesos, sin hacer nada en calidad de servicio, es un despropósito en política regulatoria.

Afirmó que el modelo regulatorio no permitirá alcanzar los objetivos que Chile, en línea con las expectativas de los clientes, se ha definido. Por ello, planteó qué hacer como país. Al respecto, señaló que para alcanzar los desafíos definidos en calidad de suministro, es necesario realizar significativas inversiones, principalmente de largo plazo. A ello se suma la necesidad de inversiones para el desarrollo de nuevas tecnologías a nivel de la red de distribución: generación distribuida, electromovilidad, almacenamiento, entre otras.

Agregó que se debe profundizar la discusión sobre las reformas del sector distribución, de modo de hacerse cargo de los desafíos que el país tiene que abordar urgentemente.

Recordó que el Ejecutivo ha señalado primero bajemos la rentabilidad, o sea el premio por riesgo, y después discutamos el modelo de negocio, lo cual, en su opinión, no tiene ningún sentido, pues fue una reacción política a la crisis de los medidores. Añadió que no se hace cargo del aumento de las tarifas y los problemas de calidad de suministro.

Planteó que las características que se deben considerar a la hora de modificar el marco regulatorio de la distribución eléctrica son: la actividad de distribución, entendida como la prestación de servicio de redes; que es un monopolio natural (resulta ineficiente e inviable duplicar redes), y la componente de distribución que representa en promedio menos del 20% de la tarifa final que pagan los clientes.

Luego, informó que proyecto de ley corta reduce en 22% los ingresos asociados a inversiones en distribución, con un efecto en las cuentas de los clientes finales de entre 2 y 3%. Así, una persona que consume de diez mil a quince mil pesos, verá una reducción de 150 a 200 pesos, para esa misma persona, y solo por concepto de aumento de dólar, implicará entre cinco y siete mil pesos de aumento solo este año, teniendo presente que el último dólar considerado fue a 672 pesos.

A continuación, el Gerente General del grupo Saesa Frontel, señor Francisco Allende, explicó que la tasa de 10% antes de impuestos se considera sólo para remunerar las inversiones de una empresa modelo (que parte de cero), para la cual se definen en cada proceso tarifario, cada 4 años, niveles de eficiencia que son inalcanzables para las empresas, por indivisibilidad de inversiones y obsolescencia tecnológica, entre otros. Añadió que la ley actualmente garantiza una rentabilidad regulatoria -en la práctica siempre distinta a la real- del 5% antes de impuestos para la industria como un conjunto.

Agregó que en el último proceso tarifario la rentabilidad regulatoria de la industria fue de 7,55% (con costos e inversiones fijados por la SEC). Advirtió que, considerando los valores reales de las empresas, dicha rentabilidad es significativamente menor, razón por la cual no existe una rentabilidad garantizada, ya que están pensadas en una empresa modelo, no real.

Explicó que con el proyecto de ley corta, la rentabilidad regulatoria mínima de la industria será de solo 1% después de impuestos, lo que significa que algunas empresas podrían estar incluso bajo ella.

Agregó que una reducción de la tasa debe venir acompañada de una adecuación en el riesgo que enfrentan las empresas, de modo que sea consistente con ella.

Indicó que el riesgo del segmento de distribución de electricidad debe reconocerse adecuadamente. Así, para las empresas sanitarias, la normativa vigente establece un piso individual por compañía del 7% después de impuestos; la ley del gas dispone que las empresas distribuidoras deben ser sometidas a regulación de precios cuando su rentabilidad después de impuestos supera el 9%; y, en transmisión eléctrica, la tasa de descuento mínima después de impuestos corresponde a 7%. Añadió que el proyecto de ley corta define una tasa de descuento que es menor a la que enfrentan otros negocios y que debería mantenerse por coherencia regulatoria.

Señaló que Frontel es la distribuidora de la Araucanía y el Biobío, siendo su rentabilidad bien distinta a la de la empresa modelo. Explicó que en el proceso de fijación tarifaria se define que las pérdidas de energía de una distribuidora por temas de hurto no pueden ser más de un 2%, siendo que la realidad de la Araucanía, por tener sectores muy grandes, es mucho más alto, sin mencionar el robo de cable, que en Frontel alcanza solo el año 2019 a 352 km de cable. Observó que son costos que la empresa modelo no tiene, también gastos no reconocidos como incendios forestales (peritos), donde se alcanzó a dos mil millones de pesos en defensa jurídica. La rentabilidad real, prosiguió, es la mitad de la rentabilidad de la empresa modelo, por las razones ya dadas. Por tanto, desmitificó que exista una rentabilidad garantizada, pues el riesgo real es mucho mayor.

Agregó que existiendo una demanda tan baja se llega a sectores apartados con kilómetros de líneas de distribución. Alimentadores de más de mil kilómetros para llegar a todos los clientes residenciales de zonas rurales. Explicó que no es que las compañías no quieran invertir, sino que el modelo no incentiva la inversión, y la calidad del servicio termina siendo vergonzosa.

A manera de conclusión, expresó que: el modelo regulatorio no incentiva mejoras en calidad; la calidad de suministro está bajo de la esperable para países con ingresos per cápita similares a los de Chile y por lo tanto de las legítimas expectativas de los clientes; el proyecto de ley no soluciona lo anterior, así como tampoco tiene efectos relevantes en las cuentas de los clientes finales; asimismo, no equilibra riesgo con rentabilidad. Resulta contraintuitivo que se fije en una ley corta la tasa de rentabilidad por riesgo en forma previa a la discusión de una ley larga que establecerá el modelo de negocios y por tanto el riesgo de la industria.

Indicó que dado que el efecto tarifario es reducido, debería darse una discusión más profunda que permita enfrentar los desafíos de modernización del sector distribución. Añadió que para que Chile alcance los objetivos que se ha definido, es necesario ampliar el alcance de las modificaciones regulatorias en distribución, abordando al menos aspectos relativos al riesgo del negocio, al modelo de remuneración, gestión y al proceso tarifario.

Finalmente, concluyó que la industria quiere una reforma a la distribución, están disponibles para invertir, y no quieren una rentabilidad distinta a aquella que sea reflejada por el nivel de riesgo. Solicitó que se determine cuál es el negocio y el riesgo del mismo, qué calidad de servicio se quiere, y luego se fije la tasa de rentabilidad adecuada para la distribución.

Por su parte, el Ingeniero Civil de la Universidad de Chile, señor Renato Agurto, expresó que cuando se tramite la ley larga se podrá discutir el mecanismo de la empresa modelo, no obstante es partidario de mantener el concepto, ya que es la posibilidad de que el regulador eléctrico sea capaz de enfrentar la discusión con las empresas distribuidoras que se pueden reflejar en el modelo haciendo uso de los avances tecnológicos, teniendo en cuenta los aspectos de calidad del servicio y sobre todo los económicos, que hoy no se consideran. Afirmó que cuando se compara la calidad del servicio eléctrico nacional con otros países, no se pone atención de que en cada país hay realidades geográficas distintas, por tanto, al poner metas de calidad del servicio se debe hacer una adecuada evaluación de los costos que eso significa lograr.

Recordó que le ha tocado participar en tres estudios de VAD, 2004, 2008, 2012, donde se han enfrentado al tema de evaluar modelo con calidad de servicios, por ejemplo, en la zona de Frontel, donde existen alimentadores extremadamente largos, baja densidad de servicio. Al respecto, señaló que el costo de poner índice de calidad de servicio, estándares que se comparan con países de igual desarrollo, pero con otra realidad geográfica es altísimo, la premisa es que el tema de la calidad del servicio siempre hay que evaluarlo de buena forma, porque no se trata de dar una calidad de servicio a cualquier costo. Agregó que esa diferencia también se refleja en Chile en sus distintas ciudades, grandes urbes con muy buena calidad del servicio, respecto de zonas rurales.

Sobre el proyecto de ley corta, manifestó que es un proyecto que aborda ejes largamente discutidos en los últimos años; ha habido consenso en la industria, por ejemplo, con relación a la estructura de los estudios. Añadió que el panel de expertos se instaló el año 2004, 15 años hablando de la posibilidad de contar con un estudio, y que las distribuidoras puedan discrepar ante el panel, y no se ha resuelto.

Agregó que la tasa de descuento es una normalización de situaciones que han venido ocurriendo en el país desde los años 80 con el sector telecomunicaciones y a fines de los 80 en el sector sanitario, luego con el de la distribución de gas de red, en que se estableció un modelo de tasa de descuento que se basa en analizar en el mercado las rentabilidades de las empresas en función del nivel de riesgo, y el riesgo sistemático, modelo suficientemente descrito.

Señaló que actualmente las 34 empresas se representan con 6 tipos de áreas. Añadió que las herramientas de cálculo permitirían pasar a una empresa modelo por distribuidora, eso permitiría recoger las realidades específicas de cada una de las áreas de distribución donde atiende cada concesionaria.

Luego, indicó que el proyecto de ley ha incorporado una mejora del artículo que define la empresa modelo, que actualmente se concibe como una empresa que atiende la distribución de acuerdo a las condiciones del país, la cual se agregó en la Cámara y que dice que deben ser atendidas las condiciones con las cuales la empresa de referencia que se toma para fijar la empresa modelo atiende el servicio, respecto de la localización y magnitud de los consumos que debe atender, trazado de las calles y caminos y los obstáculos a vencer para el desarrollo de la red, tomando en cuenta la penetración de nuevas tecnologías, vegetación y dificultades de la empresa. Agregó que la alternativa es pasar a la condición de que el regulador fije a cada empresa una tarifa distinta metiéndose en los libros de costos de la empresa, las inversiones pasadas y futuras, involucrándose en la planificación, aparte de un costo enorme, enfrenta al regulador a ser corresponsable del desarrollo de la empresa, lo cual es incompatible con una buena regulación.

Manifestó que la iniciativa legal en estudio resuelve situaciones largamente discutidas en el sector, que pueden ser abordadas con independencia de la ley larga, y que son urgentes por el nuevo período de fijación de tarifas.

Por último, indicó que apoya el proyecto, aunque tiene observaciones, como el chequeo de la nueva tasa del 6% después de impuesto o el proceso del VAD, ya que, al menos en las empresas de referencia que se tomaron como modelo para estructurar el VAD, la recaudación que con estos parámetros tarifarios obtenga la compañía, debe recaudar lo que le dio origen al VAD, es decir, los costos estándares de operación, mantenimiento, e inversión de la empresa modelo.

El Honorable Senador señor Elizalde consultó al Ejecutivo, en términos agregados, lo que significaría la disminución tarifaria.

El Jefe de División de Mercados del Ministerio de Energía, señor José Carrasco, respondió que aproximadamente son 600 mil millones de pesos.

A continuación, hizo uso de la palabra el Presidente de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel), señor Manuel Bello, quien señaló que las cooperativas desempeñan una función social y aportan valor agregado a su entorno, al estimular la asociatividad basada en valores de solidaridad y colaboración mutua. Añadió que tienen un importante valor social y solidario, pues la asociación de varios cooperados permite generar economías de escala, dar acceso a servicios y condiciones que pequeños actores no podrían tener por sí mismos.

Agregó que las cooperativas desarrollan una gestión democrática donde el voto del más pequeño de sus asociados vale exactamente lo mismo que el del más grande. Explicó que fueron creadas para electrificar zonas rurales, donde las grandes empresas no quisieron prestar servicio, logrando así un mayor desarrollo social, económico y una mejor calidad de vida para sus habitantes. Así llegan a más de 600.000 chilenos, 155.000 familias, cinco regiones: Maule, Bíobío, Ñuble, Los Ríos y Los Lagos, y 63 comunas.

Destacó que las Cooperativas cumplen un rol social y son parte del desarrollo eléctrico de Chile, pues llegan primero con electricidad a los lugares más alejados del territorio, mejorando la calidad de vida de miles de chilenos. Reiteró que las cooperativas eléctricas de Chile desde 1948 aportan al desarrollo regional y rural del país.

Luego, se refirió a las características de las Cooperativas Eléctricas. Informó que las cooperativas entregan energía en las zonas más apartadas del país, con muchas dificultades en lo geográfico y en la distancia. Están presentes de mar a cordillera. Por tanto, existe una realidad muy distinta a la de las grandes empresas, ya que: prestan servicios en zonas rurales y poco densas (un promedio de 6,8 clientes por kilómetro de red); algunas de ellas se ubican en los mejores lugares del ranking de calidad de suministro eléctrico de la SEC, y brindan una atención personalizada y tienen baja tasa de reclamos.

En cuanto a los problemas de la normativa actual, expresó que a las cooperativas siempre se las consideró en el ámbito del mercado, cuando en realidad son empresas sociales, tanto en la tasa de retorno, la tasa de riesgo del mercado y la tasa de riesgo asegurada. Agregó que a las cooperativas nunca se les ha reconocido su realidad distinta.

Manifestó que este modelo mide como iguales a cooperativas y a las grandes distribuidoras, pese a no ser comparables. Añadió que las cooperativas atienden zonas principalmente rurales, de muy baja densidad, en contraste con las grandes distribuidoras, que suministran al enorme mercado urbano y con muy alta densidad.

Informó que llegaron a existir 20 cooperativas distribuidoras, de las cuales hoy existen solo 7 en el Sistema Eléctrico Nacional.

Por último, presentó el siguiente cuadro:

Seguidamente, el Gerente General de la Cooperativa Regional Eléctrica Llanquihue Ltda. (CRELL), señor Franco Aceituno, expresó que la rentabilidad tarifaria de la industria eléctrica del segmento distribución en 2016 fue de 7,55% y que la rentabilidad de las cooperativas varió entre el -0,6% y el 3,9%.

Expresó que aplicar un modelo de tarificación para cooperativas y diferenciarlo en el segmento de la distribución eléctrica, es crítico para la viabilidad de las Cooperativas eléctricas.

Respecto a la rentabilidad de las Cooperativas presentó el siguiente cuadro:

Explicó que, con el programa de electrificación rural, no se recurrió a las concesiones, sino solo con el permiso de las personas, pero cuando hay que fijar las tarifas a las cooperativas les descuentan el 40% de las instalaciones porque no tienen concesión, por lo tanto, la rentabilidad que aparece de un 7,36% no es real.

En cuanto a la ley corta, manifestó que es un avance para las cooperativas, ya que se pasa de una discriminación arbitraria a una diferenciación justa.

Informó que se modifica la definición de áreas típicas, ya que se establece que en la agrupación se deberá considerar la densidad de clientes por kilómetros, además de los costos. Añadió que, para la fijación tarifaria 2020 a 2024, se establece que se deberán considerar al menos cuatro áreas típicas para las cooperativas y donde las empresas de referencia serán cooperativas, dándoles mayor representatividad.

Agregó que se incluyen en el valor nuevo de reemplazo (VNR) todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión.

También detalló que, para dar mayor transparencia a la información financiera y rentabilidades, se deben diferenciar las actividades reguladas de otras actividades, mediante giro único para empresas y contabilidad separada para cooperativas.

Asimismo, señaló que se perfecciona el proceso tarifario incorporando elementos que debe enfrentar la empresa modelo, como las actividades de control de roce, entre otras.

Luego, advirtió que hay una serie de temas que no aborda el proyecto, tales como: chequeo de rentabilidad en forma separada de las empresas y las cooperativas, con banda de +/- 2%; factor de diferenciación en la tasa de actualización que, de cuenta del riesgo específico de cada empresa, como lo contempla la ley del gas.

Asimismo, indicó que se deben incorporar otros elementos que debe enfrentar la empresa modelo a ser tarificada, como: robo de conductores; choque a postes; incendios; elementos de la naturaleza como temporales, etc.

Por último, concluyó que la ley corta es un avance para las cooperativas, pues reconoce realidades que históricamente fueron ignoradas. Añadió que esta ley corta se encamina hacia una tarifa justa para las cooperativas y que esta modificación tarifaria permite cumplir con las exigencias de la norma técnica de calidad de servicio, permitiendo mejorar la calidad del suministro eléctrico para los sectores rurales de nuestro país.

Enseguida, el Director de Valgesta, señor Ramón Galaz, señaló, como contexto previo, que un diagnóstico de 2018 reflejaba que había siete ejes principales: mercado; eficiencia y eficacia del servicio; empresas distribuidoras; consumidores/usuarios; rol del Estado; esquema regulatorio, y aspectos procedimentales.

En cuanto a mercado, señaló que en el diagnóstico se advertía lo siguiente: heterogéneo; acotado a servicios tradicionales; falta de incentivo a la innovación y ausencia del concepto de sustentabilidad. Añadió que, respecto a espacios de mejora, existía la necesidad de contar con servicios distintos y diversos en un ambiente que fomente la competitividad y resguardando la sustentabilidad social y ambiental.

En relación a eficiencia y eficacia del servicio, precisó que el diagnóstico observaba: eficiente y eficaz desde punto de vista económico; sensación de usuarios insatisfechos con el servicio; estándares de calidad inadecuados. Sobre espacios de mejora, señaló que se debía mejorar los estándares de seguridad y calidad resguardando una adecuada remuneración.

Sobre empresas distribuidoras, indicó que el diagnóstico era: reactivas; entregan servicios de redes; planifican y construyen sus redes; gestión de la demanda; operan en mercados distintos, y conexión de pequeños medios de generación distribuida (PMGD). Detalló, como espacios de mejora el flexibilizar el rol de las distribuidoras considerando las actuales y futuras condiciones de mercado. Adicionalmente, debería mejorarse la coordinación y planificación con el segmento transmisión.

En relación a consumidores/usuarios, indicó que el diagnóstico era: empoderados y exigentes; exigen calidad, información y precios bajos; concepto “prosumidores”. Sobre espacios de mejora, explicó que se debe generar sistemas de información claros y transparentes e incorporar mecanismos que permitan mejorar las condicionas de competencia del mercado, dándoles además condiciones de acceso a los servicios actuales y a los nuevos servicios.

Sobre el rol del Estado, afirmó que el diagnóstico era: no planifica las redes; falta de herramientas para concretar políticas públicas en este ámbito. Espacios de mejora, debería continuar cumpliendo el rol de regulador y fiscalizador y se debe facilitar la consecución de políticas públicas.

En cuanto al esquema regulatorio, el diagnóstico establece lo siguiente: es y seguirá siendo un monopolio natural; maximiza cobertura de redes al menor costo; no considera sustentabilidad y flexibilidad; no aborda desafíos tecnológicos, y seguridad y calidad. Sobre espacios de mejora debe tener flexibilidad en la incorporación de conceptos como smartgrid, almacenamiento y generación distribuida, eficiencia energética, administración de información, entre otros. Además, se debe modificar el esquema de remuneración, minimizando las distorsiones del mercado.

Por último, sobre aspectos procedimentales, el diagnóstico es: áreas típicas; empresa modelo; vidas útiles de activos; tasa de descuento fija; ponderación 1/3 y 2/3, e información insuficiente de activos. Sobre espacios de mejora, se debe definir procedimientos que reflejen las condiciones reales de mercado, identificando sus particularidades geográficas, demográficas y de mercado y generar mayor certidumbre en las inversiones, incorporando vida útil, tasa representativa y/o depreciación.

Sobre el diagnóstico 2018 señaló que se identificó que los clientes estaban insatisfechos por las cuentas de luz, por ser caras, o sea, los resultados de las licitaciones de suministro con precios bajos no se han percibido aún en las cuentas de luz, ya que las familias aún pagan 95 dólares el mega watts hora. Añadió que ello se percibe de manera negativa, considerando la gran cantidad de recursos renovables solares y eólicos de nuestro país. Indicó que otros cargos de las cuentas de luz siguen tendencias al alza, y que en el mediano plazo no hay disminuciones en la cuenta.

Un segundo aspecto que se identificó fue la de mejorar la seguridad y la calidad de servicio, ya que la gente percibe que tienen una red de mala calidad que a la primera lluvia no resiste. Recordó que hoy tenemos en promedio más de 12 horas sin electricidad en el país, entre ellos, Tarapacá más de 60 horas y La Araucanía, con más de 30 horas.

Explicó que los objetivos de una nueva ley de distribución deberían ser: introducir más y nuevos espacios de competencia; mejorar la seguridad y calidad de Servicio, con el objeto de alcanzar mejores niveles de SAIDI y SAIFI y satisfacción de los usuarios; contar con un proceso y modelo remunerativo y tarifario que asegure la máxima eficiencia económica; capturar beneficios asociados a innovación y nuevas tecnologías por parte de clientes finales, y asegurar el correcto y transversal tratamiento de la información, resguardando confidencialidad.

Agregó que los pilares de la propuesta debían ser: seguridad y calidad de servicio; protección al usuario, transparencia y simplicidad regulatoria; tarifas eficientes y competitivas; incentivos a la inversión; competencia y nuevos negocios; consistencia entre incentivos y exigencias, y gradualidad de implementación y no retroactividad.

Recordó que un punto de inflexión en el debate fue la crisis de los medidores inteligentes, ya que catalizó una serie de demandas ciudadanas: cuentas caras, sensación de abuso, falta de información y transparencia, dudas sobre la tecnología, etc. Añadió que la gente quiere respuestas concretas, pero además necesita poder confiar en que las soluciones están pensadas realmente en su beneficio, ya que lo que esperan los chilenos es que le baje la cuenta de la luz y que no se corte a la primera lluvia.

Explicó que, en este contexto, se presentó por el Gobierno una ley corta de distribución, cuyo objeto principal es reducir la tasa de descuento de las distribuidoras.

Informó que los principales aspectos de la iniciativa legal son: determinación de una nueva tasa de actualización de las empresas 6% - 8% después de impuesto; fijación de un nuevo procedimiento para la realización de los estudios tarifarios en materia de distribución de energía eléctrica; incorporación de la participación ciudadana; incorporación del Panel de Expertos; tratamiento diferenciado a las Cooperativas Eléctricas, y giro único.

En cuanto al proyecto de ley y sus impactos, explicó que las tarifas eléctricas aplicables a clientes regulados pueden desagregarse en seis cargos principales:

Explicó que el cargo fijo contempla los gastos de administración, facturación y atención al usuario y es independiente del nivel de consumo. A su vez, el cargo por servicio público financia el panel de expertos, el Coordinador Eléctrico Nacional y los estudios de franja.

Por su parte, las compras de energía son un cargo por las diferencias en las compras de energía a nivel de distribución en baja y/o alta tensión. Las compras de potencia son un cargo por las diferencias en las compras de potencia a nivel de distribución en baja o alta tensión. El cargo por transmisión solventa el uso de las redes de transmisión tanto zonales como nacionales. Por último, el Valor Agregado de Distribución (VAD) son los costos de distribución en alta y/o baja tensión.

Así, prosiguió, el impacto del proyecto está entre un 1,5% - 2,0% para una cuenta tipo residencial (BT1a). Añadió que este impacto se vería sólo a partir de diciembre de 2020 y podría reducirse producto de una menor proporción del VAD en la cuenta final (efecto PNP).

Agregó que producto de variaciones en el tipo de cambio podrían implicar nuevas alzas en las cuentas de la luz ahora y en enero de 2020.

Acumulación de montos no recaudados por entrada en vigencia de los decretos que deban reliquidarse en los procesos siguientes.

Manifestó que los desafíos pendientes son la reducción de las cuentas de la luz y la seguridad y calidad del servicio.

En cuanto a la reducción de las cuentas de la luz, señaló que, en el corto plazo, se debe buscar una solución de transición entre 2020 y 2024 al problema de la componente de energía y potencia en las cuentas de la luz. En cuanto al largo plazo, observó que no basta con bajar la rentabilidad, pues hay que introducir competencia en la provisión de energía y servicios energéticos. Para ello se deben regular tres elementos: figura del comercializador; habilitar el desarrollo de un mercado competitivo de proveedores de servicios energéticos, y regulación del tratamiento de la información.

En relación a la seguridad y calidad del servicio, explicó que se debe fomentar una mayor seguridad y calidad al servicio de suministro eléctrico, lo cual no está siendo abordado en la ley corta.

Señaló como elementos pendientes los siguientes: las normas de calidad deben actualizarse previo al proceso tarifario y obligar a los planes de desarrollo que presenten las empresas, y revisión al modelo de remuneración y tarificación.

Sobre los plazos y urgencias, señaló que el período tarifario de distribución termina en noviembre de 2020. Así, los plazos propuestos por el Ejecutivo en sus transitorios implican pasarse de ese plazo, contando unos 18 a 19 meses desde hoy. Por tanto, el nuevo decreto tarifario de todas maneras saldría después de noviembre de 2020, por lo que importan dos cosas: que se apliquen las nuevas tarifas de manera retroactiva y que no pase demasiado tiempo.

Por último, realizó las siguientes observaciones específicas al proyecto de ley. Respecto a la tasa de actualización, señaló que existe consenso en que se debe actualizar la tasa, fijada hace 30 años. Es correcto definir un mecanismo que la defina periódicamente, pero lo que propone el proyecto tiene al menos las siguientes observaciones: el piso que se determine es clave para el aseguramiento de inversiones de largo plazo que mejoren la calidad del servicio.

El modelo CAPM que se propone es el estándar en nuestra regulación; sin embargo, señaló que encierra un inconveniente grave: se compara el riesgo de la industria con compañías que están situadas en mercados desarrollados y con marcos regulatorios con riesgos distintos al nuestro (sub valoración de riesgo).

Agregó que no se consideran diferencias entre empresas diversas en el país, que tienen capacidades de endeudamiento distinto y cuentan con otros riesgos. Añadió que la ley del gas aprobada en 2017, por este Parlamento, agregó un “factor individual por zona de concesión”.

Asimismo, el benchmark con otros negocios regulados del país es distinto.

Finalmente, expresó que al plantearse que el chequeo de rentabilidad que se realiza en el proceso tarifario es por industria, no se asegura a ninguna empresa una rentabilidad específica.

También cambiar de área típica a tarificación por empresa. Se puede explorar que se realice un proceso de tarificación anual (y no cada cuatro años), por grupos de empresas.

Si no se cambia la empresa modelo y se mantiene la idea de reconocer las “restricciones” de la empresa real, no se están considerando aspectos como la indivisibilidad de inversiones o el diseño de redes que tienen relación con el crecimiento histórico de la demanda.

Otros aspectos que refirió son: la fijación de tarifas debiese estar sujeta a panel de expertos; la norma calidad debiese ser revisada antes de comenzar el siguiente proceso tarifario y se incluya explícitamente en la tarifa; la revisión tarifaria en caso de cambio relevante a parámetros claves: ej. demanda; y se deben revisar los plazos en que la participación ciudadana puede ejercer sus derechos ante el Panel de Expertos.

A continuación, el Gerente General de CGE, señor Luis Zarauza, indicó que la empresa distribuye electricidad desde Arica a Villarrica y tiene más de tres millones de clientes.

Agregó que el actual marco normativo, vigente desde hace 40 años, fue exitoso en permitir alcanzar objetivos de cobertura de electrificación con eficiencia de costos. Añadió que esta regulación es insuficiente para alcanzar los objetivos declarados de política pública: mejora de la calidad en línea con las expectativas de los clientes; robustecer la red y hacerla más resiliente frente a contingencias y desastres naturales; prestar los nuevos servicios que demanda el nuevo sistema energético, generación distribuida, vehículo eléctrico, gestión del consumo; y aumentar la competencia, introduciendo nuevos agentes, liberalizando la comercialización.

Reconoció que se ha acumulado un importante déficit de infraestructura, pues la inversión por cliente es aproximadamente la tercera parte de la de otros países OCDE, y el tiempo de interrupción de suministro (SAIDI) es 10 veces mayor.

Manifestó que la discrecionalidad en el reconocimiento de costos y activos es muy elevada y no contempla inversiones y costos necesarios para afrontar los desastres naturales. Aunque CGE ha duplicado las inversiones cuatrienales, alcanzando el mejor registro histórico de calidad con un SAIDI de 11,1 horas, la rentabilidad promedio de CGE en el período 2015-2018 fue de solo 2,5%1, muy por debajo de la regulatoria.

Enfatizó que la renovación del marco regulatorio es urgente para dar cumplimiento a las expectativas de los clientes relacionados con calidad la de suministro, redes más resilientes para afrontar los desastres naturales y enfrentar la transición energética. En ese sentido, indicó que es necesario actualizar la visión, los planes y la normativa, abordándose los grandes desafíos de la distribución en su conjunto.

Luego, recordó que el proyecto en estudio surgió como una respuesta política a la crisis de los medidores inteligentes. Sin embargo, aclaró, no se hace cargo de los problemas del sector ni de las demandas de los clientes, limitándose básicamente a reducir la tasa de descuento regulatoria y a adecuar el procedimiento de tarificación, sin ajustar de manera consecuente el riesgo del sector.

Advirtió que impactará significativamente los ingresos de las distribuidoras (22% de menor reconocimiento de inversiones), con un efecto marginal en las cuentas de los clientes (menos del 2%), cuando en los últimos meses los aumentos de los precios de generación las han impactado de manera muy relevante y continuarán haciéndolo (~30%).

Por lo anterior, señaló que es necesario plantear un plan de desarrollo de redes a largo plazo que defina las infraestructuras que Chile necesitará en el futuro. Añadió que el nuevo marco regulatorio debería ser coherente con ese plan de desarrollo, y establecer una normativa que incentive las inversiones necesarias para mejorar la calidad de suministro, permita la competencia y mitigue las alzas en las cuentas de los clientes.

Explicó que, en una cuenta promedio de la comuna de Puente Alto, de 180 kWh/mes, es decir, $21.000 + IVA, un 67% corresponde a generación($ 14.000); un 10% a transmisión ($ 2.000), y un 23% a distribución ($ 5.000). Es decir, prosiguió, el efecto del proyecto en la cuenta de la luz es de aproximadamente $410, es decir, solo 1,6%.

Puntualizó que la iniciativa legal no alcanza a introducir mejoras que la ciudadanía pueda percibir, y dificulta que se alcance el nuevo marco regulatorio que permita la evolución del sector en línea con las expectativas de los clientes.

Por ello, sugirió que un cambio regulatorio en distribución de electricidad debería al menos contemplar: una revisión del modelo, de modo que considere la realidad que enfrenta la empresa distribuidora, reduciendo el riesgo (discrecionalidad), de manera coherente con la reducción de la tasa de descuento; resolver el problema del manejo de vegetación, ya que los árboles son el mayor problema de la calidad de suministro; reconocer los costos de contingencias y reposición de infraestructura por eventos extremos; gradualidad e incentivos a la calidad e innovación; liberalización del mercado de comercialización, y mecanismos de mitigación de alzas de precios de generación.

En resumen, manifestó que es el momento de hacer un nuevo marco regulatorio para la distribución de electricidad, abordándolo de una forma integral, empezando por una definición concreta de la visión que tiene el país de este sector, siguiendo por los planes que tienen que permitir alcanzar esos objetivos, todo ello enmarcado dentro de una regulación que sea efectivamente incentivadora de la consecución de estos objetivos y que responda a las principales demandas de la ciudadanía.

Enseguida, el Presidente de la Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios de Chile (CONADECUS ), señor Hernán Calderón, opinó que esta ley corta no ayuda en nada a los consumidores y no resuelve el tema tarifario. Añadió que las alzas de las tarifas vienen y que la rebaja que podría producir este proyecto de ley es insignificante.

Asimismo, planteó que tampoco aborda el tema de la participación ciudadana en profundidad, pues ella, en las fijaciones tarifarias, no tiene ninguna representación y ningún impacto; porque a pesar de que la ley del consumidor les da el derecho a participar en las fijaciones tarifarias, ninguna asociación de consumidores lo puede hacer, por el alto costo que tiene. Además, porque tampoco tienen acceso a los asesores necesarios para poder enfrentar una fijación tarifaria, en donde se contrapone a la empresa real con la empresa ideal. Por tanto, en esos dos aspectos, añadió que los consumidores están absolutamente desamparados.

En consecuencia, señaló que piensan que los consumidores necesitan que exista una verdadera revolución en el modelo de negocios que existe en el ámbito energético. Añadió que también comparten que se separe la distribución de la comercialización, pues es básico y necesario para que haya competencia, especialmente, en la comercialización.

Sobre lo anterior, opinó que es necesario hacer las modificaciones necesarias, incluido el modelo tarifario, de tal manera que comencemos a operar como en otros países, donde efectivamente lo que hay son operadores de infraestructura. También planteó que habrá que ver, en forma concreta, cuál va a ser el modelo, sobre la base de rebajar tarifas o si se hablará de utilidades máximas, como el del gas. Así, cuando esas empresas obtienen más utilidad de la establecida en la ley, deberá existir el mecanismo para que las compañías hagan las respectivas devoluciones a los consumidores, por haber obtenido más utilidad de la que permite la normativa. Reiteró que quieren ese modelo tarifario, pero que también piden que exista el comercializador.

También recordó que el problema de los medidores inteligentes desató toda esta discusión. Al respecto, manifestó que ninguna de las medidas que se han tomado les deja conformes como consumidores, pues sienten que fueron expropiados. Explicó que, si pide a CGE, por ejemplo, que le instale un medidor, ella le cobra el empalme y el medidor en su casa. Al respecto, aclaró que él es el propietario, ya que pagó y es el dueño, y ahora cuando se cambie se le va a arrendar, siendo que compró el medidor. Planteó que ese es un tema que se debe resolver, pues es una expropiación. Desde su punto de vista ello es inconstitucional.

Expresó que a quienes defienden el derecho a la propiedad privada, se les olvidó que hay casi 5 millones de personas que son dueños de sus medidores y de sus empalmes. Por tanto, en su opinión, el tema no está resuelto, a pesar del nuevo decreto, que vuelve a ratificar el cobro de arriendo.

Manifestó que ese problema tiene que ser resuelto con la ley corta o la larga, pues cuando venga el alza de tarifas entre diciembre y enero del 30%, la gente va a estar marchando por las calles. Añadió que, por tanto, hay que ser razonables, hay que entender el problema de fondo, porque le parece una burla que la Ministra les haya dicho que se les compensaría en 10 mil pesos.

Explicó que no están en contra de la industria, pues creen que debemos aspirar a una industria sustentable y con calidad de servicio. Opinó que nadie niega que no tengan rentabilidad y utilidades, para que den un buen servicio, y así los consumidores se sientan satisfechos con esa prestación. Por tanto, planteó que hay mucho que avanzar al respecto.

Informó que hace poco Portugal tomó una medida para llegar a sus consumidores y rebajar las tarifas, ella consistió en poner un IVA diferenciado a las cuentas eléctricas. Así se rebajó el IVA en un 6%. Añadió que ellos lo han venido planteando desde el año 1990 y nadie los ha escuchado, lo que ha resultado en que somos el único país de Latinoamérica que no tiene IVA diferenciado. Por ello, planteó que se debería tener en los servicios básicos, ya que produce un efecto inmediato en la cuenta final de la mayoría de las personas.

También señaló que sus expertos han preparado iniciativas. Mencionó que lo acompañan los señores Israel Madler, economista, experto en regulaciones, junto con Óscar Cabellos, ingeniero eléctrico. Agregó que también han estudiado el tema de las cooperativas, las cuales tienen que ser protegidas, no pueden ser tratadas como las compañías grandes, ya que tienen una realidad distinta. Así, por ejemplo, en España, la mayor cadena de supermercados es una cooperativa.

Advirtió que el problema de la empresa modelo es que está superado y no refleja las necesidades reales y los verdaderos costos, porque cada vez que hacemos una tarificación nueva, construimos una nueva empresa. Además, de que existen problemas de distorsión de la información entregada.

Planteó que podría existir una comisión técnica que revise una sola propuesta, para que de allí salga la proposición final de tarifas, donde participen, las empresas, el regulador y los consumidores y los usuarios.

Al respecto, propuso que los procesos tarifarios no se hagan por áreas típicas, sino que, para cada empresa de distribución, con especial cuidado con las cooperativas, de modo de poder reflejar las particularidades de cada mercado.

Por último, señaló que las empresas de distribución no deben cobrar arriendo por los nuevos medidores, ni incluir su costo en la tarifa de energía eléctrica.

El Honorable Senador señor Elizalde preguntó por el plazo de la aprobación de la ley para que tenga impacto en el próximo proceso tarifario.

El señor Rodrigo Castillo contestó que el cronograma que ha presentado el Gobierno se inicia en noviembre con las bases de licitación, lo cual le permite tener el decreto publicado en junio de 2021, seis a siete meses atrasados, ya que debiera ser en noviembre 2020. Añadió, que normativamente la fecha máxima es el día 2 de mayo 2020, porque la ley establece que las bases deben ser dictadas seis meses antes del plazo de entrada en vigencia del próximo decreto. Agregó que el Gobierno tiene razón en que los plazos no alcanzan, pero que el tema es el siguiente, los plazos de tramitación de un decreto no calzan con la ley aprobada en octubre ni tampoco con la ley aprobada en mayo, en ambos casos debiera existir un efecto retroactivo que será más largo o más corto en función de cuando sea que la ley se apruebe. Si se aprueba el último día de abril, que todavía legalmente es posible, el decreto saldría un año tarde, si se aprobara en octubre, el decreto saldría seis meses tarde.

A su vez, el señor Humberto Verdejo respondió que el cronograma del Ministerio establece que tiene hasta abril de 2020 para que en mayo se haga efectivo y cumplir con los períodos de los decretos tarifarios. Por tanto, en su opinión, no existe apuro para aprobar la ley.

El señor José Carrasco reafirmó que lo expresado por el representante de las empresas eléctricas, señor Castillo, es cierto, en términos de que legalmente hay un plazo que sería el próximo año. Sin perjuicio de eso, prosiguió, hay instancias que se gatillan con anterioridad, por ejemplo, los estudios del VAD, que actualmente son dos, uno de las empresas eléctricas y otro de la CNE, los cuales tienen características y bases distintas, sino se aprueba el proyecto de ley, la CNE debe hacerlo de todas formas. Indicó que al empezar con el proceso se encontrarán con una instancia el próximo año en que ya habrá ciertas condiciones que obligarán a rehacer el estudio. Aclaró que si se aprueba después de noviembre, ya habrán empezaron con el mecanismo antiguo, y a mitad de camino tendrán que hacer un estudio distinto.

Por su parte, la Honorable Senadora señora Provoste señaló que todas las intervenciones convergen en que las cuentas bajarían del orden del 3%, lo cual es una baja menor, además, como se ha planteado aquí, es insignificante frente a un alza que bordeará el 20%. Es decir, no tendrá el impacto tarifario que se espera, razón por la cual es mejor tener una discusión acabada sobre el proyecto.

Al respecto, el Honorable Senador señor Elizalde opinó que prefiere darse un mayor plazo para estudiar con acuciosidad el proyecto, antes que aprobarlo rápidamente.

A su vez, el Honorable Senador señor Guillier señaló que no se aborda el problema de generar un mercado eléctrico competitivo, abierto y atractivo, que haga justicia territorial y que permita a las grandes y pequeñas empresas, y a las cooperativas desarrollarse.

Expresó que se aborda este proyecto por el problema de los medidores eléctricos. Por tanto, opinó que existe una motivación política muy coyuntural para esta iniciativa, que puede terminar en la aprobación de una ley que tendrá un efecto en las cuentas que para el público será una burla y, para las empresas, en una baja arbitraria de utilidad, sin que haya un contexto que le dé certeza a futuro. Añadió que esa cifra para la empresa es mucho y para el consumidor es poco.

Manifestó que las leyes deben hacerse para el país, no para zafar el mal manejo de un tema como el de los medidores, lo cual es una desgracia, porque todas las nuevas tecnologías requieren de los nuevos medidores, y no fue posible cambiar la mala imagen que se generó. Por ello, planteó que más vale un acuerdo político entre las empresas, para que asuman los abusos que cometieron, y lleguen a un acuerdo de bajar la tarifa por un tiempo determinado, mientas se tramita la ley larga.

A continuación, la Honorable Senadora señora Provoste, expresó que el alza de las cuentas es cercana a un 30%, lo cual contrasta con este proyecto que busca reducir las tarifas en un 2%. Advirtió que, con ello, se pierde el foco de la política pública, de reducir las tarifas a las familias. Opinó que, más allá de las posiciones legítimas que se pueden tener, los problemas son cómo se ha establecido el modelo de negocio, cómo introducir una mayor competencia en la distribución y cómo actualizar la legislación de manera más profunda. Planteó que todo esto distrae el foco de la discusión de la ley larga, compartió, eso sí, el rol de distinguir la labor de las cooperativas.

El Honorable Senador señor Prohens recordó que el Ministro planteó en la sesión anterior que la gran mayoría de los temas se tratarán en la ley larga. Añadió que el Ejecutivo tiene la intención de presentar la ley larga seis meses después de aprobada la ley corta.

Por su parte, el Honorable Senador señor Elizalde indicó que la expectativa es muy alta. Añadió que esta ley tiene como objetivo bajar las tarifas, las cuales, sin embargo, van a subir por otros factores. Recordó que, reiteradamente, se dice que se legisla mal, que se legisla rápido.

Señaló que las empresas pareciera que hablaran desde fuera, pero las empresas son parte del problema. Indicó que cuando se habla de 600 mil millones de pesos, y se dice que no se han hecho las inversiones para tener un estándar de calidad acorde con el ingreso per cápita de Chile, las empresas no están siendo todo lo eficiente, ya que las que tienen un margen de rentabilidad mayor pueden eventualmente destinar parte de él para hacer las inversiones que permitan mejorar la calidad. Planteó que la ley corta no puede significar una excusa para no discutir los temas de fondo y, adicionalmente, explicar a la ciudadanía que el impacto en la cuenta es casi mínimo.

Luego, el señor José Carrasco expresó que la intención, comprometida además en el presente proyecto de ley, es presentar una gran reforma al segmento de distribución eléctrica.

Agregó que el mecanismo de valorización del servicio de distribución tiene diversos factores, razón por la que el Ejecutivo entendió que ellos podrían dividirse y abordarse en iniciativas diferentes, como serían las denominadas “ley corta” y “ley larga”. El objetivo de la ley corta, precisó, es disminuir la rentabilidad de las empresas distribuidoras – aproximadamente en 600 mil millones de pesos para los próximos cuatro años – sin afectar la seguridad del servicio, cuyas exigencias actuales rigen hasta el 2024, independiente que el mecanismo de cálculo de tarifa de este segmento sea el de una empresa modelo o real. Los demás aspectos del servicio de distribución, como la comercialización, puntualizó, se debieran discutir en la ley larga.

El señor Rodrigo Castillo señaló que parece extraño que primero se discuta cuál es la tasa por riesgo, y después el riesgo, por tanto, cuando uno piensa que la ley larga es la que establecerá cuáles son las condiciones en las cuales operará una industria, y antes de discutir las condiciones y operación, se fije la tasa de riesgo, es raro pues es muy probable que con motivo de la discusión de una ley larga, varios de los elementos que hoy día se aprobarían en esta ley corta tendrían que ser revisados. Añadió que, con motivo de la ley de transmisión, se buscaron alternativas para superar esta falta de tiempo, en dicho caso se dio una supraactividad al decreto vigente por un año; también se puede descontar las economías de escala, de forma tal que esa tarifa, de todos modos pueda disminuir, es decir, alternativas para poder ganar un año de tiempo, estima que existen, y ninguna de ellas implica perjuicio para los clientes, más aún cuando de lo que hablamos es una reducción de un 1,5% a 2%, no será una diferencia fundamental para las personas. En cambio, otras ideas, como un mecanismo de compensación para las alzas del precio de las energías, similar al de los combustibles, sería un tema que podría acotar las alzas semestrales a un 5%, lo cual podría ser interesante.

Después, se disculpó si se refirió al tema en tercera persona, como si a las empresas eléctricas no les correspondiera ser parte de la solución, explicó que lo hizo porque tiene un cierto nivel de frustración. Añadió que actualmente la nueva normativa sobre calidad de servicio establece que la normalidad en zonas urbanas es de nueve horas de interrupción al año, siendo que en Grecia que tiene el mismo nivel de ingreso que Chile, tiene dos horas. Precisó que la normalidad en zonas rurales es de 14 horas anuales.

Agregó que, cuando se diseña la empresa modelo, se hace de antemano para que sea suficientemente barata, y por tanto, con suficientemente pocas inversiones, para que la tarifa solo permita nueve horas de interrupción al año en zonas urbanas. Sin embargo, cuando se miran las inversiones reales de las empresas, se encuentra solo a modo de ejemplo que la empresa modelo tiene cien transformadores y la empresa real tiene doscientos. Indicó que la realidad es que siempre se invierte más de lo que la tarifa da.

El señor Luis Zarauza manifestó que sí se sienten parte del problema, porque son problemas que sufren los clientes de la empresa, y cuando los clientes tienen una calidad de suministro inaceptable, comparten esa idea. Añadió que la empresa intenta hacer todas las eficiencias y todos los proyectos que permitan resolver esa situación dentro de lo que la regulación permite, pues ella, se quiera o no, marca las indicaciones de lo que se debe hacer. Añadió que la regulación dice que la empresa debe tener tanta cantidad de activos, y normalmente la empresa tiene más. Advirtió que la solución es un cambio global al modelo regulatorio para poder alinear los recursos y expectativas de los clientes.

A continuación, el señor Franco Aceituno expresó que a las cooperativas la ley le viene muy bien, y están de acuerdo en que se apruebe. También están de acuerdo que en el futuro estén todos los actores, pues no están los generadores, los transportadores.

Agregó que actualmente los distribuidores reciben todas las quejas, pero las cooperativas han hecho el esfuerzo más allá de lo que se necesitaba para cumplir con la normativa, lo cual ha provocado situaciones de estrechez, porque la rentabilidad baja. Indicó que las personas pagan por un servicio continuo y de calidad, cuando no se cumple con ninguna de las dos condiciones, y le cobran igual, se generan los reclamos, por lo que, en su opinión, el problema es la falta de fiscalización más exhaustiva.

Enseguida, el asesor legal de Conadecus, señor Marco Zepeda, se refirió al punto que esta nueva ley corta pudiere contradecir lo que se piensa para la ley larga. Añadió que la tasa de rentabilidad que fija máximos y mínimos, que como organización estiman que es absurdo, pues si se va a aplicar un método que ha demostrado medir adecuadamente el riesgo o tasa de costo de capital, como el capm, no tiene sentido colocar un rango de máximo y mínimo, incluso si se quiere hacer como apuro. Al respecto, sugirió que un artículo transitorio fije simplemente un número, se eviten los costos y tiempo de hacer el estudio para este período, por ejemplo, 6,5%. En segundo lugar, prosiguió, propuso que el proceso tarifario no se haga sobre áreas típicas, sino que sobre empresas en su respectiva área de concesión, por ejemplo, como se hizo en la ley de telecomunicaciones.

Por su parte, el señor Renato Agurto señaló que los propios cambios tecnológicos que están ocurriendo en los mercados hacen necesario una la ley larga, para regular temas tales como: manejo de demanda, nuevos negocios de distribución y electromovilidad. Recalcó que la expectativa en distribución es siempre hacer una baja tarifaria, pero al mismo tiempo se reconoce que es necesario mejorar sustancialmente la calidad de servicio, y ahí es probable que la tarifa deba subir. Por tanto, fijar la expectativa de una baja tarifaria con un cambio de ley, no debiera ser el objetivo.

A su vez, el señor Ramón Galaz, expresó que una ley larga implica una reforma estructural del segmento que no se ha hecho en treinta años, eso implica tocar muchos aspectos de un mercado, de su regulación, etc. Precisó que hoy se hace una modificación muy específica que a futuro podría transformarse en una camisa de fuerza para una ley larga, que pudiere ser mucho más ambiciosa en los objetivos de política pública que pudiese tener. Agregó que el segundo elemento tiene que ver con calidad, aspecto del cual este proyecto no establece nada.

El señor Humberto Verdejo se preguntó cuál es la real política pública que se quiere hacer. En ese sentido, señaló que hay que poner por delante la ciudadanía, y ni en tarifa ni en seguridad de calidad de suministro la ciudadanía está siendo beneficiada, a veces es mejor dar un paso atrás que en un par de meses retroceder un kilómetro para volver a construir y pensar en un proyecto de largo plazo, y así el problema no rebote como el de los medidores inteligentes.

En la siguiente sesión, la Honorable Senadora señora Provoste se refirió a una nota de prensa que hace alusión a su persona y al Senador Guillier, y que dice relación con la tramitación de este proyecto. Al respecto, desmintió categóricamente las aseveraciones allí formuladas leyendo una carta. Hizo presente que remitiría una copia de la misma al Comité de Ética del Colegio de Periodistas y al Consejo de Ética de los Medios de Comunicación Social.

Luego, señaló que es importante que en el proceso legislativo se tomen el tiempo para hacer un análisis en profundidad de los efectos que tienen estas iniciativas.

Expresó que ya plantearon, y así lo dijeron todos los invitados, que, desde el punto de vista del precio en la cuenta de la luz, no tenía un efecto real sobre las familias. Añadió que es una ley engañosa, respecto del impacto positivo que pueda tener en el ahorro de las cuentas.

Indicó que el Gobierno ha señalado que por esta vía va a restarle o expropiarle una cantidad importante de recursos a las empresas distribuidoras, de alrededor de USD$ 1.200.

Finalmente, manifestó que vota a favor la idea de legislar, pero que esperaba que antes de la discusión en particular, el Ejecutivo diga con claridad, cuáles son esos recursos, en cuánto tiempo los van a recibir y que se establezca, además, un mecanismo de rendición de cuentas al Senado respecto de esta iniciativa.

El Honorable Senador señor Elizalde fundamentó su voto de la siguiente manera. Señaló que el impacto que va a tener este proyecto en las cuentas será mínimo. Sin embargo, en términos agregados se está hablando de un número significativo de recursos. El cálculo conservador habla de US$600 millones, hay otros cálculos que hablan de USD$1.200 millones, en cuatro años.

Agregó que preguntó respecto de cuál era el impacto global agregado, y esa fue la información que se entregó; porque, tal como lo habían manifestado otros Senadores, en las cuentas individuales el impacto iba a ser menor, y se está generando una falsa expectativa de que las cuentas iban a caer, cuando en rigor, la tendencia era al alza, de no mediar el proyecto de congelamiento de tarifas, que fue un proyecto que nosotros le propusimos al Ministro Jobet, hace tres o cuatro meses atrás, precisamente, para que la caída del precio de generación se llevara a tarifa presente, pero en donde el esfuerzo que están haciendo las empresas es menor.

Expresó que exige un esfuerzo, ya que eso significa endeudarse o recurrir a su propia caja, para cubrir el adelantamiento de esa rebaja de tarifa y, obviamente, eso tiene un impacto financiero, y la indicación que rechazaron, respecto de que la deuda global no iba a considerar el aumento del costo de la vida en relación al poder adquisitivo de dólar. Esos son los dos grandes esfuerzos que hace, pero es menor respecto de la magnitud que debieran hacer las empresas por aumentar su eficiencia y para efectos de mejorar la calidad de sus servicios. Eso es lo que está pendiente y se abordará en la ley larga.

Por lo anterior, vota a favor.

Puesto en votación general el proyecto de ley, resultó aprobado por la unanimidad de los miembros de la Comisión, Honorables Senadores señores Araya, Elizalde, García Huidobro, Prohens y Provoste.

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TEXTO DEL PROYECTO

En mérito del acuerdo precedentemente expuesto, la Comisión de Minería y Energía tiene el honor de proponer la aprobación en general del proyecto de ley en informe, en los mismos términos en que fue despachado por la Cámara de Diputados, en primer trámite constitucional:

PROYECTO DE LEY:

“Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

1. Incorpórase, a continuación del artículo 8 bis, el siguiente artículo 8 ter:

“Artículo 8 ter.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2 de la ley N° 18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5, de 2003, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, en adelante “cooperativas”, que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado, estarán obligadas, para los efectos de esta ley, a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.”.

2. Reemplázase en el número 3 del artículo 182 la expresión “igual al 10% real anual” por la frase “de acuerdo a lo establecido en el artículo 182 bis”.

3. Incorpórase, a continuación del artículo 182, el siguiente artículo 182 bis:

“Artículo 182 bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años, de acuerdo al procedimiento señalado en este artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.

El riesgo sistemático señalado se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.

La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años, a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización.

El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.

La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.

La tasa de actualización, de este modo, será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

La Comisión, antes de los cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en este artículo.

Finalizado el estudio señalado en el inciso anterior, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183 bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.”.

4. Sustitúyese el artículo 183 por el siguiente:

“Artículo 183.- Las componentes indicadas en el artículo 182 se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, y deberá abrirse un período de consulta pública. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión, conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo 183 bis y en el reglamento.

El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo en, al menos, los siguientes aspectos:

1) La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda.

2) El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.

3) La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.

4) La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversión relevantes.

5) La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.”.

5. Introdúcese, a continuación del artículo 183, el siguiente artículo 183 bis:

“Artículo 183 bis.- En el plazo máximo de treinta días, contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo 183, la Comisión abrirá, por el plazo de veinticinco días, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, en adelante “participantes”, quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos, de acuerdo con las normas de esta ley.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión comunicará en su página web y en dos o más medios de amplia difusión el llamado a registro y la información que los participantes deberán presentar.

En todo caso, los antecedentes que solicite la Comisión para constituir dicho registro deberán estar destinados a acreditar la representación y la correcta identificación de cada participante y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Los participantes registrados y las empresas concesionarias podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y al estudio de costos, y presentar discrepancias ante el Panel, cuando corresponda.

Las notificaciones y comunicaciones a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Los participantes debidamente inscritos en el registro no podrán participar en la elaboración del estudio de costos a que se refiere el artículo 183.

En el plazo máximo de treinta días corridos de finalizado el proceso de registro de participantes, la Comisión comunicará por medios electrónicos a éstos y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas preliminares del estudio de costos.

Las bases administrativas deberán establecer, a lo menos, los requisitos, antecedentes y la modalidad de presentación de ofertas. Las bases técnicas deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo eficiente, y todo otro aspecto que se considere necesario definir en forma previa a la realización del estudio.

A partir de la fecha de la comunicación de las bases técnicas preliminares y dentro del plazo de veinte días, los participantes y las empresas concesionarias de distribución podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo señalado en el inciso anterior y en un término no superior a veinte días, la Comisión comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas corregidas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las bases técnicas corregidas, los participantes y las empresas concesionarias podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de quince días, contado desde el vencimiento del plazo para la presentación de las discrepancias, y deberá resolverlas dentro de los treinta días siguientes a la audiencia pública, de acuerdo a lo señalado en el artículo 211.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días, a través de una resolución que se publicará en dos o más medios de amplia difusión y se comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución.

El estudio de costos será licitado de conformidad con las normas de la ley N° 19.886 y su reglamento, y adjudicado de acuerdo con las bases técnicas y administrativas antes referidas. Será ejecutado y supervisado por un comité integrado por representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo con los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa; dos representantes del Ministerio y dos representantes de la Comisión, uno de los cuales presidirá el referido comité. La Comisión realizará el llamado a licitación y la adjudicación, y firmará del contrato.

La Comisión establecerá el procedimiento para la constitución y funcionamiento del comité señalado en el inciso anterior.

El estudio de costos será financiado íntegramente por la Comisión y deberá ejecutarse dentro del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a ocho meses a partir de la adjudicación.

El consultor al que se adjudique el estudio deberá prestar el apoyo que sea necesario a la Comisión hasta la dictación del correspondiente decreto tarifario.

Los resultados del estudio de costos deberán especificar para cada área típica de distribución, a lo menos, lo señalado en el artículo 182.

La Comisión dispondrá del plazo de tres meses para revisar, corregir y adecuar los resultados del estudio de costos y para notificar, por medios electrónicos, a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes un informe técnico preliminar elaborado sobre la base de dicho estudio. El plazo se contará desde la fecha en que el comité otorgue su conformidad al estudio.

El informe técnico preliminar deberá contener, a lo menos, las materias señaladas en el artículo 182.

En caso que los participantes y las empresas concesionarias de distribución tengan observaciones técnicas respecto del informe técnico preliminar, deberán presentarlas a la Comisión dentro de los veinte días siguientes a su notificación. La Comisión, en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde el vencimiento del término para efectuar observaciones, deberá comunicar, por medios electrónicos, la resolución que contenga el informe técnico corregido, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones técnicas planteadas.

Dentro de los quince días siguientes a la notificación de la resolución señalada en el inciso anterior, las empresas concesionarias y los participantes podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o fuesen acogidas parcialmente. Del mismo plazo dispondrá quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico para solicitar que se mantenga su contenido, en caso de haberse modificado éste. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de veinte días, contado desde el vencimiento del término para presentar las discrepancias, y deberá evacuar su dictamen en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde la referida audiencia.

Las bases del estudio de costos agruparán los costos del estudio en diferentes categorías sobre las cuales se podrá discrepar. En cada categoría, y para cada área típica de distribución, el Panel sólo podrá optar por el resultado del informe de la Comisión, la alternativa planteada por un participante o por una empresa concesionaria para el conjunto de sus discrepancias presentadas en dicha categoría. El Panel no podrá elegir entre resultados parciales de costos o entre criterios que se hubiesen presentado como observaciones, sino sólo entre valores finales.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de cuarenta días, contados desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes, incorporando e implementando lo resuelto por el Panel.

Junto con el informe técnico definitivo señalado en el inciso anterior, la Comisión propondrá al Ministerio de Energía las fórmulas tarifarias para el siguiente período tarifario.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en este artículo.”.

6. En el artículo 185:

a) Reemplázase en el inciso segundo la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

b) Elimínase el numeral 1 del inciso tercero.

c) Sustitúyese en el numeral 2 del inciso tercero la frase “Cada empresa determinará e informará a la Comisión” por “La Comisión determinará para cada empresa”.

d) Intercálase en el numeral 3 del inciso tercero, entre la expresión “procedimiento anterior” y el punto seguido, la siguiente frase: “, y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine”.

7. Reemplázase en el artículo 187 la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

8. Elimínanse los artículos 188 y 189.

9. En el artículo 193:

a) Reemplázase en el inciso primero la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

b) Sustitúyese en el inciso quinto la frase “en las respectivas concesiones” por “considerando todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión”.

10. Reemplázase la letra m) del artículo 225 por la siguiente:

“m) Áreas típicas de distribución: áreas en que los costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro de red son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.”.

Disposiciones transitorias

Artículo primero.- Lo dispuesto en esta ley se aplicará al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 y, también, al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

Artículo segundo.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía podrá utilizar estudios de determinación de tasa de actualización contratados por ésta, y no serán exigibles las disposiciones establecidas en el inciso séptimo del artículo 182 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo tercero.- Las bases técnicas y administrativas preliminares a que se refiere el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán comunicarse a más tardar el 4 de noviembre de 2019.

Artículo cuarto.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, y por única vez, no serán aplicables las disposiciones establecidas en el artículo 183 bis en relación a la constitución del registro de participantes. Para dicho proceso se entenderán como integrantes del registro de participación ciudadana que establece el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N° 19.496, que establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores, y las empresas concesionarias de distribución eléctrica.

Artículo quinto.- Sin perjuicio de lo establecido en el inciso primero del artículo 183, para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía deberá definir al menos cuatro áreas típicas para las cooperativas de distribución eléctrica en las cuales se considerarán como empresas de referencia a cooperativas que presten el servicio público de distribución para el estudio de costos de la respectiva área típica.

Artículo sexto.- Los plazos aplicables para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 serán los siguientes:

1. El Panel de Expertos deberá resolver dentro de los veinte días siguientes a la audiencia pública a que se refiere el inciso décimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

2. La Comisión deberá dictar la resolución a que se refiere el inciso décimo segundo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, dentro de los siguientes diez días desde la comunicación del dictamen señalado en el numeral anterior.

3. El estudio de costos a que se refieren los artículos 183 y 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser ejecutado en el plazo máximo de cien días a partir de su adjudicación.

4. Dentro de los tres días desde que el Comité a que se refiere el inciso décimo tercero del artículo 183 bis otorgue la conformidad al estudio al que se refiere el numeral anterior, la Comisión lo comunicará en su página web y en un medio de amplio acceso, y los participantes tendrán el plazo de quince días, contado desde dicha publicación, para efectuar observaciones al estudio. En razón de lo anterior, por única vez no será necesaria la emisión del informe técnico preliminar al que se refiere el inciso décimo octavo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

5. La Comisión, en el plazo de cuarenta días, contado desde el vencimiento del plazo para efectuar observaciones al estudio conforme a lo señalado en el numeral anterior, deberá comunicar la resolución que contenga el informe técnico conforme a lo dispuesto en el inciso vigésimo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

6. Las discrepancias a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, sólo se podrán referir a observaciones presentadas al estudio que no hayan sido consideradas en el informe técnico señalado en el numeral anterior, o modificaciones respecto de lo señalado en el estudio sin que hubiese sido observado.

7. La audiencia pública a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser realizada quince días después del término del plazo para presentar discrepancias.

8. El dictamen del Panel, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser evacuado en el plazo de treinta días contado desde la audiencia pública a que se refiere dicha disposición.

Artículo séptimo.- Las empresas titulares de concesiones de servicio público de distribución deberán dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a más tardar el 1 de enero de 2021.

Las transferencias de concesiones que sean necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en el inciso precedente se entenderán autorizadas, en los términos establecidos en el artículo 47 del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, debiendo las empresas concesionarias de servicio público de distribución eléctrica enviar al Ministerio de Energía los antecedentes que acrediten el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior.

Artículo octavo.- Dentro de los seis meses siguientes a la publicación de esta ley en el Diario Oficial, el Presidente de la República deberá enviar al Congreso Nacional un proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución eléctrica, el que podrá abordar cualquiera de las materias tratadas en esta ley.

Artículo noveno.- La primera fijación de fórmulas tarifarias conforme al proceso establecido en esta ley tendrá vigencia a contar del término de aquellas fijadas en el decreto supremo N° 11T, de 2017, actualizado por el decreto supremo N° 5T, de 2018, ambos del Ministerio de Energía, por un período máximo de cuatro años o hasta la publicación de la ley a que se refiere el artículo precedente, así como también el proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

Artículo décimo.- A más tardar el 31 de marzo de 2021, el Ministerio de Energía deberá informar a las comisiones de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y del Senado acerca de la implementación y aplicación de esta ley, evaluando sus impactos en la rebaja de tarifas, como asimismo, en la transparencia y participación ciudadana.

Artículo décimo primero.- El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo previsto en la Ley de Presupuestos.”.

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Acordado en sesiones celebradas los días 11 y 25 de septiembre y 6 de noviembre de 2019, con asistencia de los Honorables Senadores señor Álvaro Elizalde Soto (Presidente), señora Yasna Provoste Campillay y señores Alejandro García Huidobro Sanfuentes, Alejandro Guillier Álvarez (Pedro Araya Guerrero) y Rafael Prohens Espinosa.

Sala de la Comisión, a 10 de noviembre de 2019.

Julio Cámara Oyarzo

Secretario

RESUMEN EJECUTIVO

INFORME DE LA COMISIÓN DE MINERÍA Y ENERGÍA RECAÍDO EN EL PROYECTO DE LEY, EN SEGUNDO TRÁMITE CONSTITUCIONAL, QUE REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

BOLETINES Nºs 12.471-08 y 12.567-08, refundidos

I. OBJETIVO DEL PROYECTO PROPUESTO POR LA COMISIÓN: revisar la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, optimizando su cálculo, de manera que se vea reflejada la rebaja en las tarifas a partir del próximo proceso tarifario correspondiente al cuadrienio 2020-2024.

II. ACUERDO: aprobado en general (Unanimidad 5x0).

III. ESTRUCTURA DEL PROYECTO APROBADO POR LA COMISIÓN: consta de un artículo permanente y once disposiciones transitorias.

IV. NORMAS DE QUÓRUM ESPECIAL: no hay.

V. URGENCIA: discusión inmediata.

VI. ORIGEN E INICIATIVA: Cámara de Diputados. Moción de los Honorables Diputados señoras Daniella Cicardini y Alejandra Sepúlveda, y señores Ricardo Celis, Francisco Correa, Sergio Gahona, Giorgio Jackson, Pablo Vidal y Matías Walker (Boletín N° 12.471-08) y Mensaje de Su Excelencia el Presidente de la República (Boletín N° 12.567-08).

VII. TRÁMITE CONSTITUCIONAL: segundo.

VIII. APROBACIÓN POR LA CÁMARA DE DIPUTADOS: aprobado en general por 120 votos a favor, sin votos en contra y 5 abstenciones.

IX. INICIO TRAMITACIÓN EN EL SENADO: 10 de septiembre de 2019.

X. TRÁMITE REGLAMENTARIO: primer informe.

XI. LEYES QUE SE MODIFICAN O QUE SE RELACIONAN CON LA MATERIA: Decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Valparaíso, a 10 de noviembre de 2019.

Julio Cámara Oyarzo

Secretario

2.2. Discusión en Sala

Fecha 13 de noviembre, 2019. Diario de Sesión en Sesión 68. Legislatura 367. Discusión General. Se aprueba en general.

REBAJA DE RENTABILIDAD Y PERFECCIONAMIENTO DE PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

El señor PIZARRO (Presidente accidental).-

Según lo acordado recientemente por la Sala, corresponde discutir en general el proyecto de ley, en segundo trámite constitucional, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica, con informe de la Comisión de Minería y Energía, y urgencia calificada de "discusión inmediata".

--Los antecedentes sobre el proyecto (12.567-08 y 12.471-08, refundidos) figuran en los Diarios de Sesiones que se indican:

Proyecto de ley:

En segundo trámite: sesión 47ª, en 10 de septiembre de 2019 (se da cuenta).

Informe de Comisión:

Minería y Energía: sesión 67ª, en 11 de noviembre de 2019.

El señor PIZARRO (Presidente accidental).-

Tiene la palabra el señor Secretario.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

El objetivo principal del proyecto es revisar la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos que utilizan los prestadores del servicio de distribución eléctrica, optimizando su cálculo, de manera que la rebaja se vea reflejada en las tarifas a partir del próximo proceso tarifario, correspondiente al cuadrienio 2020-2024.

La Comisión de Minería y Energía deja constancia de que la iniciativa, no obstante contar con urgencia de "discusión inmediata", fue discutida solamente en general, por acuerdo unánime de los integrantes de la Comisión.

El referido órgano técnico aprobó la idea de legislar por la unanimidad de sus miembros, Senadores señora Provoste y señores Araya, Elizalde, García-Huidobro y Prohens.

El texto que se propone aprobar en general se transcribe en las páginas 41 a 52 del primer informe de la Comisión y en el boletín comparado que Sus Señorías tienen a su disposición.

Es todo, señor Presidente.

El señor PIZARRO (Presidente accidental).-

En discusión la idea de legislar.

El Presidente de la Comisión, Senador Elizalde, rendirá un informe del proyecto.

Luego le daré la palabra al señor Ministro de Energía, que -entiendo- se encuentra con nosotros.

Tiene la palabra el Senador Elizalde.

El señor ELIZALDE.-

Señor Presidente, informaré acerca del proyecto que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica.

La iniciativa tiene por objeto revisar la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, optimizando su cálculo, de manera que la rebaja se vea reflejada en las tarifas a partir del próximo proceso tarifario, correspondiente al cuadrienio 2020-2024.

Si bien la disminución de la tarifa no será significativa, sí lo será la rebaja en la rentabilidad de las empresas distribuidoras eléctricas que, de acuerdo con cálculos estimativos de la Comisión Nacional de Energía, podría reducirse aproximadamente en 600 mil millones de pesos para los próximos cuatro años, sin que ello afecte la seguridad del servicio, cuyas exigencias actuales regirán hasta el 2024, independiente de que el mecanismo de cálculo tarifario del segmento sea el de una empresa modelo o real.

Las modificaciones referidas se justifican de manera irrefutable, considerando la nueva realidad económica y sectorial, que no es la misma bajo la cual se diseñó el marco regulatorio vigente. Por ejemplo, hoy la tasa de costo de capital fija de 10 por ciento utilizada en el proceso de valorización está desacoplada de la realidad y estabilidad del país.

Primero, porque la realidad de las condiciones de acceso a financiamiento difiere significativamente de las circunstancias observadas en la década del ochenta del siglo pasado, cuando fue establecida.

Segundo, porque el desarrollo tecnológico, la alta penetración y relevancia del servicio eléctrico y la variación del retorno esperado de mercado, entre otros factores, han disminuido el riesgo y el retorno de las empresas, lo cual no se encuentra reflejado en la tasa fija de la actual regulación. Hoy los modelos tarifarios son más sofisticados y calculan una tasa de costo de capital y no una tasa fija.

Asimismo, se propone modificar la forma de resolver las discrepancias entre el regulador y las empresas.

Actualmente, se ponderan en dos tercios los costos determinados en los estudios realizados por la Comisión Nacional de Energía, mientras el tercio restante corresponde a los costos determinados por las empresas.

Dicha ponderación genera estructuralmente incentivos divergentes entre el regulador y las empresas, incrementando las asimetrías de información y dificultando la posibilidad de llegar a resultados que reflejen de manera efectiva los costos eficientes del servicio de distribución.

Con relación a la determinación de áreas típicas en los procesos tarifarios, la actual regulación establece que ella se realiza a través de una metodología basada en los costos de distribución.

De ese modo, se agrupan empresas en las cuales los costos medios de distribución son parecidos entre sí y se selecciona una de referencia.

El proceso que determina la empresa eficiente sobre la base de estas áreas típicas no necesariamente es representativo de aquellas compañías eficientes que resultarían de un análisis similar sobre las demás empresas, distintas de la compañía de referencia, pertenecientes a la misma área típica.

El proceso no diferencia adecuadamente la diversidad de realidades nacionales, de negocios, ni de sus clientes, estableciendo tarifas similares a empresas que enfrentan realidades distintas o que atienden sectores de negocios o de población no necesariamente comparables.

En razón de lo anterior, se sugiere mejorar la definición de las áreas típicas, de manera que se reflejen adecuadamente las condiciones particulares de cada empresa.

Finalmente, existe el compromiso de abordar a la brevedad en otro proyecto de ley el resto de los aspectos relacionados con el servicio de distribución eléctrica.

Al respecto debo ser claro.

En la Comisión de Minería y Energía, instancia en la cual aprobamos por unanimidad la idea de legislar, hemos planteado la importancia de avanzar hacia lo que se llama una "Ley larga de distribución eléctrica", porque entendemos que esta "Ley corta" no es suficiente para abordar integralmente las necesidades del sistema y, sobre todo, para garantizar los menores precios posibles con los mayores estándares de calidad.

Ese es un debate que está pendiente y el Gobierno se ha comprometido a enviar un proyecto de ley que aborde estructuralmente estos problemas, a más tardar, en marzo del próximo año.

Por lo anterior, como ya lo señalé, el proyecto de ley fue aprobado en general y, de ser ratificada su aprobación por la Sala de esta Corporación, podremos entrar al debate en particular.

He dicho.

La señora RINCÓN.-

¿Puede abrir la votación, señor Presidente?

El señor GARCÍA-HUIDOBRO.-

Sí, ábrala.

El señor ELIZALDE.-

Abra la votación, señor Presidente.

El señor PIZARRO (Presidente accidental).-

Muy bien.

Antes de abrir la votación, vamos a escuchar la opinión del señor Ministro del ramo, pues no puedo darle la palabra mientras nos encontremos en votación.

Tiene la palabra, señor Ministro.

El señor JOBET (Ministro de Energía).-

Señor Presidente, solo quiero agregar algo a la introducción que hizo el Presidente de la Comisión, que fue muy completa con relación al contenido del proyecto.

Esta iniciativa de ley se originó en un mensaje del Presidente de la República que fue refundida con una moción parlamentaria, iniciada en la Cámara Baja por los Diputados Pablo Vidal, Giorgio Jackson, Alejandra Sepúlveda, Daniella Cicardini, Ricardo Celis, Francisco Eguiguren, Sergio Gahona y Matías Walker.

Este es un proyecto que tiene y ha tenido un apoyo político muy transversal.

La iniciativa ajusta la tasa de rentabilidad de las empresas, la cual permanece fija en la ley desde principios de los ochenta, en un servicio tan sensible como la distribución de energía eléctrica; hace más transparente el proceso de fijación tarifaria; otorga un tratamiento más justo a todas las compañías distribuidoras, sobre todo a aquellas de zonas rurales, incluidas las cooperativas, y exige que las compañías de distribución tengan giro único al objeto de que podamos entender su rentabilidad y disponer un mejor proceso de fiscalización.

Este es el primer paso de una reforma más profunda que introduciremos al segmento de la distribución, la cual vamos a completar con una "Ley larga de distribución", que hemos comprometido enviar al Congreso Nacional en marzo del próximo año y que ya estamos confeccionando en un trabajo prelegislativo con asesores y parlamentarios de todos los sectores.

Por lo tanto, agradezco a todos los parlamentarios de la Comisión, que han apoyado transversalmente el proyecto, y esperamos avanzar rápido en su tramitación particular, si el Senado lo aprueba hoy en general, para concretar esta legislación y, de esa manera, mejorar la calidad del servicio e ir en beneficio de todos los habitantes de nuestro país.

Gracias, señor Presidente.

El señor PIZARRO (Presidente accidental).-

A usted, señor Ministro.

En votación la idea de legislar.

--(Durante la votación).

El señor PIZARRO (Presidente accidental).-

Tiene la palabra el Senador Elizalde, para fundamentar su voto.

El señor ELIZALDE.-

Señor Presidente, solo quiero complementar algunos aspectos acerca de lo que señalé anteriormente en mi calidad de Presidente de la Comisión cuando entregué el informe del proyecto de ley.

Esta es una iniciativa que en las cuentas individuales no tendrá un impacto sustantivo. Sí va a significar una rebaja en ellas, pero no con un efecto significativo.

Es necesario precisar esto, pues se han generado muchas expectativas a propósito del alza de las tarifas y en relación con el proyecto que aprobamos hace un par de sesiones, relativo al congelamiento del alza de las tarifas por un tiempo, llevando a valor presente una rebaja significativa en la generación eléctrica.

Lo importante es que en la industria, considerada en su globalidad, este proyecto sí tiene un impacto relevante, el cual se ha cuantificado en aproximadamente 600 mil millones de pesos.

Por lo tanto, en estos cuatro años obviamente va a haber una rebaja relevante en la rentabilidad que están obteniendo las empresas.

Por eso creemos que es fundamental avanzar en esta iniciativa, más aún cuando responde a un proyecto del Gobierno que acoge las mociones que presentaron muchos Diputados y que también formulamos varios Senadores sobre esta misma materia.

Lo primordial aquí es el compromiso adquirido por el Gobierno en el sentido de presentar, a más tardar en el mes de marzo próximo, una "Ley larga de distribución", pues nosotros creemos que aquí hay temas estructurales que es necesario resolver. Y llevar el mismo esfuerzo que se realizó para bajar los costos de generación a los costos de distribución, de manera que eso se traduzca en una rebaja de tarifas.

Creemos que ese es un desafío fundamental. Obviamente, es un proyecto de ley que por sus características técnicas necesita un debate más pausado, más profundo; se requiere una serie de propuestas que aborden aspectos sistémicos de cómo funciona actualmente -valga la redundancia- el sistema. Pero nos parece que esta es una señal importante respecto de la necesidad de que las empresas empiecen a actuar con mayores grados de eficiencia, minimicen sus costos y mejoren sus estándares de calidad.

Necesitamos un esfuerzo que dice relación con las nuevas tecnologías, con un nuevo marco regulatorio. Todo eso debe ser abordado integralmente en la "Ley larga de distribución", que -reitero- esperamos que inicie su tramitación a más tardar en el mes de marzo.

Yo quiero felicitar el trabajo que ha realizado el Ministro de Energía, quien ha tenido una voluntad permanente de diálogo con los integrantes de la Comisión y ha acogido gran parte de las propuestas que le hemos señalado. A mi juicio, se ha generado dentro del órgano técnico un ánimo transversal para garantizar lo que los chilenos nos demandan: que las cuentas sean lo más bajas posibles y que el estándar tenga también la mayor calidad posible.

He dicho.

El señor PIZARRO (Presidente accidental).-

Tiene la palabra, para fundamentar el voto, el Senador señor García-Huidobro.

El señor GARCÍA-HUIDOBRO.-

Señor Presidente, tal como lo han manifestado el Presidente de la Comisión y nuestro Ministro, creo que este proyecto va en la línea correcta. Debemos contar con una "Ley larga" que definitivamente permita el ingreso de la competencia en la distribución eléctrica. Hoy día no existe competencia en distribución eléctrica y tenemos una rentabilidad fija del 10 por ciento.

La iniciativa de ley rebaja la rentabilidad a un piso de 6 por ciento y una tasa máxima de 8 por ciento, después de impuestos. Eso significará a lo mejor, como bien lo dijo el Presidente, que las cuentas tendrán una rebaja bastante marginal (entre doscientos, trescientos, cuatrocientos pesos), pero, a nivel global, estamos hablando de mil a mil doscientos millones de dólares.

Lo que queremos es que a partir de marzo podamos empezar a trabajar en la introducción definitiva de la competencia en distribución. Ya lo hicimos en materia de generación, y ustedes han visto lo que ha significado en la rebaja que se está dando en las licitaciones. Y lo mismo hicimos respecto a la transmisión.

Por lo tanto, si bien la distribución es más compleja, es uno de los temas que debemos abordar definitivamente, para tener competencia total desde la generación hasta la distribución.

Finalmente, creemos que es fundamental apurar este proyecto, con el fin de que podamos incorporar, en la nueva fijación tarifaria, justamente esta rentabilidad.

Voto a favor.

El señor PIZARRO (Presidente accidental).-

Señor Secretario, tiene la palabra.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

¿Alguna señora Senadora o algún señor Senador no ha emitido su voto?

El señor PIZARRO (Presidente accidental).-

Terminada la votación.

--Se aprueba en general el proyecto de ley (26 votos a favor), y se fija plazo para presentar indicaciones hasta el lunes 18 de noviembre, a las 12 horas.

Votaron por la afirmativa las señoras Allende, Aravena, Ebensperger, Goic, Rincón, Van Rysselberghe y Von Baer y los señores Allamand, Castro, Coloma, Durana, Elizalde, Galilea, García, García-Huidobro, Insulza, Kast, Latorre, Letelier, Ossandón, Pizarro, Prohens, Pugh, Quinteros, Sandoval y Soria.

La señora PROVOSTE.-

Señor Presidente, ¿puede incorporarnos? Estábamos en una reunión.

El señor PIZARRO (Presidente accidental).-

Se deja constancia de la intención de voto afirmativo de las Senadoras señoras Provoste y Órdenes y los Senadores señores Chahuán, Lagos y Montes.

2.3. Boletín de Indicaciones

Fecha 18 de noviembre, 2019. Boletín de Indicaciones

BOLETINES Nºs 12.567-08 y 12.471-08 refundidos

INDICACIONES

18.11.19

INDICACIONES FORMULADAS DURANTE LA DISCUSIÓN EN GENERAL DEL PROYECTO DE LEY, EN SEGUNDO TRÁMITE CONSTITUCIONAL, QUE REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA.

ARTÍCULO ÚNICO

Encabezamiento

1.- Del Honorable Senador señor García Huidobro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo primero.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:”.

o o o o o

2.- De la Honorable Senadora señora Provoste, para incorporar después del numeral 1 un número nuevo, del tenor que se señala:

“…- Reemplázase en el literal d) del artículo 147, el guarismo “500” por “300”, las dos veces que es enunciado.”.

o o o o o

o o o o o

3.- De la Honorable Senadora señora Provoste, para incluir a continuación un número nuevo, del tenor que se indica:

“…- Modifícase el inciso segundo del artículo 151 de la siguiente manera:

a) Reemplázase la palabra “deberá” por “podrá”.

b) Elimínase la palabra “transitorio”.”.

o o o o o

o o o o o

4.- De los Honorables Senadores señora Órdenes y señor Sandoval, para incorporar a continuación del numeral 1 los siguientes números, nuevos:

“…- Reemplázase en el artículo 157 inciso primero, primera parte, que contiene el siguiente párrafo: “Los concesionarios de servicio público de distribución deberán traspasar a sus clientes finales sometidos a regulación de precios los precios generación que resulten de promediar los precios vigentes para dichos suministros conforme a sus respectivos contratos.”, por el que sigue:

“Los concesionarios de servicio público de distribución deberán traspasar a sus clientes finales sometidos a regulación de precios los precios generación que resulten de promediar los precios vigentes para dichos suministros conforme a sus respectivos contratos o decretos tarifarios, según corresponda.”.

…- Reemplázase en el artículo 157 inciso quinto, primera parte, hasta el primer punto seguido, el siguiente párrafo: “Junto con lo anterior, en aquellas comunas en que se emplacen centrales cuya energía eléctrica generada, en su conjunto, sea mayor al 5% de la energía eléctrica generada por las centrales interconectadas a los sistemas de capacidad instalada superior a 200 megawatts, se aplicará un descuento adicional al establecido en el inciso anterior.”, por el que sigue:

“Junto con lo anterior, en aquellas comunas en que se emplacen centrales cuya energía eléctrica generada, en su conjunto, sea mayor al 5% de la energía eléctrica generada por las centrales interconectadas a los sistemas de capacidad instalada superior a 1,5 megawatts, se aplicará un descuento adicional al establecido en el inciso anterior.”.”.

o o o o o

o o o o o

5.- De los Honorables Senadores señora Provoste y señor Elizalde, para incorporar en seguida un número nuevo, del siguiente tenor:

“…- Reemplázase, en el literal d) del artículo 165, el guarismo “10” por “6”.”.

o o o o o

Número 3

Artículo 18

2 bis propuesto

Inciso tercero

6.- De Su Excelencia el Presidente de la República, para agregar la siguiente oración final: “Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido.”.

Número 4

Artículo 18

3 propuesto

Inciso segundo

Número 1)

7.- De Su Excelencia el Presidente de la República, para agregar a continuación de la palabra “demanda” el siguiente texto: “, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija”.

o o o o o

8.- De la Honorable Senadora señora Provoste, para contemplar a continuación del número 2) un numeral nuevo, del tenor que se indica:

“…) La proporción de redes por nivel de tensión y la proporción de transformadores por capacidad en la red de distribución.”.

o o o o o

o o o o o

9.- De la Honorable Senadora señora Provoste, para contemplar a continuación del número 6) un numeral nuevo, del tenor que se indica:

“…) El resguardo eficiente ante el costo esperado de reposición de infraestructura por eventos extremos, robo de conductores e incobrables.”.

o o o o o

Número 5

Artículo 18

3 bis propuesto

Inciso undécimo

10.- De Su Excelencia el Presidente de la República, para reemplazar la palabra “quince” por “veinte”.

Inciso vigésimo primero

11.- De Su Excelencia el Presidente de la República, para reemplazar la palabra “veinte” por “treinta”.

Inciso vigésimo segundo

12.- De Su Excelencia el Presidente de la República, para agregar después de la expresión “discrepar.” la siguiente oración: “La agrupación definida en las bases del estudio sólo podrá ser observada por las partes, pero no modificada por el Panel de Expertos.”.

Número 6

o o o o o

13.- De Su Excelencia el Presidente de la República, para anteponer al literal a) las siguientes letras, nuevas:

“…) Agrégase, al final del inciso primero, a continuación del punto aparte, que pasa a ser punto seguido, la siguiente frase: “La estructuración de las tarifas deberá efectuarse de modo tal que reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución resultante del proceso de tarificación. El cumplimiento de la condición señalada deberá explicitarse junto con la propuesta de fórmulas tarifarias a que se refiere el artículo 183 bis.”.

…) Reemplázase en el inciso segundo la palabra “cuatro” por “tres”.”.

o o o o o

o o o o o

14.- De la Honorable Senador señora Provoste, para anteponer a la letra a) un literal, nuevo, del siguiente tenor:

“…) Agréganse los siguientes nuevos incisos, del segundo al quinto, en el artículo 185 de la Ley General de Servicios Eléctricos, pasando el actual inciso segundo a ser sexto, y así sucesivamente:

“Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las tarifas básicas definitivas, quienes hayan presentado observaciones al informe preliminar podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de aquellas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las tarifas básicas preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pu?blica dentro de un plazo máximo de diez días vencido el plazo para la presentación de las discrepancias y deberá resolverlas dentro de los veinte días siguientes a la audiencia pu?blica, de acuerdo con lo señalado en el artículo 211.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, la Comisión deberá formalizar las tarifas básicas finales dentro de los siguientes diez días a través de una resolución.”.”.

o o o o o

Letra a)

15.- De la Honorable Senadora señora Provoste, para reemplazarla por la siguiente:

“a) Sustitúyese el inciso segundo por el que sigue:

“Si las tarifas básicas finales así determinadas, permiten a cada empresa concesionaria obtener una tasa de rentabilidad económica después de impuestos a las utilidades, igual a la tasa de actualización definida en el artículo 182°, las tarifas básicas finales serán aceptadas. En caso contrario, las tarifas básicas finales deberán ser ajustadas proporcionalmente hacia arriba o hacia abajo, de modo de alcanzar dicha tasa.”.

Letra d)

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16.- De la Honorable Senadora señora Provoste, para reemplazar en el numeral 3 del inciso tercero del artículo 185 la frase “agregada del conjunto de todas las instalaciones de distribución de las empresas considerándolas como si fueran una sola, y” por la siguiente: “a cada empresa concesionaria”.

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17.- De Su Excelencia el Presidente de la República, para agregar en el numeral 3 del inciso tercero, después de la frase “igual a cero.” El siguiente texto: “Se deberá considerar un periodo equivalente a la vida útil promedio ponderada del total de activos que componen el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución de la industria, determinadas en los estudios de cada empresa modelo del proceso de tarificación respectivo para cada área típica.”.

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18.- De la Honorable Senadora señora Provoste, para incluir después del literal d) una letra nueva, del siguiente tenor:

“…) Suprímese el inciso final.”.

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19.- De la Honorable Senadora señora Provoste, para incluir a continuación una letra nueva, del siguiente tenor:

“…) Agrégase el siguiente inciso final:

“La Comisión deberá realizar un chequeo anual de rentabilidad de cada empresa distribuidora, de manera de confirmar que las mismas correspondan a la dispuesta por la presente ley. De resultar tasas superiores o inferiores a la rentabilidad legal, dichas tarifas deberán ajustarse a modo de cumplir con la norma.”.”.

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Número 7

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20.- De la Honorable Senadora señora Provoste, para reemplazar en el artículo 187 la expresión “para el conjunto de todas las empresas distribuidoras”, por la siguiente: “de una empresa distribuidora”.

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21.- De los Honorables Senadores señora Órdenes y señor Sandoval, para introducir a continuación del numeral 8 un número, nuevo, del siguiente tenor:

“…- Reemplácese en el artículo 191 inciso segundo, en el primer punto seguido, el siguiente párrafo: “Sin perjuicio de lo anterior, en el conjunto de los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 1.500 kilowatts, las tarifas máximas que las empresas distribuidoras podrán cobrar por suministro a usuarios residenciales no podrán superar el promedio simple de éstas, calculadas sobre la base de un consumo tipo, incrementado en un 10% del mismo, considerando una muestra representativa.”, por el que sigue:

“Sin perjuicio de lo anterior, en el conjunto de los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 1.500 kilowatts, las tarifas máximas que las empresas distribuidoras podrán cobrar por suministro a usuarios residenciales no podrán superar el promedio simple de éstas, calculadas sobre la base de un consumo tipo, incrementado en un 1% del mismo, considerando una muestra representativa.”.”.

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22.- De los Honorables Senadores señora Órdenes y señor Sandoval, para incorporar a continuación del numeral 9 los siguientes números, nuevos:

“…- Reemplácese íntegramente el actual artículo 200, por el siguiente:

“Los precios máximos para los suministros indicados en el número 1 del artículo 147, serán determinados según el mecanismo establecido en el artículo 157 y de acuerdo al valor real de producción de energía eléctrica del sistema respectivo.”.

...- Deróguense los artículos 201, 202, 203, 204 y 205 del Decreto con fuerza de ley N° 4/20.018 de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.”.”.

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23.- Del Honorable Senador señor García Huidobro, para introducir el siguiente artículo permanente, nuevo:

“Artículo ...- Reemplácese el inciso tercero del artículo 139 decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, por el siguiente:

“Las infracciones a lo dispuesto en los incisos anteriores serán sancionadas con las multas que establezca previamente el reglamento y que no podrán ser inferiores a cincuenta ni superiores a mil unidades tributarias mensuales. En el caso de tratarse de infracciones reiteradas de la misma naturaleza, podrá aplicarse una multa de hasta seis veces el monto máximo señalado.”.”.

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24.- Del Honorable Senador señor García Huidobro, para consultar un artículo permanente, nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo ...- Inclúyese un artículo 147 bis en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

“Artículo 147 bis. Prohíbese el establecimiento de mayores tarifas de distribución de energía eléctrica durante horas de punta o durante cualquier periodo de tiempo que pudiera establecerse mediante la segmentación temporal de horas, días, meses o años a nivel horario o estacional.”.”.

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DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Artículo primero

25.- Del Honorable Senador señor García Huidobro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo primero.- Las disposiciones de la presente ley se aplicarán a partir de la fecha de su promulgación. Para dar cumplimiento a las mismas, deberá modificarse toda norma de carácter administrativo vigente cuyas disposiciones contravengan o no incluyan lo dispuesto en esta Ley, antes del dieciocho de diciembre del año dos mil diecinueve. Asimismo, se aplicará a todo proceso de determinación de tarifas de distribución futuro, incluyéndose el correspondiente al cuadrienio 2020-2024, así como también a todo proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuere pertinente.”.

Artículo tercero

26.- De Su Excelencia el Presidente de la República, para reemplazar la frase “a más tardar el 4 de noviembre del 2019” por la siguiente: “dentro de los 20 días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la presente ley”.

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27.- De Su Excelencia el Presidente de la República, para agregar los siguientes artículos transitorios, nuevos:

“Artículo ...- Dentro de los doce meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, la Comisión Nacional de Energía deberá emitir una resolución exenta en la que se establezca el alcance de la exigencia de contar con giro exclusivo que recae sobre las concesionaras de servicio público de distribución, así como también respecto a la contabilidad separada para cooperativas, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo ...- Los niveles de precios asociados al valor agregado por concepto de costos de distribución que estén siendo aplicados o las tarifas inferiores a las tarifas máximas que se estén facturando, ambas a la fecha de publicación de la presente ley, permanecerán constantes en pesos hasta el término de su vigencia.

Los saldos que resulten de la aplicación de lo anterior deberán ser actualizados únicamente por el Índice de Precios al Consumidor e incorporados a las tarifas resultantes de los siguientes procesos de tarificación de los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias de servicio público de distribución. Lo anterior, sujeto a que la cuenta promedio nacional a cliente residencial, calculada sobre la base de un consumo tipo, no experimente un alza. Con todo, la totalidad de los saldos generados deberán incorporarse, como máximo, dentro de los dos períodos tarifarios asociados a los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias del servicio público de distribución cuatrienales siguientes. Las disposiciones necesarias para la aplicación de este artículo deberán ser establecidas mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

Por su parte, para el caso de los sistemas medianos la componente de energía y potencia será estabilizada a su valor vigente al 31 de octubre de 2019, de acuerdo al procedimiento de implementación del mecanismo de estabilización de precios establecido en la ley 21.185 y la resolución exenta que la Comisión Nacional de Energía dictará para tal efecto.”.

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28.- De la Honorable Senadora señora Provoste, para agregar un artículo transitorio nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo …- El Ministerio de Energía informará anualmente, a las Comisiones de Energía del Senado y la Cámara de Diputados, respecto al total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, tomando como año base el 2019.”.

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2.4. Segundo Informe de Comisión de Minería y Energía

Senado. Fecha 27 de noviembre, 2019. Informe de Comisión de Minería y Energía en Sesión 79. Legislatura 367.

?SEGUNDO INFORME DE LA COMISIÓN DE MINERÍA Y ENERGÍA recaído en el proyecto de ley, en segundo trámite constitucional, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica

BOLETINES Nºs 12.567-08 y 12.471-08, refundidos

HONORABLE SENADO:

La Comisión de Minería y Energía tiene el honor de presentar su segundo informe sobre los proyectos de ley de la referencia, iniciados, el primero, en Mensaje de Su Excelencia el Presidente de la República, señor Sebastián Piñera Echeñique, y el segundo, en Moción de los Honorables Diputados señoras Daniella Cicardini y Alejandra Sepúlveda, y señores Ricardo Celis, Francisco Eguiguren, Sergio Gahona, Giorgio Jackson, Pablo Vidal y Matías Walker, con urgencia calificada de “discusión inmediata”.

A una o más de las sesiones en que la Comisión trató este asunto asistieron, además de sus miembros los Honorables Senadores señores Alejandro Navarro y David Sandoval.

A las sesiones en que se analizó el proyecto de ley en estudio, asistieron, especialmente invitados, del Ministerio de Energía: el Ministro, señor Juan Carlos Jobet; el Jefe de la División de Mercados Energéticos, señor José Carrasco; los asesores legislativos, señor Juan Ignacio Gómez y señora Raquel Fuenzalida, y la asesora de comunicaciones, señora Kareen Linzmayer.

De la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, el Superintendente, señor Luis Ávila.

De la Comisión Nacional de Energía: el Secretario Ejecutivo, señor José Venegas; el Jefe del Departamento Jurídico señor Diego Perales; el Jefe del Departamento de Regulación Económica, señor Martín Osorio, y la Jefa de Comunicaciones, señora Alejandra Quintanilla.

Del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile, el Director, Doctor Humberto Verdejo.

De la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas, FENACOPEL: el Gerente General, señor Cristián Espinosa y la Consultora en Asuntos Públicos, señora Marcela Alt.

De Empresas Eléctricas A.G.: el Director Ejecutivo, señor Rodrigo Castillo.

De Acera, el Director Ejecutivo, señor Carlos Finat.

De Generadoras de Chile A.G., el Presidente Ejecutivo, señor Claudio Seebach, y el Gerente de Asuntos Regulatorios, señor Jaime Espinola.

De la Biblioteca del Congreso Nacional: el analista y asesor, señor Rafael Torres y el asesor señor Nicolás García.

De la Secretaría General de la Presidencia, la asesora, señora Mikaela Romero.

De la oficina de la Senadora señora Yasna Provoste, el jefe de gabinete, señor Christian Torres.

De la oficina del Senador señor Rafael Prohens: la asesora legislativa, señora Camila Madariaga.

De la oficina del Senador señor Álvaro Elizalde, el asesor de comunicaciones, señor Claudio Mendoza.

De la oficina del Senador señor Alejandro García-Huidobro: el asesor, señor Felipe Álvarez.

Del Comité Demócrata Cristiano, el asesor, señor Mauricio Burgos.

Del Comité Independiente, el asesor, señor Rodrigo Pinto.

Del Comité PPD: el asesor, señor Matías Ortiz.

De la Fundación Jaime Guzmán: las asesoras, señoras Carolina García y Antonia Vicencio.

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Cabe hacer presente que, el 13 de noviembre de 2019, la Sala del Senado aprobó la iniciativa legal, solo en general, fijando un plazo para formular indicaciones hasta el 18 de noviembre del presente.

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Para los efectos de lo dispuesto en el artículo 124 del Reglamento del Senado, cabe dejar constancia de lo siguiente:

I.- Artículos que no fueron objeto de indicaciones ni de modificaciones: primero transitorio, segundo transitorio, cuarto transitorio, quinto transitorio, sexto transitorio, séptimo transitorio, octavo transitorio, noveno transitorio, décimo transitorio, décimo primero transitorio.

II.- Indicaciones aprobadas sin modificaciones: 2, 6, 7, 10, 11, 12, 13 (primera letra), 17, 26, 27.

III.- Indicaciones aprobadas con modificaciones: 13 (segunda letra), 14, 28.

IV.- Indicaciones rechazadas: no hay.

V.- Indicaciones retiradas: 1, 3, 4, 5, 8, 9, 15, 16, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25.

VI.- Indicaciones declaradas inadmisibles: 29.

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DISCUSIÓN PARTICULAR

Antes de iniciar la discusión, el Ministro de Energía, señor Jobet, solicitó aprobar el presente proyecto de ley. Para tal fin, ofreció suscribir un protocolo de acuerdo, donde se establezcan compromisos que puedan ser abordados en una iniciativa distinta.

El texto del Protocolo de Acuerdo acordado por los miembros del Poder Ejecutivo con la Comisión, es el siguiente:

“PROTOCOLO DE ACUERDO

Los Senadores miembros de la Comisión de Minería y Energía del Senado que suscriben, así como el Ministro de Energía, señor Juan Carlos Jobet Eluchans, en el marco de la tramitación del proyecto de ley que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica, boletines refundidos 12.567-08 y 12.471-08, han alcanzado los siguientes acuerdos respecto de las materias que se señalan a continuación, a fin de aprobar el referido proyecto de ley:

1. Horas Punta.

Se ha informado a los miembros de la Comisión que la Comisión Nacional de Energía (en adelante, CNE) ha comenzado un trabajo para actualizar la normativa vigente, respecto a las horas de punta. Sobre el particular, se ha prevenido que ello es materia de reglamento y de decretos tarifarios, toda vez que constituyen señales de precio e incentivos a los usuarios para la gestión de la demanda. En este contexto, recientemente la CNE ha reducido el número de horas de punta en un 20%.

Con todo, es una materia que no ha tenido variaciones sustanciales en décadas y respecto de las cuales, como se ha expuesto, la CNE se encuentra realizando análisis tanto a nivel del sistema como respecto del impacto en los usuarios.

En este sentido, el Ministro de Energía se compromete a incorporar los resultados de los análisis señalados en la regulación y tarificación para los usuarios finales en el más breve plazo, teniendo en consideración que el próximo decreto tarifario de distribución tiene una vigencia entre noviembre de 2020 y noviembre de 2024. En relación a ello, se invitará especialmente a las asociaciones de regantes y a los Comités de Agua Potable Rural para que participen de los procesos consultivos asociados al cambio referido a remuneración de potencia y horas de punta.

2. Límite de Invierno.

En el contexto de la demanda social, producto del alza de los suministros básicos como el agua y electricidad, el Ejecutivo y el Congreso Nacional sacaron adelante la ley N° 21.185, que congela por un período de dos años la componente de generación que se aplica a las cuentas mensuales de los clientes regulados.

Sin embargo, la tramitación no permitió estabilizar las componentes de transmisión y distribución, las cuales se actualizan principalmente por IPC y dólar. Particularmente, el caso de la componente de distribución quedará estabilizada a través de la Ley Corta de Distribución. Sin perjuicio de lo anterior, la distribución tiene un cargo por energía adicional de invierno y que se aplica en las cuentas de los clientes con tarifa BT1 entre abril y septiembre de cada año.

Para asegurar que este recargo no incremente de manera considerable las cuentas, principalmente para aquellas personas y familias vulnerables que utilizan electricidad para calefaccionar sus hogares durante los meses de bajas temperaturas, el Ejecutivo se compromete a establecer una mesa de trabajo con los actores del sector, incluidos los representantes de los consumidores, a efectos de que esta mesa entregué un informe de alternativas antes del 31 de enero de 2020.

3. Alumbrado Público.

El alumbrado público, por su naturaleza, que no es ni residencial, ni comercial, ni industrial, es un consumo especial que poseen las municipalidades. Particularmente, por su volumen, resulta un ítem relevante en los presupuestos municipales.

Atendiendo a que el alumbrado público es un servicio público que deben prestar las municipalidades y teniendo a la vista el costo que implica, el Ministerio de Energía compromete una solución expedita para asegurar que el alumbrado público pueda acceder a un precio no regulado y que pueda complementar la indicación aprobada por la Comisión de Minería y Energía del Senado que baja el limite kW para clientes regulados para que puedan pasar a libres.

4. Sistemas Medianos y Aislados.

El Ministerio de Energía comparte la preocupación por la situación de los sistemas medianos y aislados y, en especial, por los precios que se cobran en ellos. A fin de abordar prontamente el tema –que se encuentra contemplado en la Ruta Energética del Ministerio de Energía– se ha comprometido adelantar el ingreso de un proyecto de ley que reforme la legislación en esta materia, con ingreso en enero de 2020.

5. Subsidio Eléctrico.

Con el fin de mejorar la protección a los clientes residenciales, en un plazo no superior a 120 días el Ministerio de Energía se ha comprometido a dictar un reglamento que haga operativo y aplicable, cuando se produzcan alzas superiores al 5%, el mecanismo de subsidio establecido en el artículo 151 de la Ley General de Servicios Eléctricos, definiendo, entre otros, los criterios de selección de los eventuales beneficiarios del subsidio establecido en dicho artículo.

En el proceso de preparación del reglamento, el Ministerio convocará a una mesa técnica en que recibirá las observaciones de distintos actores relevantes, incluyendo el Ministerio de Desarrollo Social, la Asociación Chilena de Municipalidades y la Asociación de Municipios de Chile, entre otros.

6. Régimen de la Potencia.

El Gobierno se compromete a presentar, en un plazo de 30 días, una propuesta que revise la tasa de rentabilidad por potencia del 10% y otras componentes del cálculo de los ingresos por potencia de los generadores (precio y cantidad), para generar mayor flexibilidad e incentivos para acelerar la incorporación de energías renovables y desincentivos a la generación contaminante.

7. Ley Larga de Distribución y Comercialización.

El Ministerio de Energía se compromete a ingresar para su discusión a más tardar el día 01 de marzo, un proyecto de ley larga de Distribución y Comercialización que al menos aborde:

a. Incorporación de competencia en la distribución y comercialización.

b. Revisión al esquema de la empresa modelo.

c. Consideración de estándares de seguridad y calidad de servicios en el nuevo modelo.

d. Mejoras en los sistemas de información y transparencia del sistema.

Al respecto, el Gobierno se compromete a mantener una urgencia legislativa que permita una discusión en profundidad, pero con la certeza de concluir su tramitación en un plazo prudente.”.

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El Honorable Senador señor Girardi manifestó que le interesa profundizar en una política energética para Chile, pues nuestro país tiene una oportunidad única en el área para convertirse en un líder mundial, como la tiene en la astronomía. Al respecto, propuso constituir un equipo paralelo que incorpore al mundo científico, convocando a un grupo representativo de las universidades chilenas para que colaboren a idear una estrategia para posicionar a Chile a nivel mundial, basado en tres desafíos, acceso a energía barata, calidad de servicio y pasar a una era poscarbónica. Señaló que está de acuerdo con aprobar la ley corta, pero con el compromiso de incluir en una discusión de ley larga a todos los actores mencionados. Por último, mencionó que el gran desafío de Chile será la energía de hidrógeno.

A su vez, el Honorable Senador señor García Huidobro concordó con lo expuesto por el Senador Girardi. También, destacó el trabajo que se ha impulsado desde la Comisión de Minería y Energía del Senado, por ejemplo, en la necesidad de congelar la tarifa eléctrica residencial, y en el compromiso de trabajar el proyecto de ley larga.

Artículo único

Introduce, mediante diez numerales, modificaciones al decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Al encabezamiento se presentó la indicación N° 1, del Honorable Senador señor García Huidobro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo primero.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:”.

El Honorable Senador señor García Huidobro retiró la indicación N° 1.

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Luego, la Honorable Senadora señora Provoste formuló la indicación N° 2, para incorporar después del numeral 1 un número nuevo, del tenor que se señala:

“…- Reemplázase en el literal d) del artículo 147, el guarismo “500” por “300”, las dos veces que es enunciado.”.

La Honorable Senadora señora Provoste señaló que el objetivo es permitir que ciertos clientes regulados, particularmente los municipios y algunas pequeñas y medianas empresas, puedan acogerse al régimen tarifario de clientes libres y acceder a mejores precios. Añadió que, según datos disponibles, los clientes con potencia conectada entre 300 y 500 kilowatts alcanzan el 5% de los clientes regulados.

El Honorable Senador señor Elizalde manifestó que tiene dudas de si esta modificación pudiere afectar a los clientes regulados de menor tamaño. También hizo presente que resulta un tanto absurdo que el cliente regulado, que debiera estar protegido, paga más caro que el cliente libre.

El Ministro señor Jobet expresó que esta medida no beneficiaría a los clientes residenciales. Añadió que los contratos de suministro entre las compañías generadoras y las distribuidoras no tienen volúmenes garantizados, solo el precio, en la medida que más clientes se pasan a clientes libres, el volumen disminuye y la sobrecontratación, la diferencia entre el tope de volumen señalado en el contrato y lo efectivamente vendido se incrementa, eso tiene como efecto que la licitación se posterga y, por tanto, también se retrasa la disminución de tarifas para clientes regulados. Asimismo, comentó que están buscando una solución para que los municipios puedan contratar como cliente libre, en especial el suministro relativo a alumbrado público, que se ha trabado por una interpretación técnica relacionada a cómo se mide la capacidad.

El Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor José Venegas, explicó que, aparte de los efectos señalados por el señor Ministro, como el efecto retroalimentador negativo de los clientes regulados porque se reduce su número, el mercado de clientes libres se ha ido concentrando en las empresas generadoras más grandes y más contaminantes. En su opinión, lo que hace falta es la forma en que se abordará la comercialización ya que, en tanto se reduce el límite, el poder de negociación del cliente también es menor en relación con las empresas de mayor tamaño. Advirtió que los contratos de clientes libres son en promedio de cinco años, y en ello también existe cierto riesgo.

El Honorable Senador señor Navarro señaló que las fórmulas de cálculo de tarifa son siempre complejas, y que podrían ser incorporadas en las boletas de los clientes. También consultó por el organismo público que debiera recomendar a los clientes mantenerse como regulado o migrar hacia cliente libre, en particular por el efecto del dólar.

A su vez, el Honorable Senador señor Girardi solicitó considerar mecanismos para favorecer la generación eléctrica basada en energía renovable, independientemente que correspondan a grandes o pequeñas empresas.

El Profesor Humberto Verdejo compartió los criterios del señor Ministro de no reducir los límites. Añadió que, sin embargo, el escenario que presenta Chile a partir del 18 de octubre del presente obliga a repensar la situación. En tal sentido, estimó positiva la opción que se otorgaría a las pymes de migrar hacia cliente libre.

El señor Claudio Seebach señaló que, en opinión de las empresas generadoras eléctricas, la reducción del umbral para pasar a cliente libre requiere acceso a la información, a la competencia y a la posibilidad de que existan condiciones habilitantes previas para que realmente se materialice el beneficio de menor costo de la energía, condiciones que debieran discutirse en la denominada ley larga de distribución eléctrica. Se sumó también a lo manifestado por el Senador Girardi, en cuanto a que efectivamente el sector eléctrico está liderando el proceso de descarbonización, ya que la nueva inversión de expansión del sector se concentra en energías renovables.

Por su parte, el señor Carlos Finat explicó que en el sector eléctrico todas las variables están relacionadas. Previno que la duración de los contratos de los clientes libres son en promedio cinco años, y considerando que solo se pueden cambiar cada cuatro años, al término del contrato no podrá ejercer tal derecho, solo podrá ejercerlo al octavo año. Añadió que ve con preocupación que ese mercado, natural para los pequeños medios de generación y para los generadores renovables no convencionales de rango medio, que hoy no cuentan con capacidad comercial, se limitará en los próximos ocho años por la razón antes señalada. Precisó que, si bien están de acuerdo en generar competencia, fue del parecer que en las condiciones actuales la reducción del umbral puede generar un efecto contrario de concentración del mercado y de alza de precios.

Enseguida, el Honorable Senador señor Prohens manifestó preocupación por el efecto contrario que podría producir la disminución del umbral, sobre todo en el objetivo de avanzar hacia la descarbonización de la matriz energética. Además, observó que la disminución del umbral se aleja de la idea matriz del presente proyecto de ley.

El Ministro señor Jobet compartió lo manifestado por el Honorable Senador Girardi, en orden a convocar al mundo científico para actualizar la ley que regula el sector de distribución eléctrica, reconociendo el mérito del gobierno anterior de levantar una política energética mediante un proceso participativo amplio y con una visión de largo plazo.

A continuación, la Honorable Senadora señora Provoste anunció que votará favorablemente la indicación, pues solo establece una opción para los clientes, especialmente para municipios y pequeñas y medianas empresas, que en total no sobrepasan el 5% de los clientes regulados, y que permitiría reducir la tarifa eléctrica.

El Honorable Senador señor Girardi adelantó su abstención, pues manifestó que no son claras las consecuencias para los clientes regulados.

El Honorable Senador señor Prohens declaró que votará en contra de la indicación porque reiteró que no apunta a los aspectos propios del proceso tarifario del segmento de distribución.

Puesta en votación, se pronunciaron a favor la Honorable Senadora señora Provoste y el Honorable Senador señor Elizalde; en contra, el Honorable Senador señor Prohens, y se abstuvieron los Honorables Senadores señores García Huidobro y Girardi. Como las abstenciones influyen en la votación, se procedió a repetirla, siendo aprobada la indicación N° 2, por tres votos a favor, de la Honorable Senadora señora Provoste y de los Honorables Senadores Elizalde y Girardi, y dos en contra, de los Honorables Senadores señores García Huidobro y Prohens.

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A continuación, la Honorable Senadora señora Provoste presentó la indicación N° 3, para incluir un número nuevo, del tenor que se indica:

“…- Modifícase el inciso segundo del artículo 151 de la siguiente manera:

a) Reemplázase la palabra “deberá” por “podrá”.

b) Elimínase la palabra “transitorio”.”.

La Honorable Senadora señora Provoste retiró la indicación N° 3.

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Enseguida, la Honorable Senadora señora Órdenes y el Honorable Senador señor Sandoval, presentaron la indicación N° 4, para incorporar a continuación del numeral 1 los siguientes números, nuevos:

“…- Reemplázase en el artículo 157 inciso primero, primera parte, que contiene el siguiente párrafo: “Los concesionarios de servicio público de distribución deberán traspasar a sus clientes finales sometidos a regulación de precios los precios generación que resulten de promediar los precios vigentes para dichos suministros conforme a sus respectivos contratos.”, por el que sigue:

“Los concesionarios de servicio público de distribución deberán traspasar a sus clientes finales sometidos a regulación de precios los precios generación que resulten de promediar los precios vigentes para dichos suministros conforme a sus respectivos contratos o decretos tarifarios, según corresponda.”.

…- Reemplázase en el artículo 157 inciso quinto, primera parte, hasta el primer punto seguido, el siguiente párrafo: “Junto con lo anterior, en aquellas comunas en que se emplacen centrales cuya energía eléctrica generada, en su conjunto, sea mayor al 5% de la energía eléctrica generada por las centrales interconectadas a los sistemas de capacidad instalada superior a 200 megawatts, se aplicará un descuento adicional al establecido en el inciso anterior.”, por el que sigue:

“Junto con lo anterior, en aquellas comunas en que se emplacen centrales cuya energía eléctrica generada, en su conjunto, sea mayor al 5% de la energía eléctrica generada por las centrales interconectadas a los sistemas de capacidad instalada superior a 1,5 megawatts, se aplicará un descuento adicional al establecido en el inciso anterior.”.”.

La indicación N° 4, fue retirada por sus autores.

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Luego, la Honorable Senadora señora Provoste y el Honorable Senador señor Elizalde, presentaron la indicación N° 5, para incorporar un número nuevo, del siguiente tenor:

“…- Reemplázase, en el literal d) del artículo 165, el guarismo “10” por “6”.”.

La Honorable Senadora señora Provoste expresó que, en su oportunidad, cuando se discutió el proyecto de ley sobre estabilización del precio de la energía eléctrica, el Ejecutivo también presentó una indicación para reducir el guarismo de 10 a 6, si bien en el marco de la distribución de energía.

Agregó que la indicación se inserta en el propósito de aumentar la presencia de energías limpias en nuestro país, y permitiría establecer una carga adicional a las centrales generadoras de energías más contaminantes, de manera que desincentive su construcción.

El señor Ministro de Energía manifestó que la regulación del pago de potencia tiene una larga data, por lo cual debe ser revisada. Se trata, empero, de un asunto vinculado a la generación de energía, respecto del cual el Ejecutivo se encuentra trabajando en una estrategia de flexibilidad que permita incorporar más energía renovable a la matriz.

El Presidente de la Comisión, Honorable Senador señor Elizalde, declaró inadmisible la indicación, por no estar dentro de las ideas matices del proyecto de ley.

Sin perjuicio de lo anterior, hizo ver que el tema de fondo que pone en la palestra, es de qué manera se opta por una política que en vez de ser neutra, incentive el uso de energías limpias.

El Honorable Senador señor Girardi sostuvo que los distintos Gobiernos que el país ha tenido, no se han hecho cargo de la contaminación que las empresas termoeléctricas han causado en el medioambiente y en las personas. Se requiere, entonces, estimular el desarrollo de energías nuevas, como la de hidrógeno por ejemplo.

A su vez, el Honorable Senador señor Navarro indicó que el propósito de reducir las utilidades de las empresas, es producir un impacto sobre la oferta de energía.

Dio a conocer, asimismo, sus dudas sobre que la indicación en comento tenga un efecto sobre el erario fiscal, pues más bien solo afecta las rentabilidades de privados.

En relación con la declaración de inadmisibilidad de la indicación, la Honorable Senadora señora Provoste reseñó que el proceso tarifario de distribución eléctrica incluye todos los montos de la empresa distribuidora, incluso lo que esta cobra a sus clientes. Allí, la tasa de descuento aplicada a la potencia es parte de la normativa que establece el precio nudo promedio que las empresas distribuidoras pueden transferir a los clientes regulados, de acuerdo a la regulación de distribución eléctrica. Tanto es así, añadió, que también se contemplan las pérdidas tarifarias por concepto de precios de energía que no pueden ser transferidas a los clientes finales de las empresas distribuidoras. En consecuencia, afirmó, no cabe duda que la indicación número 5 está referida al proceso tarifario. Si así no fuera, una reforma a la distribución no podría alterar el rol de comercializador de energía, que es justamente el objetivo principal del proyecto de ley en estudio.

El señor Venegas explicó que el precio de nudo de corto plazo donde interviene la tasa de descuento, no llega a los clientes ni forma parte de las tarifas reguladas. Estas últimas, en rigor, provienen de los precios de los contratos de las licitaciones.

El señor Ministro de Energía expresó que en el protocolo de acuerdo, el Ejecutivo se compromete a presentar, en un plazo de treinta días, una propuesta que revise la tasa de rentabilidad de 10% y otros componentes del cálculo de los ingresos por potencia de los generadores, con el objeto de incorporar mayor flexibilidad en el sistema, e incentivos para acelerar la incorporación de las empresas generadoras en base a energía renovable y desincentivos a la generación convencional.

La indicación N° 5, fue retirada por sus autores.

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Número 3

Su texto es el siguiente:

“3. Incorpórase, a continuación del artículo 182, el siguiente artículo 182 bis:

“Artículo 182 bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años, de acuerdo al procedimiento señalado en este artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.

El riesgo sistemático señalado se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.

La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años, a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización.

El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.

La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.

La tasa de actualización, de este modo, será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

La Comisión, antes de los cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en este artículo.

Finalizado el estudio señalado en el inciso anterior, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183 bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.”.”.

A este N° 3, se presentó la indicación N° 6, de Su Excelencia el Presidente de la República, para agregar la siguiente oración final al inciso tercero: “Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido.”.

El señor Venegas explicó que la indicación alude al cálculo de la tasa de rentabilidad, en el que se calcula una tasa libre de riesgo, a la que se agrega una componente de riesgo específico del sector industrial. Añadió que en la determinación de dicha tasa libre de riesgo se mira un período histórico de seis meses, y que ahora se pretende flexibilizar, de modo de dar mejor cuenta de hechos que puedan tener lugar en espacios de tiempo más extensos o más reducidos. Tal sería el caso, por ejemplo, de situaciones que estén ocurriendo en los mercados.

En relación con la tasa de rentabilidad, el Honorable Senador señor Elizalde recordó que cuando se discutió el proyecto de ley sobre estabilización de precios de la energía, se presentó el debate sobre fijar la rentabilidad en 7% o 6%.

El señor Ministro de Energía reseño que el precitado proyecto vino a retrotraer el alza que se había producido en el mes de octubre pasado, y estabilizaba hacia el futuro el componente de generación. Cuestión que no hacía, consignó, con el componente de distribución, que es precisamente lo que la denominada ley corta está tratando de resolver.

Efectivamente, prosiguió, en aquella oportunidad se analizó seriamente la opción de fijar anticipadamente las tarifas de las distribuidoras en 6% por los próximos cuatro años, que sin embargo no prosperó. Lo que, hizo presente, es distinto de lo que en esta oportunidad se está normando, que es el mecanismo para todas las futuras fijaciones tarifarias.

Ahora bien, concluyó, lo relevante es que la tasa de rentabilidad se va a definir en cada fijación tarifaria, de acuerdo a la situación que el mercado tenga, con piso de 6% y tope de 8%.

Puesta en votación la indicación N° 6, fue aprobada por la unanimidad de sus miembros, Honorable Senadora señora Provoste y Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens.

Número 4

Su texto es el siguiente:

4. Sustitúyese el artículo 183 por el siguiente:

“Artículo 183.- Las componentes indicadas en el artículo 182 se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, y deberá abrirse un período de consulta pública. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión, conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo 183 bis y en el reglamento.

El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo en, al menos, los siguientes aspectos:

1) La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda.

2) El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.

3) La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.

4) La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversión relevantes.

5) La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.”.”.

A este número se presentaron las indicaciones N°s 7, 8 y 9.

La indicación N° 7, de Su Excelencia el Presidente de la República, para agregar, en el número 1) del inciso segundo, del artículo 183 propuesto, a continuación de la palabra “demanda” el siguiente texto: “, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija”.

El señor Venegas observó que la indicación da cuenta de una precisión, para confirmar que en el cálculo tarifario debe incluirse la consideración de la norma técnica de calidad, que define índices de calidad de servicio y otras cuestiones adicionales.

En votación la indicación N° 7, fue aprobada por la unanimidad de los miembros de la Comisión, Honorable Senadora señora Provoste y Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens.

La indicación N° 8, de la Honorable Senadora señora Provoste, para contemplar a continuación del número 2) un numeral nuevo, del tenor que se indica:

“…) La proporción de redes por nivel de tensión y la proporción de transformadores por capacidad en la red de distribución.”.

La Honorable Senadora señora Provoste sostuvo que esta indicación se inserta en el propósito de revisar la empresa modelo, por la vía de introducir estándares de seguridad que son necesarios.

El señor Ministro de Energía señaló coincidir con que el esquema de empresa modelo fijado en la ley deber ser revisado, cuestión que se hará con ocasión de la denominada “ley larga”, a ser ingresada en el mes de marzo del próximo año. Así se expresa, por lo demás, en el antes aludido protocolo de acuerdos que se va a suscribir con motivo del actual proyecto de ley.

La indicación N° 8 fue retirada por su autora.

La indicación N° 9, de la Honorable Senadora señora Provoste, para contemplar a continuación del número 6) un numeral nuevo, del tenor que se indica:

“…) El resguardo eficiente ante el costo esperado de reposición de infraestructura por eventos extremos, robo de conductores e incobrables.”.

La indicación N° 9, fue retirada por su autora.

Número 5

El numeral es del siguiente tenor:

“5. Introdúcese, a continuación del artículo 183, el siguiente artículo 183 bis:

“Artículo 183 bis.- En el plazo máximo de treinta días, contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo 183, la Comisión abrirá, por el plazo de veinticinco días, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, en adelante “participantes”, quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos, de acuerdo con las normas de esta ley.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión comunicará en su página web y en dos o más medios de amplia difusión el llamado a registro y la información que los participantes deberán presentar.

En todo caso, los antecedentes que solicite la Comisión para constituir dicho registro deberán estar destinados a acreditar la representación y la correcta identificación de cada participante y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Los participantes registrados y las empresas concesionarias podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y al estudio de costos, y presentar discrepancias ante el Panel, cuando corresponda.

Las notificaciones y comunicaciones a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Los participantes debidamente inscritos en el registro no podrán participar en la elaboración del estudio de costos a que se refiere el artículo 183.

En el plazo máximo de treinta días corridos de finalizado el proceso de registro de participantes, la Comisión comunicará por medios electrónicos a éstos y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas preliminares del estudio de costos.

Las bases administrativas deberán establecer, a lo menos, los requisitos, antecedentes y la modalidad de presentación de ofertas. Las bases técnicas deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo eficiente, y todo otro aspecto que se considere necesario definir en forma previa a la realización del estudio.

A partir de la fecha de la comunicación de las bases técnicas preliminares y dentro del plazo de veinte días, los participantes y las empresas concesionarias de distribución podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo señalado en el inciso anterior y en un término no superior a veinte días, la Comisión comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas corregidas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las bases técnicas corregidas, los participantes y las empresas concesionarias podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de quince días, contado desde el vencimiento del plazo para la presentación de las discrepancias, y deberá resolverlas dentro de los treinta días siguientes a la audiencia pública, de acuerdo a lo señalado en el artículo 211.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días, a través de una resolución que se publicará en dos o más medios de amplia difusión y se comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución.

El estudio de costos será licitado de conformidad con las normas de la ley N° 19.886 y su reglamento, y adjudicado de acuerdo con las bases técnicas y administrativas antes referidas. Será ejecutado y supervisado por un comité integrado por representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo con los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa; dos representantes del Ministerio y dos representantes de la Comisión, uno de los cuales presidirá el referido comité. La Comisión realizará el llamado a licitación y la adjudicación, y firmará del contrato.

La Comisión establecerá el procedimiento para la constitución y funcionamiento del comité señalado en el inciso anterior.

El estudio de costos será financiado íntegramente por la Comisión y deberá ejecutarse dentro del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a ocho meses a partir de la adjudicación.

El consultor al que se adjudique el estudio deberá prestar el apoyo que sea necesario a la Comisión hasta la dictación del correspondiente decreto tarifario.

Los resultados del estudio de costos deberán especificar para cada área típica de distribución, a lo menos, lo señalado en el artículo 182.

La Comisión dispondrá del plazo de tres meses para revisar, corregir y adecuar los resultados del estudio de costos y para notificar, por medios electrónicos, a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes un informe técnico preliminar elaborado sobre la base de dicho estudio. El plazo se contará desde la fecha en que el comité otorgue su conformidad al estudio.

El informe técnico preliminar deberá contener, a lo menos, las materias señaladas en el artículo 182.

En caso que los participantes y las empresas concesionarias de distribución tengan observaciones técnicas respecto del informe técnico preliminar, deberán presentarlas a la Comisión dentro de los veinte días siguientes a su notificación. La Comisión, en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde el vencimiento del término para efectuar observaciones, deberá comunicar, por medios electrónicos, la resolución que contenga el informe técnico corregido, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones técnicas planteadas.

Dentro de los quince días siguientes a la notificación de la resolución señalada en el inciso anterior, las empresas concesionarias y los participantes podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o fuesen acogidas parcialmente. Del mismo plazo dispondrá quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico para solicitar que se mantenga su contenido, en caso de haberse modificado éste. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de veinte días, contado desde el vencimiento del término para presentar las discrepancias, y deberá evacuar su dictamen en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde la referida audiencia.

Las bases del estudio de costos agruparán los costos del estudio en diferentes categorías sobre las cuales se podrá discrepar. En cada categoría, y para cada área típica de distribución, el Panel sólo podrá optar por el resultado del informe de la Comisión, la alternativa planteada por un participante o por una empresa concesionaria para el conjunto de sus discrepancias presentadas en dicha categoría. El Panel no podrá elegir entre resultados parciales de costos o entre criterios que se hubiesen presentado como observaciones, sino sólo entre valores finales.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de cuarenta días, contados desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes, incorporando e implementando lo resuelto por el Panel.

Junto con el informe técnico definitivo señalado en el inciso anterior, la Comisión propondrá al Ministerio de Energía las fórmulas tarifarias para el siguiente período tarifario.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en este artículo.”.”.

A este número se presentaron las indicaciones N°s 10, 11 y 12.

La indicación N° 10, de Su Excelencia el Presidente de la República, para reemplazar, en el inciso undécimo, la palabra “quince” por “veinte”.

El señor Carrasco consignó que el Panel de Expertos planteó la necesidad de contar con más tiempo, en atención a que el proceso estará conformado por más áreas críticas y más información que procesar.

A su vez, el señor Venegas explicó, ante una consulta de la Senadora señora Provoste, que el rol de la Comisión Nacional de Energía es elaborar el informe tarifario pertinente y enviarlo al Panel de Expertos. Posteriormente le corresponde, tomando en consideración lo expresado por el Panel, llevar a cabo la fijación de las tarifas.

El señor Ministro de Energía profundizó en el rol que debe cumplir el Panel, que en caso de que los actores del sistema discrepen de lo informado por la Comisión, debe optar por una postura u otra.

Puesta en votación la indicación N° 10, fue aprobada por la unanimidad de los miembros de la Comisión, Honorable Senadora señora Provoste y Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens.

La indicación N° 11, de Su Excelencia el Presidente de la República, para reemplazar en el inciso vigésimo primero, la palabra “veinte” por “treinta”.

Respecto de la ampliación de plazos, el señor Venegas apuntó que las eventuales demoras del Panel no van a generar retraso en la aplicación de las tarifas. Explicó que conferirle un mayor plazo resulta justificado por la complejidad del nuevo cálculo que debe realizar.

En votación la indicación N° 11, fue aprobada por la unanimidad de los integrantes, Honorable Senadora señora Provoste y Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens.

La indicación N° 12, de Su Excelencia el Presidente de la República, para agregar en el inciso vigésimo segundo, después de la expresión “discrepar.”, la siguiente oración: “La agrupación definida en las bases del estudio sólo podrá ser observada por las partes, pero no modificada por el Panel de Expertos.”.

El señor Venegas explicó que ante la posibilidad de que existan discrepancias sobre una serie de ítems del cálculo, lo razonable es que sean agrupadas en distintas temáticas, como costos de distribución, costos de operación, salarios u otras. El objeto de la indicación, entonces, es que el Panel de Expertos no pueda efectuar modificaciones sobre esa agrupación de temas previamente definida. Precisó que la Comisión Nacional de Energía, en cambio, está desde luego facultada para modificar las agrupaciones.

El Honorable Senador señor Elizalde solicitó dejar expresa constancia de que la Comisión Nacional de Energía es la única habilitada para recoger las observaciones de las partes, y acogerlas o no. Y que una vez que decide cuáles son, es la única instancia facultada para agruparlas, atribución que no tiene el Panel de Expertos.

Puesta en votación la indicación N° 12, fue aprobada por cuatro votos a favor, de los Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens, y uno en contra, de la Honorable Senadora señora Provoste.

Número 6

Su texto es el siguiente:

“6. En el artículo 185:

a) Reemplázase en el inciso segundo la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

b) Elimínase el numeral 1 del inciso tercero.

c) Sustitúyese en el numeral 2 del inciso tercero la frase “Cada empresa determinará e informará a la Comisión” por “La Comisión determinará para cada empresa”.

d) Intercálase en el numeral 3 del inciso tercero, entre la expresión “procedimiento anterior” y el punto seguido, la siguiente frase: “, y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine”.”.

A este número se presentaron las indicaciones N°s 13, 14, 15, 16, 17, 18 y 19.

- - -

La indicación 13, de Su Excelencia el Presidente de la República, para anteponer al literal a) las siguientes letras, nuevas:

“..) Agrégase, al final del inciso primero, a continuación del punto aparte, que pasa a ser punto seguido, la siguiente frase: “La estructuración de las tarifas deberá efectuarse de modo tal que reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución resultante del proceso de tarificación. El cumplimiento de la condición señalada deberá explicitarse junto con la propuesta de fórmulas tarifarias a que se refiere el artículo 183 bis.”.”.

..) Reemplázase en el inciso segundo la palabra “cuatro” por “tres”.”.

El señor Venegas manifestó que la primera parte de la indicación responde la inquietud exteriorizada por las empresas distribuidoras, sobre que podría ocurrir que lo que se desprendiera del estudio de costos del valor agregado de distribución y del costo de explotación, no quedara bien plasmado en la estructura tarifaria. Añadió que se busca, al respecto, garantizar que ese calce se produzca.

En votación la indicación N° 13, primera letra que se propone, fue aprobada por cuatro votos a favor, de los Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens, y una abstención, de la Honorable Senadora señora Provoste.

En lo que importa a la segunda parte de la indicación, el señor Ministro señaló que actualmente la tasa de actualización es de 10% real anual antes de impuestos. Respecto de ella, se debe verificar que la rentabilidad de las empresas no se sitúe fuera de una banda de 6 y 14. Sin embargo, observó, como el piso ahora pasa a ser de 6%, se justifica que la banda se reduzca a entre 3 y 9.

Como resultado de la discusión, a propósito de las indicaciones N°s 15, 16,18, 19 y 20, se acordó modificar el texto de la segunda letra que propone la indicación N° 13, por lo siguiente: para agregar, antes del punto final (.) de la letra a), que pasa a ser c), lo siguiente: “y sustitúyese la expresión “cuatro puntos” por “dos puntos al alza y tres puntos a la baja”.”.

Puesta en votación la indicación N° 13, segunda letra nueva, fue aprobada con modificaciones por la unanimidad de los miembros de la Comisión, Honorable Senadora señora Provoste y Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens.

La indicación N° 14, de la Honorable Senadora señora Provoste, para anteponer a la letra a) un literal, nuevo, del siguiente tenor:

“…) Agréganse los siguientes nuevos incisos, del segundo al quinto, en el artículo 185 de la Ley General de Servicios Eléctricos, pasando el actual inciso segundo a ser sexto, y así sucesivamente:

“Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las tarifas básicas definitivas, quienes hayan presentado observaciones al informe preliminar podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de aquellas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las tarifas básicas preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pu?blica dentro de un plazo máximo de diez días vencido el plazo para la presentación de las discrepancias y deberá resolverlas dentro de los veinte días siguientes a la audiencia pu?blica, de acuerdo con lo señalado en el artículo 211.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, la Comisión deberá formalizar las tarifas básicas finales dentro de los siguientes diez días a través de una resolución.”.”.

La Honorable Senadora señora Provoste expresó que la indicación tiene la finalidad de que todos los actores, incluidos los representantes de los consumidores, puedan apelar ante el Panel de Expertos por las tarifas fijadas.

El señor Ministro de Energía afirmó que el Ejecutivo comparte el señalado propósito, que estaría convenientemente reflejado en los dos primeros incisos que se propone. No ocurre lo mismo, consignó, con los dos siguientes incisos, que tienen el defecto de otorgarle al Panel la última palabra en la fijación de tarifas, que es el rol principal de la Comisión Nacional de Energía, motivo por el cual solicitó fueran rechazados.

Hizo presente que la ley ya establece la existencia de un registro abierto en la CNE para poder participar de los procesos. Propuso que la presentación de observaciones por parte de los actores de la sociedad civil y las empresas, se circunscriba a quienes formen parte del registro a que se refiere el artículo 183 bis.

Como resultado del debate, el texto acordado quedó como sigue:

“b) Agréganse los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos:

“Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas en el registro a que se refiere el artículo 183 bis, podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.”.”.

Puesta en votación la indicación N° 14, fue aprobada con modificaciones por la unanimidad de los miembros de la Comisión, Honorable Senadora señora Provoste y Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens.

La indicación N° 15, de la Honorable Senadora señora Provoste, para reemplazar la letra a), por la siguiente:

“a) Sustitúyese el inciso segundo por el que sigue:

“Si las tarifas básicas finales así determinadas, permiten a cada empresa concesionaria obtener una tasa de rentabilidad económica después de impuestos a las utilidades, igual a la tasa de actualización definida en el artículo 182°, las tarifas básicas finales serán aceptadas. En caso contrario, las tarifas básicas finales deberán ser ajustadas proporcionalmente hacia arriba o hacia abajo, de modo de alcanzar dicha tasa.”.

La Honorable Senadora señora Provoste hizo ver que todas las indicaciones N°s 15, 16, 18, 19 y 20 debían ser analizadas en conjunto, pues dicen relación con la rentabilidad.

Sostuvo que si bien se ha fijado una nueva banda, de igual modo se está posibilitando que algunas empresas lleguen al 11% de rentabilidad. Consultó si acaso es posible que las rentabilidades se incrementen por sobre los dos dígitos.

Por otra parte, preguntó por qué se hace necesario agrupar a un conjunto de empresas para la fijación de un cálculo de rentabilidad, en vez de hacerlo por cada una de ellas.

El señor Ministro de Energía observó que el chequeo de rentabilidad se hace a la industria a nivel agregado, con el propósito de evitar que en el proceso de fijación tarifaria se hayan cometido errores manifiestos. En consecuencia, no se hace para empresas en particular. Añadió que si, por el contrario, se realizara ex post en esta última modalidad y una empresa no obtuviera la rentabilidad, lo que cabría hacer es subir las tarifas para que los clientes paguen un diferencial que podría explicarse por ineficiencias de la propia empresa, lo cual no es el espíritu de lo que se está haciendo.

Explicó que la fijación de tarifas se lleva a cabo teniendo en cuenta elementos como costos, inversión y calidad de servicio, de modo de generar incentivos para que las empresas más eficientes obtengan mayor rentabilidad.

La Honorable Senadora señora Provoste apuntó que lo expresado resulta contradictorio con el proceso de fijación de tarifas, que se fija por empresa, no por sistema.

El señor Ministro efectuó una distinción entre el chequeo de rentabilidad propiamente tal, y el proceso que se usa para fijar las tarifas de las compañías. Este último, precisó, no se hace ni para todo el sistema ni para cada empresa en particular, sino por áreas típicas conformadas por compañías o cooperativas que reúnen ciertas características comunes, como zonas de servicio o áreas de concesión, por ejemplo. Precisó que el proyecto de ley aumenta el número de áreas típicas, para que sean más representativas de las distintas realidades.

En concreto, se explayó, la Comisión Nacional de Energía debe estudiar los costos de prestar el servicio en cada área típica, las inversiones que se deben realizar, costos de operación y mantenimiento, etc. En paralelo, se encarga un estudio sobre cuál debe ser la tasa de retorno razonable para las empresas de la industria, y solo posteriormente se determinan cuáles son las tarifas más adecuadas, en función de dichos costos y de la tasa de descuento.

Con todo, observó que la discusión sobre si la fijación tarifaria debe hacerse por empresa es del todo válida, pero el marco más adecuado para llevarla a cabo es el de la denominada “ley larga”.

La Honorable Senadora señora Provoste apuntó que es complejo que los procesos de estudio tarifario sean por empresa, pero que la rentabilidad se calcule por el sistema. Se da el contrasentido, hizo ver, de que cuando los ciudadanos pagan tarifa lo hacen por cada una de las empresas, pero cuando se determina la rentabilidad de las empresas, se recurre al sistema.

El señor Venegas explicó que cuando se hace un chequeo de rentabilidad por empresa y por rentabilidad fija, en el fondo se está asegurando una rentabilidad y, al mismo tiempo, dejando de considerar la eficiencia de la empresa. Equivale, por consiguiente, a otorgarle a esta última un permiso para que haga lo que quiera. En el extremo, graficó, puede significar que le pague sueldos millonarios a sus ejecutivos, que su rentabilidad se vaya al piso y aún así se le garantice el pago del 6%.

Distinto, enfatizó, es el propósito del chequeo de rentabilidad al sistema, a saber, determinar si ha habido algún sesgo sistemático equivocado, lo que solo se logra si se mira a todas las empresas en su conjunto.

Por su parte, el Honorable Senador señor Elizalde acotó que el chequeo empresa por empresa supone un incentivo, para estas, a ser ineficientes. No cabría esperar, por ejemplo, que se procuraran de ahorrar en costos para que las tarifas bajen.

La Honorable Senadora señora Provoste se mostró en desacuerdo con la explicación entregada, toda vez que las indicaciones que ha propuesto no vienen a modificar los parámetros.

Consultó si el Ejecutivo está en condiciones de asegurar que ninguna empresa tendrá una rentabilidad superior al techo de la banda, es decir, 8%.

El señor Carrasco manifestó que, en la actualidad, no existen los elementos de juicio para asegurar lo planteado por la Senadora señora Provoste, porque las empresas distribuidoras no son de giro único. Es decir, no solo prestan el servicio de distribución, sino también otros, como venta de aire acondicionado, por ejemplo.

Añadió que, de cualquier forma, lo que se busca es que la industria completa no pueda exceder un rango de rentabilidad. Por lo mismo, un chequeo anual de rentabilidad tornaría inconsistente el proceso. Fundamentalmente, porque si con posterioridad a un proceso que dura cuatro años y que fija una tarifa, año a año se chequea la rentabilidad, el efecto sería que dicha tarifa fijada pasaría a ser irrelevante.

Adicionalmente, precisó que el chequeo de rentabilidad actual no se realiza en base a parámetros reales, sino con arreglo a un valor nuevo de remplazo. Se trata, resaltó, de un aspecto que debiera ser sometido a revisión una vez que se cuente con la información de giro único, cuestión a ser abordada con ocasión de la “ley larga”.

El señor Castillo acotó que el chequeo de rentabilidad no es sobre la realidad de la empresa, sino sobre los costos eficientes que fija la propia autoridad.

El señor Venegas expresó que el chequeo de rentabilidad se hace sobre los valores nuevos de reemplazo de las empresas y sus costos de operación. No obstante, hay muchas cosas que quedan fuera de él, como las instalaciones. Entonces, si el chequeo se hiciera por empresa real, podría ocurrir que la compañía haya sobre invertido en medidores u otros activos, y exija que sean tomados a valor nuevo de reemplazo.

El señor Ministro observó que las indicaciones en discusión vendrían a desvirtuar toda la lógica del sistema tarifario establecido en la ley. Este, explicó, está orientado a generar una tarifa y que la empresa que es razonablemente eficiente obtenga una rentabilidad acorde a la de mercado. Esto, sostuvo, genera incentivos a la eficiencia, no obstante que siempre pueda haber una cierta dispersión. Por lo mismo, lo que no se puede hacer es ajustar las tarifas al alza a empresas que no actuaron eficientemente, justamente para compensar su ineficiencia. Ello implicaría, recalcó, dejar sin efecto todos los incentivos de fijación tarifaria de un monopolio natural que tiene los clientes cautivos.

El Honorable Senador señor Girardi preguntó si, en el escenario descrito, es o no posible que una empresa obtenga rentabilidades de dos dígitos.

El señor Ministro indicó que la Comisión realiza un estudio, determina la estructura de una empresa eficiente y fija la tarifa que se ajusta a dicha estructura. Si, en ese marco, una compañía realiza alguna clase de descubrimiento revolucionario que le permite obtener rentabilidades más altas que el 6%, no habría inconvenientes, pues ese es el incentivo que se quiere generar en un mercado monopólico, en el que no existe competencia. Que desde luego supone un escenario distinto al de un mercado competitivo, donde es la competencia la que genera los incentivos a la eficiencia y la innovación.

La Honorable Senadora señora Provoste dejó constancia de que el Ejecutivo ha manifestado su interés de que se reduzcan las tarifas. De hecho, ha declarado que espera traspasar US$ 1.200 millones a las familias chilenas. Sin embargo, añadió, en el proyecto de ley se coloca una banda y se permite que la rentabilidad supere esa banda. Además, se va a otorgar la posibilidad de que las empresas obtengan una rentabilidad superior a la que hoy está fijada por ley.

Puso de relieve que lo que hace la indicación número 15, en particular, es asegurar que la rentabilidad se ciña a la banda establecida.

Asimismo, solicitó que se informe a la Comisión sobre el acumulado anual de utilidades por empresa, y que así se considere en el protocolo de acuerdos.

El señor Venegas indicó que no existe ningún inconveniente en entregar la información solicitada.

El Honorable Senador señor Elizalde hizo hincapié en que se debe reducir tanto el techo como el piso de la banda, para que pueda incidir sobre la rentabilidad de las empresas. Lo adecuado, propuso, sería dejar 2 al alza y 3 a la baja, que implicaría, en la práctica, bajar el techo y mantener el piso. De esta manera, subrayó, se logra evitar que las empresas tengan que subir las tarifas.

La Comisión estuvo de acuerdo en la propuesta formulada por el Senador Elizalde y aprobó una nueva redacción, que es la consignada en la indicación N° 13, segunda parte.

La indicación N° 15 fue retirada por su autora, como resultado del debate de las indicaciones N°s 15, 16, 18, 19 y 20.

La indicación N° 16, de la Honorable Senadora señora Provoste, para, en la letra d), reemplazar en el numeral 3 del inciso tercero del artículo 185 la frase “agregada del conjunto de todas las instalaciones de distribución de las empresas considerándolas como si fueran una sola, y” por la siguiente: “a cada empresa concesionaria”.

La indicación N° 16 fue retirada por su autora, como resultado del debate de las indicaciones N°s 15, 16, 18, 19 y 20.

La indicación N° 17, de Su Excelencia el Presidente de la República, para agregar en el numeral 3 del inciso tercero, después de la frase “igual a cero.” el siguiente texto: “Se deberá considerar un periodo equivalente a la vida útil promedio ponderada del total de activos que componen el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución de la industria, determinadas en los estudios de cada empresa modelo del proceso de tarificación respectivo para cada área típica.”.

El señor Venegas indicó que se busca aclarar que cada uno de las componentes de valorización cuenta con una vida útil determinada, cuestión que debe considerarse al momento del estudio tarifario.

Puesta en votación la indicación N° 17, fue aprobada por la unanimidad de los miembros de la Comisión, Honorable Senadora señora Provoste y Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens.

La indicación N° 18, de la Honorable Senadora señora Provoste, para incluir después del literal d) una letra nueva, del siguiente tenor:

“…) Suprímese el inciso final.”.

La indicación N° 18 fue retirada por su autora, como resultado del debate de las indicaciones N°s 15, 16, 18, 19 y 20.

La indicación N° 19, de la Honorable Senadora señora Provoste, para incluir a continuación una letra nueva, del siguiente tenor:

“…) Agrégase el siguiente inciso final:

“La Comisión deberá realizar un chequeo anual de rentabilidad de cada empresa distribuidora, de manera de confirmar que las mismas correspondan a la dispuesta por la presente ley. De resultar tasas superiores o inferiores a la rentabilidad legal, dichas tarifas deberán ajustarse a modo de cumplir con la norma.”.”.

La indicación N° 19 fue retirada por su autora, como resultado del debate de las indicaciones N°s 15, 16, 18, 19 y 20.

Número 7

7. Reemplázase en el artículo 187 la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

A este número se presentó la indicación N° 20, de la Honorable Senadora señora Provoste, para reemplazar en el artículo 187 la expresión “para el conjunto de todas las empresas distribuidoras”, por la siguiente: “de una empresa distribuidora”.

La indicación N° 20 fue retirada por su autora, como resultado del debate de las indicaciones N°s 15, 16, 18, 19 y 20.

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A continuación, la indicación N° 21, de los Honorables Senadores señora Órdenes y señor Sandoval, para introducir a continuación del numeral 8 un número, nuevo, del siguiente tenor:

“…- Reemplácese en el artículo 191 inciso segundo, en el primer punto seguido, el siguiente párrafo: “Sin perjuicio de lo anterior, en el conjunto de los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 1.500 kilowatts, las tarifas máximas que las empresas distribuidoras podrán cobrar por suministro a usuarios residenciales no podrán superar el promedio simple de éstas, calculadas sobre la base de un consumo tipo, incrementado en un 10% del mismo, considerando una muestra representativa.”, por el que sigue:

“Sin perjuicio de lo anterior, en el conjunto de los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 1.500 kilowatts, las tarifas máximas que las empresas distribuidoras podrán cobrar por suministro a usuarios residenciales no podrán superar el promedio simple de éstas, calculadas sobre la base de un consumo tipo, incrementado en un 1% del mismo, considerando una muestra representativa.”.”.

La indicación N° 21 fue retirada por sus autores.

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Enseguida, se formuló la indicación N° 22, de los Honorables Senadores señora Órdenes y señor Sandoval, para incorporar a continuación del numeral 9 los siguientes números, nuevos:

“…- Reemplácese íntegramente el actual artículo 200, por el siguiente:

“Los precios máximos para los suministros indicados en el número 1 del artículo 147, serán determinados según el mecanismo establecido en el artículo 157 y de acuerdo al valor real de producción de energía eléctrica del sistema respectivo.”.

...- Deróguense los artículos 201, 202, 203, 204 y 205 del Decreto con fuerza de ley N° 4/20.018 de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.”.”.

La indicación N° 22 fue retirada por sus autores.

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Luego, se presentó la indicación N° 23, del Honorable Senador señor García Huidobro, para introducir el siguiente artículo permanente, nuevo:

“Artículo ...- Reemplácese el inciso tercero del artículo 139 decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, por el siguiente:

“Las infracciones a lo dispuesto en los incisos anteriores serán sancionadas con las multas que establezca previamente el reglamento y que no podrán ser inferiores a cincuenta ni superiores a mil unidades tributarias mensuales. En el caso de tratarse de infracciones reiteradas de la misma naturaleza, podrá aplicarse una multa de hasta seis veces el monto máximo señalado.”.”.

La indicación N° 23 fue retirada por su autor.

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La indicación N° 24, del Honorable Senador señor García Huidobro, para consultar un artículo permanente, nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo ...- Inclúyese un artículo 147 bis en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

“Artículo 147 bis. Prohíbese el establecimiento de mayores tarifas de distribución de energía eléctrica durante horas de punta o durante cualquier periodo de tiempo que pudiera establecerse mediante la segmentación temporal de horas, días, meses o años a nivel horario o estacional.”.”.

La indicación N° 24 fue retirada por su autor.

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Disposiciones transitorias

Artículo primero

Artículo primero.- Lo dispuesto en esta ley se aplicará al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 y, también, al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

A este artículo se presentó la indicación N° 25, del Honorable Senador señor García Huidobro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo primero.- Las disposiciones de la presente ley se aplicarán a partir de la fecha de su promulgación. Para dar cumplimiento a las mismas, deberá modificarse toda norma de carácter administrativo vigente cuyas disposiciones contravengan o no incluyan lo dispuesto en esta Ley, antes del dieciocho de diciembre del año dos mil diecinueve. Asimismo, se aplicará a todo proceso de determinación de tarifas de distribución futuro, incluyéndose el correspondiente al cuadrienio 2020-2024, así como también a todo proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuere pertinente.”.

La indicación N° 25 fue retirada por su autor.

Artículo tercero

Artículo tercero.- Las bases técnicas y administrativas preliminares a que se refiere el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán comunicarse a más tardar el 4 de noviembre de 2019.

A este artículo se formuló la indicación N° 26, de Su Excelencia el Presidente de la República, para reemplazar la frase “a más tardar el 4 de noviembre del 2019” por la siguiente: “dentro de los 20 días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la presente ley”.

Puesta en votación la indicación N° 26, fue aprobada por la unanimidad de los miembros de la Comisión, Honorable Senadora señora Provoste y Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens.

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A continuación, Su Excelencia el Presidente de la República presentó la indicación N° 27, para agregar los siguientes artículos transitorios, nuevos:

“Artículo ...- Dentro de los doce meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, la Comisión Nacional de Energía deberá emitir una resolución exenta en la que se establezca el alcance de la exigencia de contar con giro exclusivo que recae sobre las concesionaras de servicio público de distribución, así como también respecto a la contabilidad separada para cooperativas, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo ...- Los niveles de precios asociados al valor agregado por concepto de costos de distribución que estén siendo aplicados o las tarifas inferiores a las tarifas máximas que se estén facturando, ambas a la fecha de publicación de la presente ley, permanecerán constantes en pesos hasta el término de su vigencia.

Los saldos que resulten de la aplicación de lo anterior deberán ser actualizados únicamente por el Índice de Precios al Consumidor e incorporados a las tarifas resultantes de los siguientes procesos de tarificación de los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias de servicio público de distribución. Lo anterior, sujeto a que la cuenta promedio nacional a cliente residencial, calculada sobre la base de un consumo tipo, no experimente un alza. Con todo, la totalidad de los saldos generados deberán incorporarse, como máximo, dentro de los dos períodos tarifarios asociados a los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias del servicio público de distribución cuatrienales siguientes. Las disposiciones necesarias para la aplicación de este artículo deberán ser establecidas mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

Por su parte, para el caso de los sistemas medianos la componente de energía y potencia será estabilizada a su valor vigente al 31 de octubre de 2019, de acuerdo al procedimiento de implementación del mecanismo de estabilización de precios establecido en la ley N° 21.185 y la resolución exenta que la Comisión Nacional de Energía dictará para tal efecto.”.

En relación con el primer artículo propuesto, el señor Ministro hizo ver que el artículo séptimo transitorio prevé que la obligación de giro único esté cumplida a más tardar el 1 de enero de 2021. Dicho término, observó, parece algo exiguo para ciertas compañías que transan en bolsa y tienen accionistas minoritarios, por lo que propuso extenderlo en un año más.

El señor Venegas añadió que se trata de un asunto más bien práctico, habida cuenta que el cierre del año 2019 es ya inminente y de las nuevas reglas sobre estados financieros que desde hace un tiempo a esta parte operan en nuestro país. Puntualizó que, con la información que recibe, la Comisión Nacional de Energía debe emitir una resolución, lo que toma un par de meses.

El Honorable Senador señor Girardi apuntó que podría precisarse que el mayor lapso sea solo para pequeñas compañías.

Por su parte, el Honorable Senador señor Elizalde manifestó tener dudas sobre cuán conveniente sea realizar la enmienda sugerida, pues los estados financieros se presentan en el mes de abril de cada año; es decir, meses después de que finalice el presenta año 2019.

A su vez, la Honorable Senadora señora Provoste se mostró en desacuerdo con la ampliación del plazo, porque importaría hacer una concesión a la industria.

En lo que importa al segundo artículo propuesto, el señor Ministro explicó que se pretende estabilizar el componente de distribución de las cuentas, y así cerrar un tema que había quedado abierto cuando se discutió la ley del mecanismo de estabilización.

La Honorable Senadora señora Provoste puso de relieve que los cálculos hechos al discutir el mecanismo de estabilización, fueron conservadores respecto del precio del dólar, asumiendo supuestos que claramente han sido superados por la realidad. De ahí, indicó, la importancia de propender a la entrega de un subsidio por parte del Estado, para aliviar las alzas de tarifa.

Destacó que lo planteado se encuentra recogido en el protocolo de acuerdos y solicitó al Ejecutivo su opinión sobre el particular.

El señor Ministro coincidió en que los contratos, anteriormente suscritos entre generadoras y distribuidoras, tienen una incidencia muy importante del dólar. Por consiguiente, contar con un mecanismo de subsidio efectivo y operativo resulta del todo relevante. Tanto así, que el Ejecutivo ha asumido un compromiso en el aludido protocolo, que incluye la formación de una mesa técnica.

La Honorable Senadora señora Provoste resaltó que, para tal efecto, debe analizarse la posibilidad de establecer mecanismos automáticos que permitan eliminar la discrecionalidad de la autoridad. Del modo, por ejemplo, que hoy funciona el subsidio al agua potable.

En votación la indicación N° 27, fue aprobada por la unanimidad de los integrantes de la Comisión, Honorable Senadora señora Provoste y Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens.

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La indicación N° 28, de la Honorable Senadora señora Provoste, para agregar un artículo transitorio nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo …- El Ministerio de Energía informará anualmente, a las Comisiones de Energía del Senado y la Cámara de Diputados, respecto al total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, tomando como año base el 2019.”.

El Ministro señor Jobet expresó que el Ejecutivo comparte la finalidad de la indicación. Debe, con todo, ser objeto de precisiones. En el sentido, especificó, de que sea la Comisión Nacional de Energía la que informe, que lo haga anualmente pero durante el siguiente período tarifario, y tomando con respecto a la tasa actual de 10% antes de impuesto.

La Honorable Senadora señora Provoste se mostró de acuerdo con lo sugerido por el señor Ministro.

Como consecuencia del debate se acordó aprobar la indicación modificada, en los siguientes términos:

“Artículo décimocuarto.- La Comisión Nacional de Energía informará anualmente a las Comisiones de Minería y Energía del Senado y de la Cámara de Diputados, a contar del primer año de aplicación del periodo tarifario que considere las modificaciones introducidas por la presente ley, respecto al total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, con respecto a la tasa actual de 10% antes de impuestos.”.

En votación la indicación N° 28, fue aprobada con modificaciones por la unanimidad de los integrantes de la Comisión, Honorable Senadora señora Provoste y Honorables Senadores señores Elizalde, García Huidobro, Girardi y Prohens.

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A continuación, los Honorables Senadores señores Moreira y Quinteros presentaron la indicación N° 29, para agregar un artículo nuevo del siguiente tenor:

"Artículo …- Modifícase el artículo 2o de la Ley N°21.185, que Crea un Mecanismo Transitorio de Estabilización de Precios de la Energía Eléctrica para Clientes Sujetos a Regulación de Tarifas, agregando una letra f. del siguiente tenor:

f. El mecanismo de estabilización de precios establecido en esta ley se hará aplicable, de manera análoga, a los sistemas eléctricos cuya capacidad instalada de generación sea inferior a 200 megawatts y superior a 1.500 kilowatt de manera tal que sus tarifas a público sean congeladas a la misma fecha, o la fecha más próxima, que la de aquellos sistemas de mayor capacidad. La Comisión Nacional de Energía deberá, para estos efectos, efectuar los cálculos y dictar los actos jurídicos administrativos necesarios para la materialización de esta regla.".

La indicación N° 29 fue declarada inadmisible, de conformidad al artículo 65, N° 2, de la Carta Fundamental.

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MODIFICACIONES

De conformidad a los acuerdos adoptados, vuestra Comisión de Minería y Energía tiene el honor de proponer aprobar el presente proyecto de ley, con las siguientes modificaciones:

Artículo único

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Ha incorporado, después del numeral 1, el siguiente número 2., nuevo:

“2. Reemplázase en el literal d) del artículo 147, el guarismo “500” por “300”, las dos veces que es enunciado.”. (Indicación N° 2, 3x2)

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N° 2.

Ha pasado a ser N° 3, sin enmiendas.

N° 3.

Ha pasado a ser N° 4.

Ha agregado al inciso tercero del artículo 182 bis propuesto, la siguiente oración final: “Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido.”. (Indicación N° 6, 5x0)

N° 4.

Ha pasado a ser N° 5.

Ha agregado, en el número 1) del inciso segundo, del artículo 183 propuesto, a continuación de la palabra “demanda” el siguiente texto: “, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija”. (Indicación N° 7, 5x0)

Ha sustituido, en el número 4) del inciso segundo, del artículo 183 propuesto, la expresión “inversión relevantes” por “inversiones relevantes”. (modificación formal, artículo 121 del Reglamento).

N° 5.

Ha pasado a ser N° 6.

Ha reemplazado, en el inciso undécimo, la palabra “quince” por “veinte”. (Indicación N° 10, 5x0)

Ha sustituido, en el inciso vigésimo primero, la palabra “veinte” por “treinta”. (Indicación N° 11, 5x0)

Ha agregado, en el inciso vigésimo segundo, después de la expresión “discrepar.”, la siguiente oración: “La agrupación definida en las bases del estudio sólo podrá ser observada por las partes, pero no modificada por el Panel de Expertos.”. (Indicación N° 12, 4x1)

N° 6.

Ha pasado a ser N° 7.

Ha incorporado las siguientes letras a) y b), nueva:

“a) Agrégase, al final del inciso primero, a continuación del punto aparte, que pasa a ser punto seguido, la siguiente frase: “La estructuración de las tarifas deberá efectuarse de modo tal que reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución resultante del proceso de tarificación. El cumplimiento de la condición señalada deberá explicitarse junto con la propuesta de fórmulas tarifarias a que se refiere el artículo 183 bis.”.”. (Indicación N° 13, 4x1 abstención)

b) Agréganse los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos:

“Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas en el registro a que se refiere el artículo 183 bis, podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.”.”. (Indicación N° 14, 5x0)

Ha agregado, en la letra a), que ha pasado a ser c), después de la palabra “segundo” la expresión “, que ha pasado a ser cuarto,”, y ha incorporado antes del punto final (.), lo siguiente: “y sustitúyese la expresión “cuatro puntos” por “dos puntos al alza y tres puntos a la baja”.”. (Indicación N° 13, 5x0)

Las letras b), c) y d) han pasado a ser letras d), e) y f), respectivamente, con la enmienda formal de agregar después de la palabra “tercero” la expresión “, que ha pasado a ser quinto”.

Ha consultado la siguiente letra g), nueva:

g) Agrégase en el numeral 3 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, después de la frase “igual a cero.” el siguiente texto: “Se deberá considerar un periodo equivalente a la vida útil promedio ponderada del total de activos que componen el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución de la industria, determinadas en los estudios de cada empresa modelo del proceso de tarificación respectivo para cada área típica.”. (Indicación N° 17, 5x0)

N°s 7, 8, 9, 10

Han pasado a ser N°s 8, 9, 10 y 11, respectivamente, sin modificaciones.

Disposiciones transitorias

Artículo tercero

Ha reemplazado la frase “a más tardar el 4 de noviembre del 2019” por la siguiente: “dentro de los veinte días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la presente ley”. (Indicación N° 26, 5x0)

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Ha consultado los siguientes artículos décimo segundo, décimo tercero y décimo cuarto, nuevos:

“Artículo décimo segundo.- Dentro de los doce meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, la Comisión Nacional de Energía deberá emitir una resolución exenta en la que se establezca el alcance de la exigencia de contar con giro exclusivo que recae sobre las concesionarias de servicio público de distribución, así como también respecto a la contabilidad separada para cooperativas, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo décimo tercero.- Los niveles de precios asociados al valor agregado por concepto de costos de distribución que estén siendo aplicados o las tarifas inferiores a las tarifas máximas que se estén facturando, ambas a la fecha de publicación de la presente ley, permanecerán constantes en pesos hasta el término de su vigencia.

Los saldos que resulten de la aplicación de lo anterior deberán ser actualizados únicamente por el Índice de Precios al Consumidor e incorporados a las tarifas resultantes de los siguientes procesos de tarificación de los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias de servicio público de distribución. Lo anterior, sujeto a que la cuenta promedio nacional a cliente residencial, calculada sobre la base de un consumo tipo, no experimente un alza. Con todo, la totalidad de los saldos generados deberán incorporarse, como máximo, dentro de los dos períodos tarifarios asociados a los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias del servicio público de distribución cuatrienales siguientes. Las disposiciones necesarias para la aplicación de este artículo deberán ser establecidas mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

Por su parte, para el caso de los sistemas medianos la componente de energía y potencia será estabilizada a su valor vigente al 31 de octubre de 2019, de acuerdo al procedimiento de implementación del mecanismo de estabilización de precios establecido en la ley N° 21.185 y la resolución exenta que la Comisión Nacional de Energía dictará para tal efecto. (Indicación N° 27, 5x0)

Artículo décimo cuarto.- La Comisión Nacional de Energía informará anualmente a las Comisiones de Minería y Energía del Senado y de la Cámara de Diputados, a contar del primer año de aplicación del periodo tarifario que considere las modificaciones introducidas por la presente ley, respecto al total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, con respecto a la tasa actual de 10% antes de impuestos.”. (Indicación N° 28, 5x0)

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TEXTO DEL PROYECTO

En virtud de las modificaciones anteriores, el proyecto de ley queda como sigue:

PROYECTO DE LEY:

“Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

1. Incorpórase, a continuación del artículo 8 bis, el siguiente artículo 8 ter:

“Artículo 8 ter.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2 de la ley N° 18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5, de 2003, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, en adelante “cooperativas”, que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado, estarán obligadas, para los efectos de esta ley, a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.”.

2. Reemplázase en el literal d) del artículo 147, el guarismo “500” por “300”, las dos veces que es enunciado.

3. Reemplázase en el número 3 del artículo 182 la expresión “igual al 10% real anual” por la frase “de acuerdo a lo establecido en el artículo 182 bis”.

4. Incorpórase, a continuación del artículo 182, el siguiente artículo 182 bis:

“Artículo 182 bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años, de acuerdo al procedimiento señalado en este artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.

El riesgo sistemático señalado se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.

La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años, a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización. Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido.

El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.

La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.

La tasa de actualización, de este modo, será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

La Comisión, antes de los cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en este artículo.

Finalizado el estudio señalado en el inciso anterior, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183 bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.”.

5. Sustitúyese el artículo 183 por el siguiente:

“Artículo 183.- Las componentes indicadas en el artículo 182 se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, y deberá abrirse un período de consulta pública. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión, conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo 183 bis y en el reglamento.

El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo en, al menos, los siguientes aspectos:

1) La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija.

2) El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.

3) La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.

4) La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversiones relevantes.

5) La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.”.

6. Introdúcese, a continuación del artículo 183, el siguiente artículo 183 bis:

“Artículo 183 bis.- En el plazo máximo de treinta días, contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo 183, la Comisión abrirá, por el plazo de veinticinco días, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, en adelante “participantes”, quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos, de acuerdo con las normas de esta ley.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión comunicará en su página web y en dos o más medios de amplia difusión el llamado a registro y la información que los participantes deberán presentar.

En todo caso, los antecedentes que solicite la Comisión para constituir dicho registro deberán estar destinados a acreditar la representación y la correcta identificación de cada participante y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Los participantes registrados y las empresas concesionarias podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y al estudio de costos, y presentar discrepancias ante el Panel, cuando corresponda.

Las notificaciones y comunicaciones a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Los participantes debidamente inscritos en el registro no podrán participar en la elaboración del estudio de costos a que se refiere el artículo 183.

En el plazo máximo de treinta días corridos de finalizado el proceso de registro de participantes, la Comisión comunicará por medios electrónicos a éstos y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas preliminares del estudio de costos.

Las bases administrativas deberán establecer, a lo menos, los requisitos, antecedentes y la modalidad de presentación de ofertas. Las bases técnicas deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo eficiente, y todo otro aspecto que se considere necesario definir en forma previa a la realización del estudio.

A partir de la fecha de la comunicación de las bases técnicas preliminares y dentro del plazo de veinte días, los participantes y las empresas concesionarias de distribución podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo señalado en el inciso anterior y en un término no superior a veinte días, la Comisión comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas corregidas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las bases técnicas corregidas, los participantes y las empresas concesionarias podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de veinte días, contado desde el vencimiento del plazo para la presentación de las discrepancias, y deberá resolverlas dentro de los treinta días siguientes a la audiencia pública, de acuerdo a lo señalado en el artículo 211.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días, a través de una resolución que se publicará en dos o más medios de amplia difusión y se comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución.

El estudio de costos será licitado de conformidad con las normas de la ley N° 19.886 y su reglamento, y adjudicado de acuerdo con las bases técnicas y administrativas antes referidas. Será ejecutado y supervisado por un comité integrado por representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo con los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa; dos representantes del Ministerio y dos representantes de la Comisión, uno de los cuales presidirá el referido comité. La Comisión realizará el llamado a licitación y la adjudicación, y firmará del contrato.

La Comisión establecerá el procedimiento para la constitución y funcionamiento del comité señalado en el inciso anterior.

El estudio de costos será financiado íntegramente por la Comisión y deberá ejecutarse dentro del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a ocho meses a partir de la adjudicación.

El consultor al que se adjudique el estudio deberá prestar el apoyo que sea necesario a la Comisión hasta la dictación del correspondiente decreto tarifario.

Los resultados del estudio de costos deberán especificar para cada área típica de distribución, a lo menos, lo señalado en el artículo 182.

La Comisión dispondrá del plazo de tres meses para revisar, corregir y adecuar los resultados del estudio de costos y para notificar, por medios electrónicos, a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes un informe técnico preliminar elaborado sobre la base de dicho estudio. El plazo se contará desde la fecha en que el comité otorgue su conformidad al estudio.

El informe técnico preliminar deberá contener, a lo menos, las materias señaladas en el artículo 182.

En caso que los participantes y las empresas concesionarias de distribución tengan observaciones técnicas respecto del informe técnico preliminar, deberán presentarlas a la Comisión dentro de los veinte días siguientes a su notificación. La Comisión, en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde el vencimiento del término para efectuar observaciones, deberá comunicar, por medios electrónicos, la resolución que contenga el informe técnico corregido, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones técnicas planteadas.

Dentro de los quince días siguientes a la notificación de la resolución señalada en el inciso anterior, las empresas concesionarias y los participantes podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o fuesen acogidas parcialmente. Del mismo plazo dispondrá quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico para solicitar que se mantenga su contenido, en caso de haberse modificado éste. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de treinta días, contado desde el vencimiento del término para presentar las discrepancias, y deberá evacuar su dictamen en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde la referida audiencia.

Las bases del estudio de costos agruparán los costos del estudio en diferentes categorías sobre las cuales se podrá discrepar. La agrupación definida en las bases del estudio sólo podrá ser observada por las partes, pero no modificada por el Panel de Expertos. En cada categoría, y para cada área típica de distribución, el Panel sólo podrá optar por el resultado del informe de la Comisión, la alternativa planteada por un participante o por una empresa concesionaria para el conjunto de sus discrepancias presentadas en dicha categoría. El Panel no podrá elegir entre resultados parciales de costos o entre criterios que se hubiesen presentado como observaciones, sino sólo entre valores finales.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de cuarenta días, contados desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes, incorporando e implementando lo resuelto por el Panel.

Junto con el informe técnico definitivo señalado en el inciso anterior, la Comisión propondrá al Ministerio de Energía las fórmulas tarifarias para el siguiente período tarifario.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en este artículo.”.

7. En el artículo 185:

a) Agrégase, al final del inciso primero, a continuación del punto aparte, que pasa a ser punto seguido, la siguiente frase: “La estructuración de las tarifas deberá efectuarse de modo tal que reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución resultante del proceso de tarificación. El cumplimiento de la condición señalada deberá explicitarse junto con la propuesta de fórmulas tarifarias a que se refiere el artículo 183 bis.”.

b) Agréganse los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos:

“Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas en el registro a que se refiere el artículo 183 bis, podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.”.

c) Reemplázase en el inciso segundo, que ha pasado a ser cuarto, la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos” y sustitúyese la expresión “cuatro puntos” por “dos puntos al alza y tres puntos a la baja”.”.

d) Elimínase el numeral 1 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto.

e) Sustitúyese en el numeral 2 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, la frase “Cada empresa determinará e informará a la Comisión” por “La Comisión determinará para cada empresa”.

f) Intercálase en el numeral 3 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, entre la expresión “procedimiento anterior” y el punto seguido, la siguiente frase: “, y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine”.

g) Agrégase en el numeral 3 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, después de la frase “igual a cero.” el siguiente texto: “Se deberá considerar un periodo equivalente a la vida útil promedio ponderada del total de activos que componen el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución de la industria, determinadas en los estudios de cada empresa modelo del proceso de tarificación respectivo para cada área típica.”.

8. Reemplázase en el artículo 187 la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

9. Elimínanse los artículos 188 y 189.

10. En el artículo 193:

a) Reemplázase en el inciso primero la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

b) Sustitúyese en el inciso quinto la frase “en las respectivas concesiones” por “considerando todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión”.

11. Reemplázase la letra m) del artículo 225 por la siguiente:

“m) Áreas típicas de distribución: áreas en que los costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro de red son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.”.

Disposiciones transitorias

Artículo primero.- Lo dispuesto en esta ley se aplicará al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 y, también, al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

Artículo segundo.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía podrá utilizar estudios de determinación de tasa de actualización contratados por ésta, y no serán exigibles las disposiciones establecidas en el inciso séptimo del artículo 182 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo tercero.- Las bases técnicas y administrativas preliminares a que se refiere el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán comunicarse dentro de los veinte días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la presente ley.

Artículo cuarto.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, y por única vez, no serán aplicables las disposiciones establecidas en el artículo 183 bis en relación a la constitución del registro de participantes. Para dicho proceso se entenderán como integrantes del registro de participación ciudadana que establece el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N° 19.496, que establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores, y las empresas concesionarias de distribución eléctrica.

Artículo quinto.- Sin perjuicio de lo establecido en el inciso primero del artículo 183, para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía deberá definir al menos cuatro áreas típicas para las cooperativas de distribución eléctrica en las cuales se considerarán como empresas de referencia a cooperativas que presten el servicio público de distribución para el estudio de costos de la respectiva área típica.

Artículo sexto.- Los plazos aplicables para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 serán los siguientes:

1. El Panel de Expertos deberá resolver dentro de los veinte días siguientes a la audiencia pública a que se refiere el inciso décimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

2. La Comisión deberá dictar la resolución a que se refiere el inciso décimo segundo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, dentro de los siguientes diez días desde la comunicación del dictamen señalado en el numeral anterior.

3. El estudio de costos a que se refieren los artículos 183 y 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser ejecutado en el plazo máximo de cien días a partir de su adjudicación.

4. Dentro de los tres días desde que el Comité a que se refiere el inciso décimo tercero del artículo 183 bis otorgue la conformidad al estudio al que se refiere el numeral anterior, la Comisión lo comunicará en su página web y en un medio de amplio acceso, y los participantes tendrán el plazo de quince días, contado desde dicha publicación, para efectuar observaciones al estudio. En razón de lo anterior, por única vez no será necesaria la emisión del informe técnico preliminar al que se refiere el inciso décimo octavo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

5. La Comisión, en el plazo de cuarenta días, contado desde el vencimiento del plazo para efectuar observaciones al estudio conforme a lo señalado en el numeral anterior, deberá comunicar la resolución que contenga el informe técnico conforme a lo dispuesto en el inciso vigésimo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

6. Las discrepancias a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, sólo se podrán referir a observaciones presentadas al estudio que no hayan sido consideradas en el informe técnico señalado en el numeral anterior, o modificaciones respecto de lo señalado en el estudio sin que hubiese sido observado.

7. La audiencia pública a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser realizada quince días después del término del plazo para presentar discrepancias.

8. El dictamen del Panel, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser evacuado en el plazo de treinta días contado desde la audiencia pública a que se refiere dicha disposición.

Artículo séptimo.- Las empresas titulares de concesiones de servicio público de distribución deberán dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a más tardar el 1 de enero de 2021.

Las transferencias de concesiones que sean necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en el inciso precedente se entenderán autorizadas, en los términos establecidos en el artículo 47 del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, debiendo las empresas concesionarias de servicio público de distribución eléctrica enviar al Ministerio de Energía los antecedentes que acrediten el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior.

Artículo octavo.- Dentro de los seis meses siguientes a la publicación de esta ley en el Diario Oficial, el Presidente de la República deberá enviar al Congreso Nacional un proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución eléctrica, el que podrá abordar cualquiera de las materias tratadas en esta ley.

Artículo noveno.- La primera fijación de fórmulas tarifarias conforme al proceso establecido en esta ley tendrá vigencia a contar del término de aquellas fijadas en el decreto supremo N° 11T, de 2017, actualizado por el decreto supremo N° 5T, de 2018, ambos del Ministerio de Energía, por un período máximo de cuatro años o hasta la publicación de la ley a que se refiere el artículo precedente, así como también el proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

Artículo décimo.- A más tardar el 31 de marzo de 2021, el Ministerio de Energía deberá informar a las Comisiones de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y del Senado acerca de la implementación y aplicación de esta ley, evaluando sus impactos en la rebaja de tarifas, como asimismo, en la transparencia y participación ciudadana.

Artículo décimo primero.- El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo previsto en la Ley de Presupuestos.

Artículo décimo segundo.- Dentro de los doce meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, la Comisión Nacional de Energía deberá emitir una resolución exenta en la que se establezca el alcance de la exigencia de contar con giro exclusivo que recae sobre las concesionarias de servicio público de distribución, así como también respecto a la contabilidad separada para cooperativas, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo décimo tercero.- Los niveles de precios asociados al valor agregado por concepto de costos de distribución que estén siendo aplicados o las tarifas inferiores a las tarifas máximas que se estén facturando, ambas a la fecha de publicación de la presente ley, permanecerán constantes en pesos hasta el término de su vigencia.

Los saldos que resulten de la aplicación de lo anterior deberán ser actualizados únicamente por el Índice de Precios al Consumidor e incorporados a las tarifas resultantes de los siguientes procesos de tarificación de los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias de servicio público de distribución. Lo anterior, sujeto a que la cuenta promedio nacional a cliente residencial, calculada sobre la base de un consumo tipo, no experimente un alza. Con todo, la totalidad de los saldos generados deberán incorporarse, como máximo, dentro de los dos períodos tarifarios asociados a los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias del servicio público de distribución cuatrienales siguientes. Las disposiciones necesarias para la aplicación de este artículo deberán ser establecidas mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

Por su parte, para el caso de los sistemas medianos la componente de energía y potencia será estabilizada a su valor vigente al 31 de octubre de 2019, de acuerdo al procedimiento de implementación del mecanismo de estabilización de precios establecido en la ley N° 21.185 y la resolución exenta que la Comisión Nacional de Energía dictará para tal efecto.

Artículo décimo cuarto.- La Comisión Nacional de Energía informará anualmente a las Comisiones de Minería y Energía del Senado y de la Cámara de Diputados, a contar del primer año de aplicación del periodo tarifario que considere las modificaciones introducidas por la presente ley, respecto al total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, con respecto a la tasa actual de 10% antes de impuestos.”.

Acordado en sesiones celebradas el día 27 de noviembre de 2019, con la asistencia del Honorable Senador señor Álvaro Elizalde Soto (Presidente), Honorable Senadora señora Yasna Provoste Campillay y Honorables Senadores señores Alejandro García Huidobro Sanfuentes, Guido Girardi Lavín y Rafael Prohens Espinosa.

Sala de la Comisión, a 27 de noviembre de 2019.

Julio Cámara Oyarzo

Secretario

RESUMEN EJECUTIVO

_____________________________________________________________

SEGUNDO INFORME DE LA COMISIÓN DE MINERÍA Y ENERGÍA RECAÍDO EN EL PROYECTO DE LEY, EN SEGUNDO TRÁMITE CONSTITUCIONAL, QUE REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

(BOLETINES Nºs 12.567-08 y 12.471-08, refundidos)

I. OBJETIVO DEL PROYECTO PROPUESTO POR LA COMISIÓN: revisar la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, optimizando su cálculo, de manera que se vea reflejada la rebaja en las tarifas a partir del próximo proceso tarifario correspondiente al cuadrienio 2020-2024.

II. ACUERDOS: indicaciones

Indicación Nº 1: retirada

Indicación Nº 2: aprobada (3x2)

Indicación Nº 3: retirada

Indicación Nº 4: retirada

Indicación Nº 5: retirada

Indicación Nº 6: aprobada (5x0)

Indicación Nº 7: aprobada (5x0)

Indicación Nº 8: retirada

Indicación Nº 9: retirada

Indicación Nº 10: aprobada (5x0)

Indicación Nº 11: aprobada (5x0)

Indicación Nº 12: aprobada (4x1 en contra)

Indicación Nº 13: primera parte, aprobada 4x1 abstención; segunda parte aprobada con modificaciones (5x0)

Indicación Nº 14: aprobada con modificaciones (5x0)

Indicación Nº 15: retirada

Indicación Nº 16: retirada

Indicación Nº 17: aprobada (5x0)

Indicación Nº 18: retirada

Indicación Nº 19: retirada

Indicación Nº 20: retirada

Indicación Nº 21: retirada

Indicación Nº 22: retirada

Indicación Nº 23: retirada

Indicación Nº 24: retirada

Indicación Nº 25: retirada

Indicación Nº 26: aprobada (5x0)

Indicación Nº 27: aprobada (5x0)

Indicación Nº 28: aprobada con modificaciones (5x0)

Indicación Nº 29: inadmisible

III. ESTRUCTURA DEL PROYECTO APROBADO POR LA COMISIÓN: consta de un artículo permanente y catorce disposiciones transitorias.

IV. NORMAS DE QUÓRUM ESPECIAL: no tiene.

V. URGENCIA: discusión inmediata.

VI: ORIGEN E INICIATIVA: Cámara de Diputados. Moción de los Honorables Diputados señoras Daniella Cicardini y Alejandra Sepúlveda, y señores Ricardo Celis, Francisco Eguiguren, Sergio Gahona, Giorgio Jackson, Pablo Vidal y Matías Walker (Boletín N° 12.471-08) y Mensaje de Su Excelencia el Presidente de la República (Boletín N° 12.567-08).

VII. TRÁMITE CONSTITUCIONAL: segundo.

VIII.APROBACIÓN POR LA CÁMARA DE DIPUTADOS: aprobado en general por 120 votos a favor, sin votos en contra y 5 abstenciones.

IX. TRÁMITE REGLAMENTARIO: segundo informe.

X. INICIO TRAMITACIÓN EN EL SENADO: 10 de septiembre de 2019.

XI. LEYES QUE SE MODIFICAN O QUE SE RELACIONAN CON LA MATERIA:

1.- Decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

2.- Ley N°18.046, sobre sociedades anónimas.

3.- Ley N° 19.886, de bases sobre contratos administrativos de suministro y prestación de servicios.

4.- Ley N° 19.496, establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores.

5.- Decreto con fuerza de ley N° 5 de 2003, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, concordado y sistematizado de la ley general de cooperativas.

6.- Decreto supremo N°11 T, de 2016, que fija fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados que se señalan, efectuados por las empresas concesionarias de distribución que se indican, actualizado por el decreto supremo N° 5 T, de 2018, que fija precios de nudo para suministros de electricidad, ambos del Ministerio de Energía.

Sala de la Comisión, a 27 de noviembre de 2019.

Julio Cámara Oyarzo

Secretario

2.5. Informe de Comisión de Hacienda

Senado. Fecha 03 de diciembre, 2019. Informe de Comisión de Hacienda en Sesión 79. Legislatura 367.

?CERTIFICADO

Certifico que el día de hoy, 3 de diciembre de 2019, la Comisión de Hacienda sesionó para tratar el proyecto de ley, en segundo trámite constitucional, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica (boletín N°s 12.567-08 y 12.471-08, refundidos), con urgencia calificada de “discusión inmediata”.

A la sesión en que la Comisión conoció de esta iniciativa asistieron sus miembros, Honorables Senadores señores Coloma, García, Lagos, Montes y Pizarro.

Asimismo, concurrieron, del Ministerio de Energía, el Ministro (S) y Subsecretario de Energía, señor Francisco López; el Coordinador Legislativo del Ministro, señor Juan Ignacio Gómez, y la asesora legislativa, señora María Raquel Fuenzalida.

Del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, la asesora procuradora, señora Mikaela Romero.

De la Comisión Nacional de Energía, el Secretario Ejecutivo, señor José Venegas, y la encargada de comunicaciones, señora Alejandra Quintanilla.

El asesor del Honorable Senador Coloma, señor Williams Valenzuela.

La asesora del Honorable Senador García, señora Valentina Becerra.

El asesor del Honorable Senador Lagos, señor Reinaldo Monardes.

Del Comité Demócrata Cristiano, el asesor, señor Julio Valladares.

De la Fundación Jaime Guzmán, la asesora, señora Antonia Vicencio.

De la Biblioteca del Congreso Nacional, el asesor legislativo, señor Samuel Argüello.

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Para efectos de lo dispuesto en el artículo 124 del Reglamento del Senado, se deja constancia de que la Comisión de Hacienda no efectuó enmiendas respecto del texto despachado por la Comisión de Minería y Energía en su segundo informe.

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DISCUSIÓN

De conformidad con su competencia, la Comisión de Hacienda se pronunció respecto de las siguientes disposiciones del proyecto de ley: inciso séptimo del artículo 182 bis contenido en el número 4, e incisos primero y decimoquinto del artículo 183 bis que introduce el número 6, ambos del artículo único permanente; y el artículo décimo primero transitorio. Lo hizo en los términos en que fueron aprobados por la Comisión de Minería y Energía, como corresponde de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 41 del Reglamento de la Corporación.

Puestas en votación las referidas normas, resultaron aprobadas por mayoría de votos. Se pronunciaron favorablemente los Honorables Senadores señores Coloma, García y Pizarro, y se abstuvo el Honorable Senador señor Lagos.

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- La Dirección de Presupuestos emitió, en primer lugar, el informe financiero N° 56, de 18 de abril de 2019, que señala, de modo textual, lo siguiente:

“I. Antecedentes

En el marco de lo definido en el programa de gobierno y en la Ruta Energética 2018- 2022, se inició un proceso legislativo con el fin de implementar una profunda reforma del segmento de distribución. Esto se considera relevante debido a que este es el único segmento del sector eléctrico que interactúa directamente con la ciudadanía.

Dado ello, se considera necesario proceder a la dictación de una ley que revise la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica, que incorpore las modificaciones necesarias a la brevedad posible, con el fin que sean reflejadas en las tarifas a partir del próximo periodo tarifario.

El presente proyecto, en su artículo único permanente, se abordan las siguientes ideas matrices:

1) Fija una nueva tasa de actualización, que sea representativa de los riesgos que actualmente enfrentan las empresas que prestan el servicio de distribución eléctrica.

2) Moderniza el procedimiento de determinación y fijación de las tarifas de distribución, a fin de determinar adecuadamente los costos eficientes de prestar el servicio de distribución.

3) Perfeccionamiento de la definición de “áreas típicas”.

Por su parte, el artículo transitorio contempla expresamente que las disposiciones del proyecto de ley se aplicarán al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, así como también al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuere pertinente.

II. Efecto del proyecto de ley sobre el Presupuesto Fiscal

El presente proyecto de ley irroga gastos por los siguientes conceptos:

1. Gasto en personal: se necesita contratar a dos profesionales (ingenieros) grado 4, para apoyar la revisión de los estudios previamente mencionados.

2. Gasto en Bienes y Servicios de Consumo: esto corresponde a la realización de los siguientes estudios.

- Estudio de costo de capital: este estudio tiene un costo de $40.000 miles de pesos y se efectuará cada 4 años. El primer estudio debe ejecutarse el presente año, por lo que se financiará con presupuesto vigente, mediante reasignaciones. El siguiente debe hacerse el 2023.

- Estudio de valorización: pese a que se efectúa en la actualidad (cada 4 años), las presentes modificaciones implican que dicho estudio deberá ser de mayor profundidad. Esto se traduce un gasto incremental de $200.000 miles de pesos cada 4 años. El primer estudio de esta clase debe realizarse el año 2020.

3. Gasto en Activos no financieros: correspondiente a mobiliario y equipo informático para los profesionales que apoyarán la revisión de estudios.

El mayor gasto Fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida Tesoro Público, de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos.

III. Fuentes de información

1. Mensaje de S.E. el Presidente de la República con el que inicia un proyecto de ley que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica. Santiago, 18 de abril de 2019.

2. Decreto con Fuerza de Ley N° 4 que fija texto refundido, coordinado y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N° 1, de minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica.”.

Se deja constancia del precedente informe financiero, en cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 17, inciso segundo, de la Ley Orgánica Constitucional del Congreso Nacional.

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TEXTO DEL PROYECTO

En mérito del acuerdo precedentemente expuesto, vuestra Comisión de Hacienda tiene el honor de proponer la aprobación del proyecto de ley en informe, en los mismos términos en que fue despachado por la Comisión de Minería y Energía, cuyo texto es el siguiente:

PROYECTO DE LEY:

“Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

1. Incorpórase, a continuación del artículo 8 bis, el siguiente artículo 8 ter:

“Artículo 8 ter.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2 de la ley N° 18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5, de 2003, del Ministerio de Economía Fomento y Reconstrucción, en adelante “cooperativas”, que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos al señalado, estarán obligadas, para los efectos de esta ley, a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.”.

2. Reemplázase en el literal d) del artículo 147, el guarismo “500” por “300”, las dos veces que es enunciado.

3. Reemplázase en el número 3 del artículo 182 la expresión “igual al 10% real anual” por la frase “de acuerdo a lo establecido en el artículo 182 bis”.

4. Incorpórase, a continuación del artículo 182, el siguiente artículo 182 bis:

“Artículo 182 bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años, de acuerdo al procedimiento señalado en este artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.

El riesgo sistemático señalado se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.

La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años, a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización. Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido.

El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.

La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.

La tasa de actualización, de este modo, será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

La Comisión, antes de los cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en este artículo.

Finalizado el estudio señalado en el inciso anterior, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183 bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.”.

5. Sustitúyese el artículo 183 por el siguiente:

“Artículo 183.- Las componentes indicadas en el artículo 182 se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, y deberá abrirse un período de consulta pública. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión, conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo 183 bis y en el reglamento.

El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo en, al menos, los siguientes aspectos:

1) La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija.

2) El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.

3) La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.

4) La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversiones relevantes.

5) La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.”.

6. Introdúcese, a continuación del artículo 183, el siguiente artículo 183 bis:

“Artículo 183 bis.- En el plazo máximo de treinta días, contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo 183, la Comisión abrirá, por el plazo de veinticinco días, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, en adelante “participantes”, quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos, de acuerdo con las normas de esta ley.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión comunicará en su página web y en dos o más medios de amplia difusión el llamado a registro y la información que los participantes deberán presentar.

En todo caso, los antecedentes que solicite la Comisión para constituir dicho registro deberán estar destinados a acreditar la representación y la correcta identificación de cada participante y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Los participantes registrados y las empresas concesionarias podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y al estudio de costos, y presentar discrepancias ante el Panel, cuando corresponda.

Las notificaciones y comunicaciones a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Los participantes debidamente inscritos en el registro no podrán participar en la elaboración del estudio de costos a que se refiere el artículo 183.

En el plazo máximo de treinta días corridos de finalizado el proceso de registro de participantes, la Comisión comunicará por medios electrónicos a éstos y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas preliminares del estudio de costos.

Las bases administrativas deberán establecer, a lo menos, los requisitos, antecedentes y la modalidad de presentación de ofertas. Las bases técnicas deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo eficiente, y todo otro aspecto que se considere necesario definir en forma previa a la realización del estudio.

A partir de la fecha de la comunicación de las bases técnicas preliminares y dentro del plazo de veinte días, los participantes y las empresas concesionarias de distribución podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo señalado en el inciso anterior y en un término no superior a veinte días, la Comisión comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas corregidas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las bases técnicas corregidas, los participantes y las empresas concesionarias podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de veinte días, contado desde el vencimiento del plazo para la presentación de las discrepancias, y deberá resolverlas dentro de los treinta días siguientes a la audiencia pública, de acuerdo a lo señalado en el artículo 211.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días, a través de una resolución que se publicará en dos o más medios de amplia difusión y se comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución.

El estudio de costos será licitado de conformidad con las normas de la ley N° 19.886 y su reglamento, y adjudicado de acuerdo con las bases técnicas y administrativas antes referidas. Será ejecutado y supervisado por un comité integrado por representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo con los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa; dos representantes del Ministerio y dos representantes de la Comisión, uno de los cuales presidirá el referido comité. La Comisión realizará el llamado a licitación y la adjudicación, y firmará del contrato.

La Comisión establecerá el procedimiento para la constitución y funcionamiento del comité señalado en el inciso anterior.

El estudio de costos será financiado íntegramente por la Comisión y deberá ejecutarse dentro del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a ocho meses a partir de la adjudicación.

El consultor al que se adjudique el estudio deberá prestar el apoyo que sea necesario a la Comisión hasta la dictación del correspondiente decreto tarifario.

Los resultados del estudio de costos deberán especificar para cada área típica de distribución, a lo menos, lo señalado en el artículo 182.

La Comisión dispondrá del plazo de tres meses para revisar, corregir y adecuar los resultados del estudio de costos y para notificar, por medios electrónicos, a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes un informe técnico preliminar elaborado sobre la base de dicho estudio. El plazo se contará desde la fecha en que el comité otorgue su conformidad al estudio.

El informe técnico preliminar deberá contener, a lo menos, las materias señaladas en el artículo 182.

En caso que los participantes y las empresas concesionarias de distribución tengan observaciones técnicas respecto del informe técnico preliminar, deberán presentarlas a la Comisión dentro de los veinte días siguientes a su notificación. La Comisión, en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde el vencimiento del término para efectuar observaciones, deberá comunicar, por medios electrónicos, la resolución que contenga el informe técnico corregido, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones técnicas planteadas.

Dentro de los quince días siguientes a la notificación de la resolución señalada en el inciso anterior, las empresas concesionarias y los participantes podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o fuesen acogidas parcialmente. Del mismo plazo dispondrá quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico para solicitar que se mantenga su contenido, en caso de haberse modificado éste. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de treinta días, contado desde el vencimiento del término para presentar las discrepancias, y deberá evacuar su dictamen en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde la referida audiencia.

Las bases del estudio de costos agruparán los costos del estudio en diferentes categorías sobre las cuales se podrá discrepar. La agrupación definida en las bases del estudio sólo podrá ser observada por las partes, pero no modificada por el Panel de Expertos. En cada categoría, y para cada área típica de distribución, el Panel sólo podrá optar por el resultado del informe de la Comisión, la alternativa planteada por un participante o por una empresa concesionaria para el conjunto de sus discrepancias presentadas en dicha categoría. El Panel no podrá elegir entre resultados parciales de costos o entre criterios que se hubiesen presentado como observaciones, sino sólo entre valores finales.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de cuarenta días, contados desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes, incorporando e implementando lo resuelto por el Panel.

Junto con el informe técnico definitivo señalado en el inciso anterior, la Comisión propondrá al Ministerio de Energía las fórmulas tarifarias para el siguiente período tarifario.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en este artículo.”.

7. En el artículo 185:

a) Agrégase, al final del inciso primero, a continuación del punto aparte, que pasa a ser punto seguido, la siguiente frase: “La estructuración de las tarifas deberá efectuarse de modo tal que reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución resultante del proceso de tarificación. El cumplimiento de la condición señalada deberá explicitarse junto con la propuesta de fórmulas tarifarias a que se refiere el artículo 183 bis.”.

b) Agréganse los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos:

“Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas en el registro a que se refiere el artículo 183 bis, podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.”.

c) Reemplázase en el inciso segundo, que ha pasado a ser cuarto, la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos” y sustitúyese la expresión “cuatro puntos” por “dos puntos al alza y tres puntos a la baja”.”.

d) Elimínase el numeral 1 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto.

e) Sustitúyese en el numeral 2 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, la frase “Cada empresa determinará e informará a la Comisión” por “La Comisión determinará para cada empresa”.

f) Intercálase en el numeral 3 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, entre la expresión “procedimiento anterior” y el punto seguido, la siguiente frase: “, y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine”.

g) Agrégase en el numeral 3 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, después de la frase “igual a cero.” el siguiente texto: “Se deberá considerar un periodo equivalente a la vida útil promedio ponderada del total de activos que componen el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución de la industria, determinadas en los estudios de cada empresa modelo del proceso de tarificación respectivo para cada área típica.”.

8. Reemplázase en el artículo 187 la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

9. Elimínanse los artículos 188 y 189.

10. En el artículo 193:

a) Reemplázase en el inciso primero la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

b) Sustitúyese en el inciso quinto la frase “en las respectivas concesiones” por “considerando todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión”.

11. Reemplázase la letra m) del artículo 225 por la siguiente:

“m) Áreas típicas de distribución: áreas en que los costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro de red son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.”.

Disposiciones transitorias

Artículo primero.- Lo dispuesto en esta ley se aplicará al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 y, también, al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

Artículo segundo.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía podrá utilizar estudios de determinación de tasa de actualización contratados por ésta, y no serán exigibles las disposiciones establecidas en el inciso séptimo del artículo 182 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo tercero.- Las bases técnicas y administrativas preliminares a que se refiere el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán comunicarse dentro de los veinte días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la presente ley.

Artículo cuarto.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, y por única vez, no serán aplicables las disposiciones establecidas en el artículo 183 bis en relación a la constitución del registro de participantes. Para dicho proceso se entenderán como integrantes del registro de participación ciudadana que establece el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N° 19.496, que establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores, y las empresas concesionarias de distribución eléctrica.

Artículo quinto.- Sin perjuicio de lo establecido en el inciso primero del artículo 183, para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía deberá definir al menos cuatro áreas típicas para las cooperativas de distribución eléctrica en las cuales se considerarán como empresas de referencia a cooperativas que presten el servicio público de distribución para el estudio de costos de la respectiva área típica.

Artículo sexto.- Los plazos aplicables para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 serán los siguientes:

1. El Panel de Expertos deberá resolver dentro de los veinte días siguientes a la audiencia pública a que se refiere el inciso décimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

2. La Comisión deberá dictar la resolución a que se refiere el inciso décimo segundo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, dentro de los siguientes diez días desde la comunicación del dictamen señalado en el numeral anterior.

3. El estudio de costos a que se refieren los artículos 183 y 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser ejecutado en el plazo máximo de cien días a partir de su adjudicación.

4. Dentro de los tres días desde que el Comité a que se refiere el inciso décimo tercero del artículo 183 bis otorgue la conformidad al estudio al que se refiere el numeral anterior, la Comisión lo comunicará en su página web y en un medio de amplio acceso, y los participantes tendrán el plazo de quince días, contado desde dicha publicación, para efectuar observaciones al estudio. En razón de lo anterior, por única vez no será necesaria la emisión del informe técnico preliminar al que se refiere el inciso décimo octavo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

5. La Comisión, en el plazo de cuarenta días, contado desde el vencimiento del plazo para efectuar observaciones al estudio conforme a lo señalado en el numeral anterior, deberá comunicar la resolución que contenga el informe técnico conforme a lo dispuesto en el inciso vigésimo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

6. Las discrepancias a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, sólo se podrán referir a observaciones presentadas al estudio que no hayan sido consideradas en el informe técnico señalado en el numeral anterior, o modificaciones respecto de lo señalado en el estudio sin que hubiese sido observado.

7. La audiencia pública a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser realizada quince días después del término del plazo para presentar discrepancias.

8. El dictamen del Panel, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser evacuado en el plazo de treinta días contado desde la audiencia pública a que se refiere dicha disposición.

Artículo séptimo.- Las empresas titulares de concesiones de servicio público de distribución deberán dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a más tardar el 1 de enero de 2021.

Las transferencias de concesiones que sean necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en el inciso precedente se entenderán autorizadas, en los términos establecidos en el artículo 47 del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, debiendo las empresas concesionarias de servicio público de distribución eléctrica enviar al Ministerio de Energía los antecedentes que acrediten el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior.

Artículo octavo.- Dentro de los seis meses siguientes a la publicación de esta ley en el Diario Oficial, el Presidente de la República deberá enviar al Congreso Nacional un proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución eléctrica, el que podrá abordar cualquiera de las materias tratadas en esta ley.

Artículo noveno.- La primera fijación de fórmulas tarifarias conforme al proceso establecido en esta ley tendrá vigencia a contar del término de aquellas fijadas en el decreto supremo N° 11T, de 2017, actualizado por el decreto supremo N° 5T, de 2018, ambos del Ministerio de Energía, por un período máximo de cuatro años o hasta la publicación de la ley a que se refiere el artículo precedente, así como también el proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

Artículo décimo.- A más tardar el 31 de marzo de 2021, el Ministerio de Energía deberá informar a las Comisiones de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y del Senado acerca de la implementación y aplicación de esta ley, evaluando sus impactos en la rebaja de tarifas, como asimismo, en la transparencia y participación ciudadana.

Artículo décimo primero.- El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo previsto en la Ley de Presupuestos.

Artículo décimo segundo.- Dentro de los doce meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, la Comisión Nacional de Energía deberá emitir una resolución exenta en la que se establezca el alcance de la exigencia de contar con giro exclusivo que recae sobre las concesionarias de servicio público de distribución, así como también respecto a la contabilidad separada para cooperativas, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo décimo tercero.- Los niveles de precios asociados al valor agregado por concepto de costos de distribución que estén siendo aplicados o las tarifas inferiores a las tarifas máximas que se estén facturando, ambas a la fecha de publicación de la presente ley, permanecerán constantes en pesos hasta el término de su vigencia.

Los saldos que resulten de la aplicación de lo anterior deberán ser actualizados únicamente por el Índice de Precios al Consumidor e incorporados a las tarifas resultantes de los siguientes procesos de tarificación de los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias de servicio público de distribución. Lo anterior, sujeto a que la cuenta promedio nacional a cliente residencial, calculada sobre la base de un consumo tipo, no experimente un alza. Con todo, la totalidad de los saldos generados deberán incorporarse, como máximo, dentro de los dos períodos tarifarios asociados a los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias del servicio público de distribución cuatrienales siguientes. Las disposiciones necesarias para la aplicación de este artículo deberán ser establecidas mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

Por su parte, para el caso de los sistemas medianos la componente de energía y potencia será estabilizada a su valor vigente al 31 de octubre de 2019, de acuerdo al procedimiento de implementación del mecanismo de estabilización de precios establecido en la ley N° 21.185 y la resolución exenta que la Comisión Nacional de Energía dictará para tal efecto.

Artículo décimo cuarto.- La Comisión Nacional de Energía informará anualmente a las Comisiones de Minería y Energía del Senado y de la Cámara de Diputados, a contar del primer año de aplicación del periodo tarifario que considere las modificaciones introducidas por la presente ley, respecto al total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, con respecto a la tasa actual de 10% antes de impuestos.”.

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Sala de la Comisión, a 3 de diciembre de 2019.

Soledad Aravena Cifuentes

Secretaria de la Comisión

2.6. Discusión en Sala

Fecha 03 de diciembre, 2019. Diario de Sesión en Sesión 79. Legislatura 367. Discusión Particular. Se aprueba en particular con modificaciones.

REBAJA DE RENTABILIDAD Y PERFECCIONAMIENTO DE PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Corresponde tratar el proyecto de ley, en segundo trámite constitucional, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica, con segundo informe de la Comisión de Minería y Energía y certificado de la Comisión de Hacienda y urgencia calificada de "discusión inmediata".

--Los antecedentes sobre el proyecto (12.567-08 y 12.471-08, refundidos) figuran en los Diarios de Sesiones que se indican:

Proyecto de ley:

En segundo trámite: sesión 47ª, en 10 de septiembre de 2019 (se da cuenta).

Informes de Comisión:

Minería y Energía: sesión 67ª, en 11 de noviembre de 2019.

Minería y Energía: sesión 79ª, en 3 de diciembre de 2019.

Hacienda (certificado): sesión 79ª, en 3 de diciembre de 2019.

Discusión: sesión 68ª, en 13 de noviembre de 2019 (se aprueba en general).

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el señor Secretario.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

La iniciativa fue aprobada en general en sesión de 13 de noviembre de 2019 y cuenta con un segundo informe de la Comisión de Minería y Energía y con certificado de la Comisión de Hacienda.

La Comisión de Minería y Energía deja constancia, para los efectos reglamentarios, de que los artículos transitorios primero, segundo, cuarto, quinto, sexto, séptimo, octavo, noveno, décimo y décimo primero no fueron objeto de indicaciones ni de modificaciones. Estas disposiciones deben darse por aprobadas, salvo que alguna señora Senadora o algún señor Senador, con acuerdo unánime de los presentes, solicite su discusión y votación.

Asimismo, deben darse por aprobados los números 1, 2 nuevo (que pasó a ser 3), 7 (que pasó ser 8), 8 (que pasó a ser 9), 9 (que pasó a ser 10) y 10 (que pasó a ser 11), todos numerales del artículo único de la iniciativa, los cuales no fueron objeto de modificaciones en el segundo informe de la Comisión de Minería y Energía.

--Conforme al Reglamento, se dan por aprobados.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

La Comisión de Minería y Energía efectuó diversas enmiendas al texto aprobado en general, las cuales fueron acordadas por unanimidad, con excepción de tres de ellas, que fueron aprobadas solo por mayoría de votos, por lo que serán puestas en discusión y en votación oportunamente.

La Comisión de Hacienda, por su parte, se pronunció acerca de las normas de su competencia y no introdujo modificaciones respecto del proyecto de ley aprobado por la Comisión de Minería y Energía en su segundo informe.

Cabe recordar que las enmiendas unánimes deben ser votadas sin debate, salvo que alguna señora senadora o algún señor Senador manifiesten su intención de impugnar la proposición de la Comisión a su respecto o que existan indicaciones renovadas.

Finalmente, se ha solicitado votación separada del número 2, nuevo, incorporado por la Comisión de Minería, del artículo único de la iniciativa, el cual se encuentra contenido en la página 5 del comparado que Sus Señorías tienen a su disposición.

Es todo, señor Presidente.

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Muchas gracias, señor Secretario.

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El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el Senador Harboe para un asunto de reglamento.

El señor HARBOE.-

Señor Presidente, pido que se recabe la autorización de la Sala para ampliar el plazo para presentar indicaciones al proyecto que propicia la especialización preferente de las Fuerzas de Orden y Seguridad Pública (boletín N° 12.699-07). Hay que hacer un conjunto de observaciones. Solicito que se fije como nuevo plazo el viernes 13 de diciembre.

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Si le parece a la Sala, se accederá a la petición.

Acordado.

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El señor HARBOE.-

En segundo término, señor Presidente, en cuanto al proyecto en análisis, planteo la posibilidad de que se abra la votación respecto de todo el texto con excepción de la norma acerca de la cual se ha pedido votación separada.

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

¿Habría acuerdo en tal sentido?

Acordado.

Tiene la palabra el Senador García.

El señor GARCÍA.-

Señor Presidente, solicito que se recabe la unanimidad de la Sala para que ingrese, acompañando al Ministro de Energía subrogante, el Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, don José Venegas.

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Si le parece a la Sala, se accederá a lo solicitado.

Acordado.

Tiene la palabra el Senador señor Elizalde, Presidente de la Comisión de Minería y Energía.

El señor ELIZALDE.-

Señor Presidente, voy a informar brevemente acerca del proyecto de ley en análisis, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica (boletines Nos 12.567-08 y 12.471-08, refundidos).

El objetivo de este proyecto es revisar la rentabilidad de las empresas y los procedimientos de determinación de costos de los prestadores del servicio de distribución eléctrica. Si bien no disminuirá significativamente la tarifa, sí lo hará la rentabilidad de las empresas distribuidoras eléctricas (600 mil millones de pesos aproximadamente en los próximos cuatro años), sin afectar la seguridad del servicio.

Entre las modificaciones a la ley actual se encuentra el reemplazo de la tasa de costo de capital fijo de 10 por ciento utilizada en el proceso de valorización por un cálculo de tasa; la modificación de la forma de resolver las discrepancias entre el regulador y las empresas, eliminando el sistema de ponderación de costos; y mejoras en la definición de las áreas típicas para reflejar adecuadamente las condiciones particulares de cada empresa. Asimismo, existe un compromiso para abordar a la brevedad en otro proyecto de ley los demás aspectos relacionados con el servicio de distribución eléctrica.

Las modificaciones introducidas por la Comisión de Minería y Energía son básicamente las siguientes.

La referida instancia acordó aprobar la presente iniciativa de ley sobre la base de un protocolo suscrito entre el Ejecutivo y los integrantes de la Comisión, en el cual el Gobierno asumió diferentes compromisos en materias relativas a horas punta, límite de invierno, alumbrado público, sistemas medianos y aislados, subsidio eléctrico, régimen de potencia y "Ley larga de distribución y comercialización eléctrica" (incorporación de competencia, revisión del esquema de empresa modelo, consideración de estándares de seguridad y calidad de servicios y mejoras en los sistemas de información y transparencia).

Así, en el contexto de la discusión particular, se introdujeron modificaciones para reducir la exigencia de potencia conectada del usuario final de 500 a 300 kilowatts, con el objeto de que más usuarios tengan la opción de pasar de cliente regulado a cliente libre (es precisamente sobre este aspecto que se ha pedido votación separada). Esto beneficia especialmente a municipios y pymes.

Igualmente, se incorporan mayores exigencias para que en la estructuración de las tarifas se reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución, otorgando opción a presentar observaciones.

También se estableció una banda para que la tasa de rentabilidad económica, después de impuestos, no difiera en más de dos puntos al alza y tres puntos a la baja de la tasa de actualización definida en la ley.

Finalmente, se consultaron tres disposiciones transitorias nuevas, relativas al alcance de la exigencia de contar con un giro exclusivo y contabilidad separada, a mantener en pesos los niveles de precios asociados al valor agregado de distribución y a la obligación de la Comisión Nacional de Energía de informar al Senado y a la Cámara de Diputados sobre el total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, con respecto a la tasa actual de 10 por ciento, antes de impuestos, que es la vigente y que se modifica conforme a esta disposición legal.

Es cuanto puedo informar, señor Presidente.

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Muchas gracias, Senador Elizalde.

El señor ELIZALDE.-

Señor Presidente, ¿puede abrir la votación?

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Está acordada la apertura de la votación, que se efectuará luego de que intervenga el Ministro.

Tiene la palabra el señor Ministro.

El señor LÓPEZ (Ministro de Energía subrogante).-

Señor Presidente, efectivamente, hoy día analizamos un proyecto de ley muy relevante para el sector energético. La iniciativa busca rebajar la rentabilidad de las empresas de distribución y perfeccionar el proceso tarifario de distribución eléctrica.

Este proyecto nace de un mensaje presidencial, el que posteriormente fue refundido con una moción de un grupo transversal de Diputados. Tuvo una tramitación bastante discutida, tanto en la Cámara de Diputados como en el Senado, la cual fue bastante provechosa.

La iniciativa se centra principalmente en cuatro grandes temas.

El primero -como bien señalaba el Senador Elizalde- apunta a la rebaja de la rentabilidad de las empresas de distribución eléctrica.

El segundo punto versa respecto de ciertos perfeccionamientos que se introducen al proceso tarifario, principalmente en lo relativo a la ponderación y la realización de los estudios tarifarios que debe efectuar la Comisión Nacional de Energía.

El tercero se refiere a la modificación de la definición de "áreas típicas" que hoy día se utiliza para el proceso de fijación tarifaria. Se le introducen ciertas enmiendas a fin de que pueda ser más representativa y tener así mayor cantidad de áreas típicas.

Y, por último, aborda lo relacionado con el giro único y la contabilidad separada de las empresas, para que haya una mejor revisión y control de la rentabilidad de las empresas.

Gracias, señor Presidente.

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

A usted, señor Ministro.

En votación, en los términos ya acordados.

--(Durante la votación).

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el Senador Rabindranath Quinteros.

El señor QUINTEROS.-

Señor Presidente, la crisis social y política que atraviesa el país demanda reformas estructurales en los más diversos ámbitos que impactan la vida de los chilenos, entre otros, en la regulación de los servicios básicos, como agua potable y energía eléctrica.

La ciudadanía reclama servicios oportunos y de calidad a un precio justo y un rol más activo del Estado, en especial en cuanto a su papel fiscalizador.

Este proyecto es anterior al estallido de la crisis y, por lo tanto, no aborda en profundidad los diversos problemas de la distribución eléctrica.

El Gobierno ha concurrido a firmar un protocolo para su aprobación en el que se compromete a presentar en un breve plazo una "Ley larga" que efectivamente considere el conjunto de materias que es necesario revisar.

Las rentabilidades de las empresas concesionarias son solo parte del problema. Las inversiones necesarias para asegurar la continuidad del servicio, el modelo de fijación de tarifas, el rol de la Superintendencia y de la Comisión Nacional de Energía son parte de esta agenda inmediata, así como lo ha sido la diversificación de nuestra matriz energética, teniendo presente los desafíos del cambio climático.

En consecuencia, hay que explicar muy bien a la gente de qué se trata esto: ¡Este proyecto no resuelve de manera estructural los principales problemas que advierte en el servicio y en las tarifas!

El Gobierno ha asumido el compromiso -como dije- de enviar prontamente un proyecto que, espero, esté a la altura de la magnitud y profundidad de la crisis que estamos viviendo.

He dicho.

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Antes de dar la palabra al próximo inscrito, debo informar que se ha solicitado reunión de Comités sin suspender la sesión.

El señor LAGOS.-

¿Qué pasó, señor Presidente? Estamos en votación.

El señor ELIZALDE.-

Tiene que terminar primero la votación.

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Así es, señores Senadores, estamos en votación.

Tiene la palabra el Senador García-Huidobro.

El señor GARCÍA-HUIDOBRO.-

Señor Presidente, ¿se está votando todo lo aprobado por la Comisión? Lo consulto porque hay normas que se dan por aprobadas.

¿Qué se está votando en este instante? Lo pregunto dado que hay una solicitud de votación separada y también algunas indicaciones.

El señor DE URRESTI (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el señor Secretario para explicar qué se está votando.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

Señores Senadores, se están votando todas las enmiendas unánimes, más aquellas que fueron aprobadas por mayoría en la Comisión, es decir, todas en conjunto. Solamente se ha pedido votación separada respecto del nuevo número 2 del artículo único.

El señor GARCÍA-HUIDOBRO.-

Gracias, señor Secretario.

Es muy importante aclarar lo que se está votando.

Señor Presidente, en primer lugar, valoro el esfuerzo y el trabajo que realizó nuestra Comisión.

Cuando analizamos la situación relativa al alza de las tarifas eléctricas que venía, le señalamos en su momento al Ministro Juan Carlos Jobet que debíamos buscar una salida para ello, porque en algunas regiones subían hasta en un 16 por ciento, concretamente en el caso de Antofagasta. Y para qué decir en otras: 8, 9, 10, 12 por ciento.

En segundo término, señor Presidente, es pertinente señalar que planteamos una serie de inquietudes. Por ejemplo, la situación de los clientes libres y lo que podía ocurrir con la Ley de Equidad Tarifaria. Y, en general, le hicimos ver nuestra preocupación respecto de una "Ley larga" que se anunció hace mucho tiempo y que es fundamental para el cambio de estructura y para introducir, ojalá de la mejor manera posible, competencia en el sistema de distribución eléctrica.

A ese respecto, quiero valorar la decisión que tomó el Presidente de la República de escuchar a esta Comisión en lo concerniente al congelamiento de las tarifas eléctricas. Tanto es así que votamos ese proyecto en esta Sala y hoy día va a ser ley de la república, a lo menos hasta fines del próximo año.

En tercer lugar, es preciso destacar que la presente iniciativa va a significar que la rentabilidad de 10 por ciento que hoy día tienen aseguradas las empresas distribuidoras va a bajar a un 6 por ciento y no será más del 8 por ciento después de impuestos.

Y en tal sentido, señor Presidente, el Ejecutivo también se comprometió a presentar, a más tardar en marzo del próximo año, el proyecto de "Ley larga". Sin duda, estábamos muy preocupados de no darle premura a este tema, pues ello podía significar, posiblemente, que pasara este Gobierno y no tuviéramos esa normativa. Sin embargo, el protocolo acordado con el Ejecutivo contiene una serie de materias importantes con el fin de avanzar en lo que nosotros le solicitamos en forma unánime.

Respecto de las horas punta, creemos que uno de los problemas complejos que hoy día existen dice relación fundamentalmente con los APR, que deben funcionar a diésel en dicho horario, al igual que el sector agrícola y otros que no pueden utilizar las condiciones nocturnas para regar y ocupar la menor cantidad de agua posible para ello.

En general, solicitamos que se hiciera un estudio completo sobre la materia y de hecho ya se han reducido en 20 por ciento las horas punta a partir de marzo del próximo año, sin perjuicio de que estamos solicitando un reestudio con el fin de que sea no solo a partir de marzo, sino también de abril. Esperamos tener respuesta.

Nuestra segunda solicitud dice relación con el límite de invierno. Muchas personas ven que sus tarifas suben fuertemente con este famoso recargo que viene desde hace prácticamente treinta años, sin que haya sido reevaluado y sin que se hayan hecho estudios concretos al respecto. El Ejecutivo también se comprometió a analizar esta situación.

Con respecto a los sistemas de alumbrado público, cabe destacar que las municipalidades muchas veces pagan cuentas distintas y, sin embargo, no pueden actuar como clientes libres. La idea es, justamente, que esos medidores se sumen y aquellas puedan llegar a tal categoría.

Asimismo, le hemos planteado al Ejecutivo que, así como en el agua potable existe la posibilidad de entregar un subsidio, también la haya en este ámbito para las personas más vulnerables con el fin de que puedan tener una mejor calidad de vida. El sistema eléctrico no puede estar ajeno a ello.

Por último, señor Presidente...

El señor QUINTANA (Presidente).-

Concluyó su tiempo, señor Senador.

El señor GARCÍA-HUIDOBRO.-

¿Es posible un minuto más, señor Presidente?

El señor QUINTANA (Presidente).-

Puede terminar.

El señor GARCÍA-HUIDOBRO.-

Por último, el sistema de régimen de potencia es otro de los aspectos que afectan y, en tal sentido, considero importante que se haga un estudio completo sobre el particular con el fin de llegar a los mejores acuerdos antes de la discusión de la "Ley larga", puesto que muchas de estas materias no corresponden a normas legales, sino a resoluciones que puede determinar la Comisión Nacional de Energía.

Por todo lo anterior, señor Presidente, nosotros vamos a votar favorablemente este proyecto, con una sola prevención. Si no nos apuramos con esta iniciativa, podríamos llegar tarde a la próxima decisión tarifaria de las distribuidoras, lo cual significaría mantener la rentabilidad de estas empresas por cuatro años más. Por ello, es indispensable acelerar su despacho para que ojalá mañana sea vista por la Cámara de Diputados.

Muchas gracias.

El señor QUINTANA (Presidente).-

Tiene la palabra, a continuación, el Senador Ricardo Lagos Weber.

El señor LAGOS.-

Señor Presidente, pedí la palabra para puntualizar que voté favorablemente el proyecto en general, aunque me abstuve en la Comisión de Hacienda, y soy el único solicitante de la votación separada.

Voy a ser muy breve.

Se presentó una indicación para rebajar de 500 a 300 kilowatts el límite para que los clientes regulados pudieran optar a contratos de energía libre. No quiero entrar en el detalle, sino solamente precisar que esto no era parte del proyecto original.

Ello ha suscitado cierto interés y preocupación en algunos sectores económicos -pequeñas industrias vinculadas, básicamente, entiendo yo, a las energías renovables-, que han planteado reparos. Y esta información se halla a disposición de todas las señoras y señores Senadores, porque entiendo que todos fueron contactados para estos efectos.

¿Por qué pedí votación separada? Porque no tengo un juicio formado sobre lo que se está planteando. Preguntado el Ministro subrogante en la Comisión de Hacienda si aquello era parte del proyecto original, señaló que no. Le pregunté si el proyecto se desnaturalizaba con su rechazo y me respondió también que no. Más aún, entiendo que existe disposición para incorporar el tema en la llamada "Ley larga", como parte del compromiso o protocolo para tratar distintos asuntos pendientes a partir de marzo.

Por lo tanto, mi solicitud de votación separada tiene ese razonamiento y ese predicamento.

Yo voy a votar en contra de la indicación, pues considero que falta una discusión más acabada sobre la materia. El proyecto llegó con "discusión inmediata" a la Comisión de Hacienda y recién ayer en la tarde nos pidieron tratarlo, por lo que lo incorporamos sobre tabla y lo vimos en una sesión que se realizó de 15 a 16 horas. En consecuencia, mal podría uno formarse una opinión definitiva acerca de esa parte del proyecto cuando ella ha generado algo de ruido. Tampoco tuvimos mucho tiempo para analizar el resto, pero fue revisado por la Comisión técnica, que se tomó el tiempo adecuado para ello.

Desde ese punto de vista, yo no voy a ser un obstáculo, pero me pareció prudente pedir votación separada respecto del tema que se aborda en la indicación y que no forma parte de las ideas matrices de la iniciativa. Eso es lo que quería plantear, señor Presidente.

Muchas gracias.

El señor QUINTANA (Presidente).-

¡Tenía bastante que decir el Senador Lagos Weber...!

Enseguida, puede intervenir la Senadora Yasna Provoste.

La señora PROVOSTE.-

Señor Presidente, el Ministerio de Energía presentó para su tramitación la llamada "Ley corta" el 17 de abril del presente año. Este proyecto fue refundido, tal como lo ha indicado el propio Ministro subrogante, con mociones parlamentarias, y fue despachado de la Cámara de Diputados, en el primer trámite, el 4 de septiembre, es decir, luego de casi cinco meses, para continuar su segundo trámite constitucional en el Senado.

Su origen se encuentra en el compromiso contraído con la anterior Ministra de Energía en orden a enviar al Congreso una iniciativa de ley que permitiera reformar el sector de distribución eléctrica para introducir mayor competencia, reducir las tarifas y mejorar la calidad del servicio de distribución, pendiente luego de la reforma realizada al sector de generación entre los años 2014 y 2018, y exigido por los mismos Senadores integrantes de la Comisión de Minería y Energía luego de la polémica suscitada por la llamada "Ley de medidores".

El 10 de septiembre fue recibido por la Sala del Senado y enviado a dicha Comisión, que lo puso en tabla, para la presentación del Ejecutivo, al día siguiente de ese mes.

En dicha oportunidad, el Gobierno presentó, como objetivo central del proyecto, la rebaja de las tarifas a los clientes o usuarios y señaló que, por los plazos legales involucrados, era necesario que fuera tramitado a la brevedad.

A raíz de la preocupación manifestada por el Senador Lagos Weber, Presidente de la Comisión de Hacienda, quien manifestó que este organismo solo pudo conocer y votar la iniciativa en el día de hoy, debo manifestar que nosotros tenemos una opinión muy similar.

En una sola sesión, realizada el 25 de septiembre del año en curso, la Comisión de Minería y Energía escuchó la opinión de académicos, de representantes de la industria y de Conadecus.

¿Cuáles fueron las conclusiones de esa reunión?

Que la rebaja que produce el proyecto en las cuentas del tipo de clientes regulados se sitúa entre los 300 y los 400 pesos mensuales, esto es, en torno al 3 por ciento de las cuentas eléctricas de los hogares.

Por ello, tal como ya lo señalaron otros Senadores integrantes de la referida Comisión, nos pareció que un proyecto que rebaja las cuentas de la luz en tan solo un 3 por ciento, a sabiendas de que ellas iban a subir en más de un 16 por ciento, no está a la altura de las expectativas de la ciudadanía y menos de este Senado.

La iniciativa, además, no abordaba aspectos estructurales de una reforma al sector de la distribución. El Gobierno proponía que ellos fueran incorporados en una "Ley larga" que eventualmente sería enviada a tramitación en el mes de marzo del año 2020.

En opinión de algunos académicos, como el profesor Humberto Verdejo, jefe del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Usach, el proyecto, aparte de producir una rebaja muy marginal en las tarifas, ponía en riesgo la ya cuestionable calidad del servicio que brindan las empresas distribuidoras, pues afectaría los niveles de inversión de las mismas.

Pero lo que nos parece más destacable es la opinión de la Conadecus, que señaló que este proyecto de ley era un engaño para los consumidores y que no abordaba ningún aspecto relevante de las materias demandadas por la ciudadanía.

Con posterioridad, la iniciativa volvió a verse, solo para su aprobación general, en la sesión del 6 de noviembre.

Lo digo, señor Presidente, y entrego este detalle en esta sesión, porque nos parece necesario revisar la manera como se legislan leyes que, por muy cortas que sean, resultan complejas y requieren de mayor análisis.

Lo digo también porque esta misma lógica de legislar con celeridad y prontitud la vimos a propósito del proyecto de ley sobre estabilización de precios, el cual fue tramitado en una sesión, sin todos los antecedentes y además con cálculos errados. En efecto, en esa oportunidad el dólar fue calculado entre 700 y 720 pesos y hoy tenemos un valor muy superior. Por lo tanto, no hay certeza de que esta promesa de estabilizar las cuentas se pueda cumplir.

Aun así, debo señalar que logramos avanzar en algunas indicaciones y en un protocolo de acuerdo cuyo cumplimiento tengo la esperanza de que el Gobierno haga efectivo. Este aborda elementos indispensables para la legislación sobre generación, distribución y comercialización eléctrica que permitan mejorar los estándares de calidad, precio y seguridad.

Le pido dos minutos más, señor Presidente, para terminar.

La señora RINCÓN.-

Dele mi tiempo, señor Presidente.

El señor NAVARRO .-

Y el mío.

El señor QUINTANA (Presidente).-

Dispone de un minuto adicional, señora Senadora.

La señora PROVOSTE.-

Señor Presidente, el protocolo aborda siete aspectos fundamentales: horario punta; límite de invierno; alumbrado público para los municipios; sistemas medianos y aislados; subsidio eléctrico; régimen de la potencia, y "Ley larga de distribución".

Quiero referirme, finalmente, a la indicación aprobada en la Comisión de Minería y Energía, que rebaja el umbral para los clientes regulados, de manera que puedan optar -repito: puedan optar- por ser clientes libres, desde los 500 a los 300 kilowatts.

Esta indicación, tal como indicó el Senador Lagos Weber, ha generado alguna preocupación de "la industria". En mi opinión, permite situarnos en la posición que cada uno quiere apoyar y defender. A aquellos que quieren apoyar y defender a la industria una indicación como esta claramente les hace ruido; pero nosotros queremos colocarnos del lado de muchos microempresarios que hoy día no pueden negociar tarifas libres, como sí lo pueden hacer aquellos clientes que sobrepasan los 500 kilowatts.

Solo el 5 por ciento de los clientes regulados consumen entre 300 y 500 kilowatts. El precio libre está entre 30 y 40 ciento más bajo que el regulado.

El problema que plantean los net billing es que pasarse a cliente libre puede ser más ventajoso que la autogeneración, precisamente porque sería más barato, o sea, más beneficioso para los clientes.

El objetivo, entonces, es mejorar los incentivos para el net billing y no mantener como cautivos a los clientes regulados, que en este caso -reitero- corresponden solo al 5 por ciento y que en parte importante son municipios o pymes.

Finalmente, es optativo para los clientes, no una obligación, pasar de cliente regulado a libre. Por lo tanto, en la medida en que les sea conveniente, podrán solicitar su traslado.

Por lo mismo, votaré a favor no solo de la indicación, sino también del proyecto.

El señor QUINTANA (Presidente).-

¿Habría acuerdo para que pueda presidir la sesión en unos momentos más la Senadora Adriana Muñoz D'Albora?

El señor COLOMA.-

Sí.

El señor QUINTANA (Presidente).-

Muchas gracias.

Voy a citar ahora a reunión de Comités, sin suspender la Sala, con el objeto de que así alcancemos a ver otro proyecto más.

En el que nos ocupa solo queda por intervenir el Senador Elizalde.

--Pasa a presidir la sesión, en calidad de Presidenta accidental, la Senadora señora Muñoz.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Tiene la palabra el Senador Elizalde.

El señor ELIZALDE.-

Señora Presidenta, este proyecto se enmarca dentro de una serie de iniciativas que se han impulsado en el último tiempo por parte del Ejecutivo. La primera es la que congela el alza de tarifas y lleva a valor presente la rebaja en la generación, significativa pero que no se estaba expresando en las tarifas, además de otros proyectos que se van a ingresar posteriormente, el más importante de los cuales es la "Ley larga", la que, de acuerdo al protocolo suscrito con el Gobierno, debiera presentarse a más tardar el 1° de marzo para permitir abordar, efectivamente, los temas estructurales de la distribución y, por cierto, incorporar mayor competitividad, mayor competencia al sistema, y generar mayores estándares de calidad con menores precios. Evidentemente, ese es un debate fundamental, que debe desarrollarse con celeridad, pero también con acuciosidad para arribar a una buena ley.

Quiero destacar el protocolo que se firmó con el Gobierno, el cual incorpora una serie de aspectos que me parecen fundamentales:

-Primero, las horas punta, donde obviamente se ha hecho un esfuerzo por parte del Gobierno, que todavía es insuficiente, por lo que se van a incorporar los análisis y estudios que hay en esta materia para mejorar la propuesta.

-El límite de invierno, donde también el Gobierno se ha comprometido a generar una propuesta para asegurar que este recargo no incremente de manera considerable las cuentas, principalmente de aquellas personas y familias vulnerables que utilizan electricidad para calefaccionar sus hogares. Esto es muy importante, además, para enfrentar el drama de la contaminación, porque todos sabemos que los mecanismos de calefacción que se utilizan en Chile no son los más limpios y estamos viendo situaciones dramáticas en muchas ciudades del país.

-Respecto al alumbrado público, se va a hacer una propuesta.

-En un marco similar al tema que se va a votar por separado, al cual me voy a referir posteriormente, se va a presentar en enero un proyecto relativo a los sistemas medianos y aislados.

-Asimismo, el Gobierno se ha comprometido a mejorar la protección de los clientes residenciales en un plazo no superior a 120 días, generando una propuesta que permita dictar un reglamento que haga operativo y aplicable este subsidio cuando se produzcan alzas superiores al 5 por ciento.

-Hay también materias referidas al régimen de potencia.

-Y la "Ley larga", a la cual ya he hecho referencia, va a abordar al menos la incorporación de competencia en la distribución y comercialización; la revisión del esquema de la empresa modelo; la consideración de estándares de seguridad y calidad de servicio en el nuevo modelo, y mejoras en los mecanismos de información y transparencia del sistema.

Con respecto a lo que se va a votar por separado, es bien importante precisar que en la actualidad los clientes de más de 5.000 kilowatts son libres, esto es, negocian directamente el precio con sus proveedores.

El señor GARCÍA-HUIDOBRO .-

¡500!

El señor SANDOVAL .-

¡500 kilowatts!

El señor ELIZALDE.-

No, 5.000. Por favor, hay un error: no son 500; son 5.000.

Esos son libres. Bajo los 500 son regulados. Y los que están entre los 500 y los 5.000 son regulados pero pueden optar por ser libres. Y eso, efectivamente, les permite negociar un mejor precio.

Lo que se está planteando es rebajar ese margen a 300 kilowatts. Por tanto, no quedan desprotegidos; no pasan inmediatamente a ser libres, sino que pueden optar por ser libres.

La razón de esto obedece, básicamente, a un planteamiento que nos realizaron los municipios, que efectivamente tienen costos asociados al consumo eléctrico muy altos y que, a través de esta iniciativa, podrían contratar en mejores condiciones.

Pero lo importante de destacar aquí es que estos clientes no quedan en la desprotección y siguen estando protegidos si esa es su voluntad.

Sin embargo, la indicación ha sido necesaria porque, teóricamente, los clientes regulados están protegidos para pagar menos, pero en la actualidad están pagando mucho más, debido a que, si bien los costos de generación han bajado, como los contratos son de largo plazo, esos costos de generación más bajos no se han vinculado a la tarifa, salvo a través de un proyecto que aprobamos hace poco, que tiene una forma de compensación en el tiempo. En rigor, siempre pagan los clientes; lo que pasa es que no se alzan las tarifas ahora, pero después van a tener que pagar más. A través de este mecanismo lo que se pretende es que, negociando directamente, puedan pagar menos.

Y algo que es muy importante hacer presente, señora Presidenta -y le pido un minuto más, para concluir-, es que el objetivo fundamental de la "Ley larga", creo yo, entre muchos otros, es generar condiciones para que los clientes protegidos paguen menos. Porque es absurdo proteger a los clientes que no pueden contratar libremente y que, sin embargo, terminen pagando más. El sentido básico de la protección es que paguen menos, pero hoy, en los hechos, están pagando más.

Ese es el alcance de la indicación presentada por la Senadora Provoste, aprobada no unánimemente, sino por mayoría en la Comisión de Minería y Energía.

He dicho.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Tiene la palabra el señor Secretario.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

¿Alguna señora Senadora o algún señor Senador no ha emitido su voto?

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Terminada la votación.

--Se aprueban todas las enmiendas introducidas por la Comisión de Minería y Energía (36 votos a favor y 1 abstención).

Votaron por la afirmativa las señoras Allende, Aravena, Ebensperger, Goic, Muñoz, Órdenes, Provoste, Rincón, Van Rysselberghe y Von Baer y los señores Allamand, Castro, Chahuán, Coloma, Durana, Elizalde, Galilea, García, García-Huidobro, Guillier, Harboe, Huenchumilla, Insulza, Kast, Lagos, Letelier, Moreira, Navarro, Ossandón, Pizarro, Prohens, Pugh, Quintana, Quinteros, Sandoval y Soria.

Se abstuvo el señor Montes.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Se deja constancia de la intención de voto favorable del Senador señor De Urresti.

Tiene la palabra el señor Secretario.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

A continuación, la Sala debe pronunciarse respecto de la solicitud de votación separada del número 2 del artículo único del proyecto, que busca reemplazar, en el literal d) del artículo 147 de la ley, el guarismo "500" por "300".

Está en la página 5 del comparado que Sus Señorías tienen a su disposición.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Se ofrece la palabra.

Abriremos la votación.

El señor ELIZALDE .-

¿Votar que sí es aprobar la indicación?

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

No es una indicación, sino una petición de votación separada.

Votar que sí significa estar a favor del numeral 2 del artículo único, que sustituye, en el literal d) referido, el guarismo "500" por "300".

El señor ELIZALDE.-

¿Puede abrir la votación, señora Presidenta?

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

¿Habría acuerdo?

Acordado.

En votación el número 2 del artículo único.

--(Durante la votación).

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Para fundamentar el voto, tiene la palabra el Senador Lagos Weber.

El señor LAGOS.-

Seré bien breve, señora Presidenta. Solamente quiero reiterar el sentido de esta propuesta.

La indicación que generó esta enmienda no era parte del proyecto original y han surgido dudas respecto de los alcances de esta modificación, que fue aprobada.

No hago un juicio respecto al contenido del texto de esa indicación, porque no ha habido espacio para poder debatirla, al menos, en la Comisión de Hacienda, pues conocimos este proyecto hoy día a las 15:15 y lo despachamos a las 16 horas, junto con una serie de argumentos que nos hicieron llegar distintas organizaciones empresariales vinculadas al sector de la generación de energías renovables.

Entiendo que lo que se pone en cuestionamiento es que el contenido de tal indicación no era parte de las ideas matrices de la iniciativa, ya que se refiere a temas de generación eléctrica y no de distribución, que es lo que estamos discutiendo en este proyecto. Y eso me causa dudas.

Consultado el Ministro si con el rechazo de esta modificación se desnaturaliza la iniciativa, su respuesta categórica fue que no. Y así lo acaba de afirmar aquí, en la Sala, o por lo menos lo asintió con su cabeza.

Segundo, preguntado al Gobierno si habría patrocinado la indicación, la respuesta fue que no. Eso fue durante su discusión en la Comisión de Hacienda.

Tercero, existe un protocolo y un entendimiento entre parlamentarios, actores del sector y el Ministro en orden a que en marzo se va a presentar un proyecto integral de muy largo alcance en materia tarifaria y eléctrica (regulación). Tal vez esa sería la oportunidad de evaluar esta indicación que se presentó ahora.

Hago toda esta aclaración, porque hago fe en que el proyecto está bien encaminado en general, que fue lo que el Gobierno comprometió; pero hemos recibido todos los señores Senadores y las señoras Senadoras una comunicación señalando dudas respecto del alcance de la modificación referida. Por esa razón pedí votación separada, en el entendido de que se pueda discutir dicho asunto como corresponde a partir de marzo.

He dicho.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Tiene la palabra el Senador Coloma.

El señor COLOMA.-

Señora Presidenta, seré muy breve.

Yo pienso -no sé si esto va a ayudar o no- en la misma línea del Senador Lagos.

El señor PIZARRO .-

¡No ayuda para nada...!

El señor COLOMA.-

También creo que no va a ayudar, pero debo decir la verdad.

A mi juicio, el contenido de esta enmienda es algo sumamente posible de discutir, y me parece razonable. Pero, primero, es inadmisible, porque este proyecto es sobre distribución de energía. Si ustedes ven su título, notarán que aborda una rebaja de la rentabilidad de las empresas de distribución. Ese es el objetivo. Fue bien explicado anteriormente y así lo votamos en general. Eso está bien.

Esta modificación no venía en el texto original. En forma legítima se incorporó mediante una indicación, pero se relaciona con generación eléctrica, que nada tiene que ver con la iniciativa. Por eso creo que existe una inadmisibilidad. Como hemos discutido otras veces, las ideas matrices deben tener un sentido.

Claramente, en materia de energía nosotros hemos distinguido en Chile la distribución, la transmisión y la generación. Ha sido un esfuerzo gigantesco abordar las lógicas diferenciadas. No son lo mismo, aunque antes se consideraba que sí. Parte de una sana competencia implicaba dividir esas tres áreas.

Entonces, si en una iniciativa de ley sobre distribución uno incorpora una indicación referida a generación, claramente existe una inconstitucionalidad, por estar fuera de la idea matriz.

Adicionalmente, tengo una duda respecto del efecto de dicha enmienda. Es cierto que puede producir una eventual, aunque muy discutible, baja en las tarifas de un tipo de cliente bien específico; pero también a todas luces va a causar -y esto en todo Chile- una afectación de lo que se llama la "generación ciudadana" o net billing, asunto que fue estudiado y pedido por este Congreso en la ley Nº 21.118, cuya idea era -así figura en toda la literatura- aprovechar los excedentes que alguien pudiera producir para incorporarlos a la red. Y con dicha modificación este proyecto -no es su objetivo- está desincentivando ese aprovechamiento de energía, que, de otra manera, no podría reconectarse a la red. Eso fue lo que nos explicaron detenidamente el día hoy.

Entonces, tenemos que resolver este tema.

Primero, plantea un problema de inadmisibilidad, porque lo propuesto escapa a la idea matriz de la iniciativa. La indicación no fue patrocinada por el Gobierno, y no estaba en su texto original. Fue una idea parlamentaria que, a mi juicio, debe valorarse e introducirse en el proyecto de ley sobre generación que veremos más adelante.

Respecto de su contenido -ahí está el punto de fondo-, es discutible. Algunos pueden estar a favor, ya que dicha enmienda puede generar una cierta rebaja. Pero claramente desincentiva la forma de invertir en este tipo de energía, lo que es muy importante. Por ejemplo, un hospital recibe energía y es cliente regulado, pero también reconecta energía de esa manera. Esto antes era un tanto automático. Cuando se le dé la opción de ser cliente libre, eso obviamente se va a perder.

Cabe tener presente que parte importante de todos estos emprendimientos, que son pequeñas empresas, justamente calcula el financiamiento en función de lo que daba el proyecto regulado. Sobre esto se hace el cálculo.

Entonces, si hoy día se dice: "Yo me salgo del sistema", en forma obvia el incentivo de invertir en net billing es muy inferior.

Señora Presidenta, es efectivo que esto no daña para nada el proyecto. Seguimos dentro del mismo marco. Pero sugerimos -y lo hacemos desde sectores políticos bien diferentes- que se discuta en la iniciativa sobre generación, en el caso mío, porque lo planteado es inadmisible y también porque es discutible el efecto práctico que produce.

Esas son las razones por las cuales proponemos esta fórmula de solución.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Tiene la palabra el Senador Alejandro Guillier.

El señor GUILLIER.-

Señora Presidenta, el problema que originó todos estos debates se relaciona con el modelo de negocios en el sector eléctrico, que se caracteriza por ser monopólico, particularmente, en la distribución. Por eso se establecen mecanismos especiales.

En segundo lugar, hay un alto costo, muy poca eficiencia, baja competencia -porque es un monopolio- y muy pocos incentivos a la inversión. Ese modelo de negocios es lo que nos ha llevado a plantear la reforma a la "Ley larga".

Pero, por la urgencia, ya se ha planteado el tema tarifario.

Con el Ministro se conversó en su oportunidad acerca de ir avanzando en la dirección de lo que iba a ser la "Ley larga", en lo cual entra lo relativo a las tarifas.

Cabe precisar que el costo de las tarifas no se debe solo a la distribución o a la generación. Un 70 por ciento es por generación, un 20 por ciento por transmisión y un 10 por ciento por distribución. Por lo tanto, el precio resulta de los tres aspectos, no solo de la generación, como fue el debate que se instaló aquí semanas atrás. Por eso, en rigor no hay congelamiento de las tarifas. Estas van a seguir subiendo.

Pero acá se presentaba la queja de los llamados "clientes regulados", a los que se supone que el proyecto de ley va a beneficiar.

Sin embargo, a raíz de los cambios importantes que se han hecho en el país en materia de generación y de costo en la producción de energía eléctrica para los clientes regulados, estos se encuentran amarrados con contratos de muy largo plazo. Eso significa que recién el 2025 estarían en pleno régimen las rebajas, mientras que los clientes libres ya negocian hoy.

Por consiguiente, muchos han considerado que los verdaderos clientes, que son los regulados, son los que están ayudando a sostener utilidades de las empresas en claro perjuicio del consumidor.

Por esa razón, se estimó necesario incluir en la discusión de este proyecto una indicación que otorgue un margen de posibilidad para que un cliente regulado se transforme en cliente libre a fin de que pueda negociar. Obviamente, una persona individual no podría. Pero a los municipios o a ciertas empresas (por ejemplo, los hospitales), sí les podría convenir, dado que recibirían un adelantamiento de los menores costos proyectados a partir del 2025.

Lo anterior, ¡si Dios se ampara del país!, porque todo es una hipótesis que hoy día está muy en el aire, por dispararse el precio del dólar y por un montón de otras razones. Por tanto, podríamos enfrentarnos el escenario de que el 2025 no haya rebaja.

Por esa razón, estimamos que era necesario adelantar la rebaja para los clientes. Así se presentó esta indicación en la Comisión, que presenta consecuencias favorables para muchos pequeños y medianos emprendimientos, para municipios, etcétera.

Esa es la fundamentación de la propuesta, que voy a apoyar, por cierto.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Tiene la palabra el Senador José García.

El señor GARCÍA.-

Señora Presidenta, voy a votar en contra del número 2 del artículo único, básicamente por dos razones.

Primero, porque tengo dudas de su admisibilidad, como aquí se ha dicho. Pienso que esta materia debería ser abordada cuando analicemos la "Ley larga" sobre fijación de tarifas.

Y segundo -la principal razón-, porque la enmienda está formulada a la letra d) del numeral 4 del artículo 147 de la ley, que dice: "Cuando la potencia conectada del usuario final sea superior a 500 kilowatts. En este caso, el usuario final tendrá derecho a optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre". Pero en su inciso segundo señala: "El Ministerio de Energía podrá rebajar el límite de 500 kilowatts indicado en esta letra, previo informe del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia.". ¡Ahí está la herramienta!

No necesitamos una norma especial para rebajar el límite. Si el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia estima que no están dadas las condiciones de mercado para garantizar que efectivamente se produzca un régimen de tarifa regulada o de precio libre, porque son pocos los clientes o por distintas situaciones de mercado, tiene la facultad para hacer la rebaja. Esa es la forma.

Entonces, quisiera pedir que se haga uso de tal atribución, mientras se tramita la "Ley larga" respectiva.

Finalmente, señora Presidenta, aprovechándome de esta situación, quiero referirme a otro punto.

En la Región de La Araucanía, más que el tema de la tarifa, que siempre aflige el bolsillo y el presupuesto de los hogares más vulnerables, el principal problema son los cortes de energía eléctrica sin aviso previo, los cuales a veces duran uno, dos, tres días. Ello impide el desarrollo de actividades productivas y turísticas, y deja a las familias y, sobre todo, a los emprendedores sin ninguna posibilidad de generar ingresos.

Aprovecho esta ocasión y la presencia del Ministro de Energía subrogante para pedir que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles se aplique en supervisar que las concesionarias cumplan con sus contratos y su obligación de entregar el servicio a la población.

No se remedia mucho con el hecho de que en esos días no se cobre la energía. ¡Claro que no pueden cobrar si no han prestado el servicio!

Se requiere un servicio seguro, eficiente, de calidad.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Ha pedido intervenir el señor Ministro.

Tiene la palabra.

El señor LÓPEZ (Ministro de Energía subrogante).-

Gracias, señora Presidenta.

Quiero agradecer el apoyo a este proyecto de ley.

Respecto de lo señalado por el Senador García, hago presente que la "Ley larga", dentro de sus materias, contempla ver cómo incorporar competencias en el sector de distribución y, principalmente, materias que son tremendamente sensibles, como revisar las normas de calidad de servicio que hoy día tienen las empresas distribuidoras. También se analizarán los cargos por potencia, entre otros aspectos que fueron discutidos e incluidos en el protocolo.

Además, se establecen, dentro del próximo proceso tarifario, normas más exigentes respecto de la calidad del servicio.

Asimismo, prontamente esperamos ingresar un proyecto de ley para modernizar y modificar algunas competencias de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, justamente con el propósito de perfeccionar y mejorar la calidad de sus funciones fiscalizadoras.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Gracias, señor Ministro.

Ofrezco la palabra al Senador Alejandro García-Huidobro.

El señor GARCÍA-HUIDOBRO.-

Señora Presidenta, complementando lo relativo a la indicación, quiero informar que en la Comisión se solicitó su inadmisibilidad, pero se perdió la votación. Por eso llegó a la Sala.

En segundo lugar, me parece superrazonable, en general, la idea que propone. Incluso hay un proyecto que sugiere baja el límite a 100 kilowatts.

Pero el tema va más allá, porque luego surgió bastante información respecto de las perniciosas consecuencias ulteriores que podría significar este numeral 2 para las licitaciones que hoy día existen.

Con esa norma muchas de estas empresas podrían no hacer las inversiones, con lo cual toda la rebaja que esperamos podría no resultar.

Cuando se analizó este proyecto, standby que era distinto a lo que estamos revisando hoy, se habló de dejar en este punto, a la espera de la "Ley larga", y ver en su momento hasta qué rebaja podía llegar un cliente libre.

Ese fue el motivo.

Pero, en general, quiero recoger la preocupación de la Comisión, que fue unánimemente, y lo sigue siendo, en torno a tener ojalá el máximo posible de clientes libres.

Bien lo decía al Senador Guillier: hoy día si se es cliente libre, automáticamente viene un convenio con la generadora, y bajan inmediatamente las tarifas; a diferencia de los clientes regulados, que, a raíz de licitaciones a largo plazo, están amarrados con contratos hasta el término pactado.

Por eso digo, señora Presidenta, que la idea es superrazonable, pero muchas veces, por muy buenas intenciones que tengamos, es complicada su ejecución.

Al respecto, quiero consultarle bien al Ejecutivo qué podría significar esa rebaja.

Resolvimos dejar esta materia para analizarla más adelante, con el fin de no estar arriesgando una posible rebaja, al no existir las inversiones que ya están comprometidas en las licitaciones.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Tiene la palabra el Senador Alejandro Navarro.

El señor NAVARRO.-

Señora Presidenta, se ha firmado un protocolo con el Gobierno.

Les pregunto a varios Senadores que fueron Diputados: ¿Cuántas veces los gobiernos cumplen estos acuerdos? ¿Cuántas veces los protocolo, firmados en ceremoniosas instancias, se concretan?

Se ha presentado una propuesta, a solicitud de los municipios, que busca establecer condiciones para que estos puedan rebajar sus tarifas, sus gastos, e inyectar, a través de este sistema, la energía que produzcan.

Ellos son grandes consumidores de energía. La cuenta por toda la red de alumbrado público en las ciudades pequeñas, medianas y grandes es cancelada por los municipios. Por tanto, hay un costo asociado enorme.

Permitir que las municipalidades se incorporen a este sistema parece deseable.

Se ha firmado un protocolo para abordar una "Ley larga" en marzo. ¡Muy bien!

Veamos cómo se comporta esta rebaja; veamos cómo funciona en la praxis, porque, desde la anterior ley, esto ha sido de dulce y de agraz. Es un proceso. No hay claridad absoluta acerca del comportamiento, por cuanto todos los clientes pequeños que se incorporan tienen distintos hábitos de consumo y muy distintos mecanismos o capacidades de generación.

Hay incertidumbre.

La distribución eléctrica sigue siendo un monopolio natural que hay que enfrentar. Se intervinieron la generación y la transmisión, pero la distribución sigue siendo un nudo, una barrera respecto de la rebaja de las tarifas. Y eso lo han dicho todos los Ministros de Energía. En la distribución eléctrica no hemos metido mano y concentra una elevadísima utilidad para las empresas monopólicas.

Uno no le compra energía a cualquiera, está obligado a conectarse a un solo proveedor en cada ciudad, dependiendo de su tamaño.

La norma planteada permite flexibilidad.

En los meses de enero o febrero vamos a ver si el Gobierno nos dice que en marzo va a proponer un nuevo proyecto de ley. Veamos cuál será el resultado luego de transcurridos esos dos meses.

La indicación busca establecer la entrada de nuevos actores. Algunos opinan que esto podría afectar a las empresas generadoras pequeñas o medianas, a las pymes que se estaban incorporando al sistema. Es observable la indicación, pero claramente hay que ver la praxis. Nadie tiene claridad absoluta, por ejemplo, sobre el comportamiento de los clientes, de los generadores domiciliarios ni tampoco de las pequeñas empresas. Todas ellas nos han hecho llegar una minuta respecto de los posibles impactos.

Yo quiero mayor competencia en el mercado; una mayor participación de los pequeños; que las tarifas bajen efectivamente, porque con el acuerdo anterior -digámoslo francamente- no bajaron, se trató de un crédito que nos otorgaron a partir del 2021 y hasta el 2027; es decir, cuando los contratos que firmó el ex Ministro don Máximo Pacheco entren en vigor en 2021, la energía no va a bajar su precio, se va a mantener, porque el alza la hemos contenido ahora con un traspaso: cuando hay una deuda se la traspasan al usuario y, al final, este la paga igual.

Eso es lo que ha habido, pero se lo presentan al usuario, al consumidor como una rebaja de la tarifa. ¡No es una rebaja de tarifa lo que nos dio la ley anterior! Este modelo busca implementar un mecanismo para permitir la entrada de los municipios, cuestión que hemos conversado con varios alcaldes. Pero la verdad es que la explicación del Gobierno ha sido: "Discutámosla en la `Ley larga'". ¡Muy bien!

Yo estoy por aprobar esta indicación. Veamos el comportamiento hasta el mes de marzo y hagamos una evaluación técnica. No es fácil este tema. Después podemos ver la "Ley larga", la definitiva, para precisar qué es lo mejor para los objetivos de fomentar la producción de energía limpia, de incorporar y favorecer el desarrollo de pequeñas empresas que compitan, que puedan generar 300 o más kilowatts, o 100 kilowatts, como señalaba la ley anterior.

Aquí hay una dificultad que no alcanzo a comprender plenamente: ¿Qué es mejor en un mercado donde se observa una alta concentración? Hay que abrirlo para que exista mayor competencia, pero, particularmente, para que opere un resguardo para los usuarios cuyas cuentas de luz se verán afectadas -como reconoció el Ministro en la Comisión de Economía- por el dólar. Tenemos un dólar sobre los 830 pesos y cada vez que sube se incrementan las tarifas. Estamos amarrados, indexados a esta divisa. Y ese mecanismo tiene que variar, pero desconozco si está en el protocolo.

Lo que está claro es que un mecanismo amarrado al dólar -con el precio que ha alcanzado esta moneda hoy día- va a afectar a las tarifas. Algunos dicen que no, que ya hay acuerdos hechos. Yo digo que si este mecanismo está amarrado el dólar, hoy o mañana las empresas no van a perder.

Por lo tanto, votaré a favor de la indicación. Y si en marzo revisamos y vemos cifras muy concretas, podremos hacer la variación necesaria.

¡Patagonia sin represas!

¡Nueva Constitución, ahora!

¡No más AFP!

He dicho.

La señora MUÑOZ (Presidenta accidental).-

Tiene la palabra el Senador Jorge Pizarro.

El señor PIZARRO.-

Señora Presidenta, en lo que compete a la Comisión de Hacienda, ya discutimos este proyecto. Fundamentalmente, teníamos que ver el costo financiero que implicaría la contratación de profesionales, en fin. Pero, indudablemente, se discutió y analizó bastante el sentido de esta indicación.

Un colega planteó el tema de la constitucionalidad. Pero la verdad de las cosas es que esto se halla vinculado también a un debate que se dio respecto al planteamiento que se hizo llegar a los miembros de la Comisión por una serie de generadoras de energía que veían como un error esta disposición. Y eso, evidentemente, tiene que ver con la posibilidad de que dichas generadoras o tales instituciones pierdan a clientes que hoy día son regulados, que están en el rango de los 300 a 500 kilowatts.

Fue parte de la discusión (es una suposición, no se puede asegurar); pero, sin duda, cuando uno analiza en estricto rigor el sentido de la norma en votación, lo que ella establece es la rebaja del guarismo de 500 a 300, para que más clientes pequeños, como pymes, emprendimientos, hospitales, municipios -ya se dijo anteriormente acá- u otras instituciones, e incluso edificios, puedan acceder al beneficio. Entonces, yo pregunté qué tipos de clientes podrían optar a permanecer regulados o adquirir la condición de clientes libres, con lo cual puedan mejorar su condición negociadora para acceder a tarifas más bajas y, por tanto, a menores costos. Y este es el perfil de aquellos clientes.

Evidentemente, cuando se establece la rebaja de un guarismo, que representa un beneficio, no significa ningún costo para el Estado ni se altera absolutamente nada. Esto tiene que ver y forma parte del sistema tarifario. Como dijo el Senador Guillier tiene o lleva implícito lo que significa el tema de la generación, la transmisión y también la distribución.

Respecto a la alternativa que planteaba el Senador García, yo prefiero que quede explícitamente señalado en la norma que el guarismo se rebaja de 500 a 300. Porque el segundo inciso de la legislación vigente establece que el Ministerio de Energía podrá rebajar el límite de 500 kilowatts indicado en esta letra, previo informe del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia.

Es una opción: "podrá", no: "deberá", porque el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia puede determinar que no exista posibilidad de que los clientes tengan la opción de transformarse en clientes libres y salir de la condición de regulados.

De manera que, a mi juicio, el debate en específico de esta indicación tiene que ver con ampliar el universo de clientes libres que puedan negociar directamente con las distribuidoras. Y no veo dónde está la inconstitucionalidad, ni mucho menos. Me parece correcta la decisión que tomó la mayoría de la Comisión de Energía en el sentido de declarar que la disposición que se vota separadamente es perfectamente constitucional.

Así que, señor Presidente, yo por lo menos voy a apoyarla. Lamento que se haya configurado una mayoría en su contra; porque esto claramente va a perjudicar a pequeños empresarios, a municipios, a condominios, en fin, a una serie de instituciones que hoy día podrían acceder a la condición de clientes libres mejorando su situación tarifaria y rebajando costos.

He dicho.

El señor QUINTANA (Presidente).-

Tiene la palabra el señor Secretario.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

¿Alguna señora Senadora o algún señor Senador no ha emitido su voto?

El señor QUINTANA (Presidente).-

Terminada la votación.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

Resultado de la votación: por la aprobación del número 2 del artículo único del proyecto, 12 votos; por el rechazo, 16, y 5 abstenciones.

Votaron por la negativa las señoras Aravena, Ebensperger, Van Rysselberghe y Von Baer y los señores Allamand, Castro, Coloma, Durana, Galilea, García, García-Huidobro, Kast, Lagos, Ossandón, Pugh y Sandoval.

Votaron por la afirmativa las señoras Allende, Muñoz y Provoste y los señores De Urresti, Elizalde, Guillier, Huenchumilla, Insulza, Letelier, Navarro, Pizarro y Quinteros.

Se abstuvieron la señora Órdenes y los señores Latorre, Montes, Quintana y Soria.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

De conformidad con el artículo 178 del Reglamento, debe procederse a repetir la votación.

El señor QUINTANA (Presidente).-

Muy bien.

En votación.

El señor GUZMÁN (Secretario General).-

¿Alguna señora Senadora o algún señor Senador no ha emitido su voto?

El señor QUINTANA (Presidente).-

Terminada la votación.

--Se rechaza el número 2 del artículo único del proyecto (11 votos en contra, 6 votos a favor y 2 abstenciones).

Votaron por la negativa las señoras Ebensperger y Von Baer y los señores Allamand, Coloma, Durana, Galilea, García, García-Huidobro, Lagos, Pugh y Sandoval.

Votaron por la afirmativa las señoras Muñoz y Provoste y los señores Huenchumilla, Letelier, Navarro y Pizarro.

Se abstuvieron la señora Órdenes y el señor Latorre.

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El señor QUINTANA (Presidente).-

Por haberse cumplido su objetivo, se levanta la sesión, sin perjuicio de dar curso reglamentario a las solicitudes de oficios que han llegado a la Mesa.

2.7. Oficio de Cámara Revisora a Cámara de Origen

Oficio Aprobación con Modificaciones . Fecha 03 de diciembre, 2019. Oficio en Sesión 118. Legislatura 367.

Valparaíso, 3 de diciembre de 2019.

Nº 267/SEC/19

A S.E. EL PRESIDENTE DE LA HONORABLE CÁMARA DE DIPUTADOS

Tengo a honra comunicar a Vuestra Excelencia que el Senado ha dado su aprobación al proyecto de ley, de esa Honorable Cámara, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica, correspondiente a los Boletines Nºs 12.567-08 y 12.471-08, refundidos, con las siguientes enmiendas:

Artículo único

N° 3.

Ha agregado al inciso tercero del artículo 182 bis propuesto, la siguiente oración final: “Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido.”.

N° 4.

- Ha agregado, en el número 1) del inciso segundo, del artículo 183 propuesto, a continuación de la palabra “demanda” el siguiente texto: “, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija”.

- Ha sustituido, en el número 4) del inciso segundo, del artículo 183 propuesto, la expresión “inversión relevantes” por “inversiones relevantes”.

N° 5.

- Ha reemplazado, en el inciso undécimo, la palabra “quince” por “veinte”.

- Ha sustituido, en el inciso vigésimo primero, la palabra “veinte” por “treinta”.

- Ha agregado, en el inciso vigésimo segundo, después de la expresión “discrepar.”, la siguiente oración: “La agrupación definida en las bases del estudio sólo podrá ser observada por las partes, pero no modificada por el Panel de Expertos.”.

N° 6.

- Ha incorporado las siguientes letras a) y b), nuevas:

“a) Agrégase, al final del inciso primero, a continuación del punto aparte, que pasa a ser punto seguido, la siguiente frase: “La estructuración de las tarifas deberá efectuarse de modo tal que reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución resultante del proceso de tarificación. El cumplimiento de la condición señalada deberá explicitarse junto con la propuesta de fórmulas tarifarias a que se refiere el artículo 183 bis.”.

b) Agréganse los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos:

“Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas en el registro a que se refiere el artículo 183 bis, podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.”.”.

- Ha agregado, en la letra a), que ha pasado a ser c), después de la palabra “segundo” la expresión “, que ha pasado a ser cuarto,”, y ha incorporado antes del punto final (.), lo siguiente: “y sustitúyese la expresión “cuatro puntos” por “dos puntos al alza y tres puntos a la baja”.”.

- Las letras b), c) y d) han pasado a ser letras d), e) y f), respectivamente, con la enmienda formal de agregar después de la palabra “tercero” la expresión “, que ha pasado a ser quinto”.

- Ha consultado la siguiente letra g), nueva:

“g) Agrégase en el numeral 3 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, después de la frase “igual a cero.” el siguiente texto: “Se deberá considerar un periodo equivalente a la vida útil promedio ponderada del total de activos que componen el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución de la industria, determinadas en los estudios de cada empresa modelo del proceso de tarificación respectivo para cada área típica.”.

Disposiciones transitorias

Artículo tercero

Ha reemplazado la frase “a más tardar el 4 de noviembre del 2019” por la siguiente: “dentro de los veinte días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la presente ley”.

° ° °

Ha consultado los siguientes artículos décimo segundo, décimo tercero y décimo cuarto, nuevos:

“Artículo décimo segundo.- Dentro de los doce meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, la Comisión Nacional de Energía deberá emitir una resolución exenta en la que se establezca el alcance de la exigencia de contar con giro exclusivo que recae sobre las concesionarias de servicio público de distribución, así como también respecto a la contabilidad separada para cooperativas, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo décimo tercero. - Los niveles de precios asociados al valor agregado por concepto de costos de distribución que estén siendo aplicados o las tarifas inferiores a las tarifas máximas que se estén facturando, ambas a la fecha de publicación de la presente ley, permanecerán constantes en pesos hasta el término de su vigencia.

Los saldos que resulten de la aplicación de lo anterior deberán ser actualizados únicamente por el Índice de Precios al Consumidor e incorporados a las tarifas resultantes de los siguientes procesos de tarificación de los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias de servicio público de distribución. Lo anterior, sujeto a que la cuenta promedio nacional a cliente residencial, calculada sobre la base de un consumo tipo, no experimente un alza. Con todo, la totalidad de los saldos generados deberán incorporarse, como máximo, dentro de los dos períodos tarifarios asociados a los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias del servicio público de distribución cuatrienales siguientes. Las disposiciones necesarias para la aplicación de este artículo deberán ser establecidas mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

Por su parte, para el caso de los sistemas medianos la componente de energía y potencia será estabilizada a su valor vigente al 31 de octubre de 2019, de acuerdo al procedimiento de implementación del mecanismo de estabilización de precios establecido en la ley N° 21.185 y la resolución exenta que la Comisión Nacional de Energía dictará para tal efecto.

Artículo décimo cuarto. - La Comisión Nacional de Energía informará anualmente a las Comisiones de Minería y Energía del Senado y de la Cámara de Diputados, a contar del primer año de aplicación del periodo tarifario que considere las modificaciones introducidas por la presente ley, respecto al total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, con respecto a la tasa actual de 10% antes de impuestos.”.

o o o

- - -

Lo que comunico a Su Excelencia en respuesta a su oficio Nº 14.957, de 4 de septiembre de 2019.

Acompaño la totalidad de los antecedentes.

Dios guarde a Vuestra Excelencia.

JAIME QUINTANA LEAL

Presidente del Senado

RAÚL GUZMÁN URIBE

Secretario General del Senado

3. Tercer Trámite Constitucional: Cámara de Diputados

3.1. Informe de Comisión de Minería y Energía

Cámara de Diputados. Fecha 09 de diciembre, 2019. Informe de Comisión de Minería y Energía en Sesión 119. Legislatura 367.

?CERTIFICADO DE LA COMISIÓN DE MINERÍA Y ENERGÍA RECAÍDO EN LOS PROYECTOS REFUNDIDOS QUE REBAJAN LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONAN EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, EN TERCER TRÁMITE CONSTITUCIONAL.

BOLETINES Nº12.471 y 12.567-08

HONORABLE CÁMARA:

Vuestra Comisión de Minería y Energía tiene el honor de informaros acerca del proyecto de ley de la referencia, en tercer trámite constitucional, iniciado en Mensaje de S.E. el Presidente de la República, y para cuyo despacho se ha hecho presente calificación de urgencia “discusión inmediata”.

A la sesión, en que se analizó el proyecto de ley en informe, asistieron el Subsecretario de Energía, señor Francisco Javier López Díaz; el Jefe de la División de Mercados Energéticos, señor José Carrasco; el Coordinador Legislativo del Gabinete del Ministro, señor Juan Ignacio Gómez; la Asesora Legislativa, señora María Raquel Fuenzalida.

De la Comisión Nacional de Energía, el Secretario Ejecutivo, señor José Venegas y la encargada de comunicaciones, señora Alejandra Quintanilla.

Vuestra Comisión designo diputada informante a la diputada Daniella Cicardini.

I.- CONSTANCIAS PREVIAS:

Por acuerdo de fecha 4 de diciembre y en virtud de lo señalado en el artículo 120 del Reglamento, la Sala de esta Cámara dispuso el envío a esta Comisión del proyecto de ley en informe, remitido por el H. Senado, en tercer trámite constitucional, con el propósito de que se pronuncie acerca de los alcances de las modificaciones introducidas por aquél.

II.- MODIFICACIONES INTRODUCIDAS POR EL H. SENADO:

Al Artículo único:

Al N° 3.

Ha agregado al inciso tercero del artículo 182 bis propuesto, la siguiente oración final: “Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido.”.

Explicó el Ejecutivo que en el artículo 182 bis se determina como se deberá calcular la tasa de actualización y sus componentes. En particular, para determinar el riesgo sistemático de las actividades del rubro se considerará el promedio de los seis meses previos contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización.

La modificación busca permitir que, por motivos fundados, la Comisión Nacional de Energía considere un periodo de tiempo distinto, de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido. El ejercicio de esta facultad no obsta a que el cálculo de la tasa es observable por los participantes ante la Comisión Nacional de Energía y discrepable ante el Panel de Expertos.

Al N° 4.

i- Ha agregado, en el número 1) del inciso segundo, del artículo 183 propuesto, a continuación de la palabra “demanda” el siguiente texto: “, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija”.

El artículo 183 establece las restricciones que enfrenta la empresa real que deberán ser tenidas en cuenta por la empresa modelo.

La modificación busca, expresamente, que el diseño de la empresa modelo cumpla con la normativa de distribución, especialmente los niveles de seguridad y calidad que determine la normativa técnica vigente. Esto pretende asegurar que el análisis y valoración de los costos de la empresa modelo considere el cumplimiento de los índices de calidad y seguridad de servicio que se definen en la Norma Técnica vigente.

ii- Ha sustituido, en el número 4) del inciso segundo, del artículo 183 propuesto, la expresión “inversión relevantes” por “inversiones relevantes”.

La modificación consiste sólo en una adecuación formal.

Al N° 5.

i- Ha reemplazado, en el inciso undécimo, la palabra “quince” por “veinte”.

ii- Ha sustituido, en el inciso vigésimo primero, la palabra “veinte” por “treinta”.

El artículo 183 bis, que se refiere entre otras materias, al proceso de observaciones y discrepancias, establece los plazos en los cuales el Panel de Expertos de la LGSE debe realizar las audiencias públicas para conocer de las discrepancias respecto de las bases preliminares y del informe técnico preliminar.

Para el primero, el plazo aprobado por la Cámara de Diputados fue de 15 días y el Senado aumentó a 20. Para el segundo, el fijado en el primer trámite es de 20 días y se aumentó a 30. Esta modificación fue sugerida por el Panel de Expertos, en atención al nuevo procedimiento de fijación tarifaria.

iii- Ha agregado, en el inciso vigésimo segundo, después de la expresión “discrepar.”, la siguiente oración: “La agrupación definida en las bases del estudio sólo podrá ser observada por las partes, pero no modificada por el Panel de Expertos.”.

Dentro de la nueva forma del proceso de fijación tarifaria, se establece que la Comisión, en las bases del estudio de costos, podrá agrupar los diferentes costos para efectos de la formulación de discrepancias.

De este modo, las agrupaciones permiten realizar agrupaciones en materias afines (y así no mezclar, por ejemplo, discrepancias sobre costos de inversión con costos de operación). Esto no solamente desincentiva el extremo de posiciones sino también que se formulen discrepancias por cada uno de los costos, demorando en demasía el proceso. La agrupación puede ser observada, pero no objetada ante el Panel.

Al N° 6.

i- Ha incorporado las siguientes letras a) y b), nuevas:

“a) Agrégase, al final del inciso primero, a continuación del punto aparte, que pasa a ser punto seguido, la siguiente frase: “La estructuración de las tarifas deberá efectuarse de modo tal que reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución resultante del proceso de tarificación. El cumplimiento de la condición señalada deberá explicitarse junto con la propuesta de fórmulas tarifarias a que se refiere el artículo 183 bis.”.

Respecto de la estructuración de las tarifas básicas preliminares, se incorporó la exigencia de que ellas deben ser coherentes con los costos que originan el valor agregado de distribución (VAD), debiendo explicitarse conjuntamente con la propuesta de fórmulas tarifarias.

El sentido de esta modificación es hacer explícita la coherencia entre las tarifas que defina la CNE en base al estudio de costos reflejen efectivamente los costos definidos. Esta es una coherencia necesaria, pues la tarifa debe representar los costos de prestar el servicio. Es importante aclarar que esto no tiene incidencia en la determinación de la tarifa, sino que, en la práctica, consistirá en una explicación fundada que de cuenta de la relación entre costos y tarifas.

b) Agréganse los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos:

“Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas en el registro a que se refiere el artículo 183 bis, podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.”.”.

La modificación incorpora dos nuevos incisos al artículo 185, que hacen observables ante la Comisión Nacional de Energía las tarifas básicas preliminares, debiendo esta dar respuesta fundada a las observaciones planteadas por los participantes en el proceso.

ii- Ha agregado, en la letra a), que ha pasado a ser c), después de la palabra “segundo” la expresión “, que ha pasado a ser cuarto,”, y ha incorporado antes del punto final (.), lo siguiente: “y sustitúyese la expresión “cuatro puntos” por “dos puntos al alza y tres puntos a la baja”.”.

El Senado modificó la banda de cuatro puntos para determinar las tarifas básicas preliminares por una banda asimétrica de dos puntos al alza y tres a la baja.

Dentro del proceso de fijación de tarifas, para determinar si las tarifas básicas preliminares son adecuadas, la Comisión debe calcular si ellas permiten al conjunto agregado de las instalaciones de distribución de las empresas concesionarias obtener una tasa de rentabilidad económica después de impuestos a las utilidades, que no difiera en más de cuatro puntos de la tasa de actualización que se calculará periodo a periodo.

A fin de guardar coherencia con la rebaja de la tasa de actualización, se estableció una banda asimétrica de más dos puntos y menos tres puntos. De esta manera, por ejemplo, para una tasa de rentabilidad de 6% después de impuestos, se entenderá aceptada la tarifa básica preliminar presentada por la Comisión si ella se ubica entre 8% y 3%.

iii- Las letras b), c) y d) han pasado a ser letras d), e) y f), respectivamente, con la enmienda formal de agregar después de la palabra “tercero” la expresión “, que ha pasado a ser quinto”.

La modificación consiste sólo en una adecuación formal.

iv- Ha consultado la siguiente letra g), nueva:

“g) Agrégase en el numeral 3 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, después de la frase “igual a cero.” el siguiente texto: “Se deberá considerar un periodo equivalente a la vida útil promedio ponderada del total de activos que componen el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución de la industria, determinadas en los estudios de cada empresa modelo del proceso de tarificación respectivo para cada área típica.”.

En el numeral 3 del inciso tercero del artículo 185 se incorporó al proceso de chequeo de rentabilidad una precisión para mejorar su detalle, en particular, respecto de la vida útil considerada para los activos de las empresas mediante el establecimiento de una fórmula que permita reflejar la vida útil efectiva de los activos, pues se ha observado que, en la práctica, hay vidas útiles distintas.

A las disposiciones transitorias:

Al artículo tercero

Ha reemplazado la frase “a más tardar el 4 de noviembre del 2019” por la siguiente: “dentro de los veinte días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la presente ley”.

El Senado modificó el plazo en el cual deberán comunicarse las bases técnicas y administrativas para iniciar el proceso de fijación tarifaria, pasando del 4 de noviembre a dentro de los 20 días hábiles siguientes a la publicación de la ley.

Disposiciones transitorias nuevas

El Senado ha consultado los siguientes artículos décimo segundo, décimo tercero y décimo cuarto, nuevos:

“Artículo décimo segundo.- Dentro de los doce meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, la Comisión Nacional de Energía deberá emitir una resolución exenta en la que se establezca el alcance de la exigencia de contar con giro exclusivo que recae sobre las concesionarias de servicio público de distribución, así como también respecto a la contabilidad separada para cooperativas, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

El Senado incluyó un nuevo artículo transitorio que autoriza a la Comisión Nacional de Energía, dentro de los 12 meses siguientes a la publicación de la ley, a emitir una resolución exenta mediante la cual se establezcan las condiciones para aplicar las normas relativas al giro único y a la contabilidad separada.

Artículo décimo tercero. - Los niveles de precios asociados al valor agregado por concepto de costos de distribución que estén siendo aplicados o las tarifas inferiores a las tarifas máximas que se estén facturando, ambas a la fecha de publicación de la presente ley, permanecerán constantes en pesos hasta el término de su vigencia.

Los saldos que resulten de la aplicación de lo anterior deberán ser actualizados únicamente por el Índice de Precios al Consumidor e incorporados a las tarifas resultantes de los siguientes procesos de tarificación de los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias de servicio público de distribución. Lo anterior, sujeto a que la cuenta promedio nacional a cliente residencial, calculada sobre la base de un consumo tipo, no experimente un alza. Con todo, la totalidad de los saldos generados deberán incorporarse, como máximo, dentro de los dos períodos tarifarios asociados a los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias del servicio público de distribución cuatrienales siguientes. Las disposiciones necesarias para la aplicación de este artículo deberán ser establecidas mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

Por su parte, para el caso de los sistemas medianos la componente de energía y potencia será estabilizada a su valor vigente al 31 de octubre de 2019, de acuerdo al procedimiento de implementación del mecanismo de estabilización de precios establecido en la ley N° 21.185 y la resolución exenta que la Comisión Nacional de Energía dictará para tal efecto.

El Senado incorporó un mecanismo de estabilización de precios de la componente distribución. En virtud de este mecanismo las tarifas permanecerán constantes en pesos hasta el término de su vigencia, quedando los saldos pendientes reajustándose por IPC y deberán devolverse como máximo dentro de los dos periodos tarifarios siguientes.

Asimismo, se incorporó una disposición que, frente a dudas de interpretación que pudieran presentarse, señala expresamente que las disposiciones de la ley Nº21.185, que crea un mecanismo transitorio de estabilización de precios de la energía eléctrica para clientes sujetos a regulación de tarifas, es aplicable a los sistemas medianos, tales como Aysén y Magallanes.

Artículo décimo cuarto. - La Comisión Nacional de Energía informará anualmente a las Comisiones de Minería y Energía del Senado y de la Cámara de Diputados, a contar del primer año de aplicación del periodo tarifario que considere las modificaciones introducidas por la presente ley, respecto al total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, con respecto a la tasa actual de 10% antes de impuestos.”.

El Senado incorporó una obligación de informar a las Comisión Nacional de Energía a efecto que ella informe anualmente a las comisiones de Minería y Energía de ambas cámaras, a contar del primer año de aplicación del periodo tarifario que considere las modificaciones introducidas por la presente ley, respecto de los recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, con respecto a la tasa actual de 10% antes de impuestos.

III.- RECOMENDACIÓN DE LA COMISIÓN

Al término de la sesión vuestra Comisión consideró recomendar:

- Rechazar la modificación al numeral 3 del artículo único del proyecto.

Puesta en votación la modificación se produjo empate de votos, entendiéndose rechazda.Votaron a favor los diputados señores Eguiguren, Gahona, Kort, Kuschel y Alessandri, y en contra las señoras Cicardini y Hernando, y los diputados señores Castro, don Juan Luis, Velásquez, don Esteban y Vidal (5/5/0).

- Aprobar el resto de las modificaciones. Por las votaciones y en los términos consignados en la respectiva acta.

***

SALA DE LA COMISIÓN, a 9 de diciembre de 2019.

Tratado y acordado en sesión de 9 de diciembre de 2019, con la asistencia de las y los diputados Castro, Juan Luis; Cicardini, doña Daniella; Eguiguren; Gahona; Hernando, doña Marcela; Kort; Kuschel; Alessandri, en reemplazo del señor Noman; Santana, Juan; Velásquez, Esteban y Vidal.

MARIO REBOLLEDO CODDOU

Secretario de la Comisión

3.2. Oficio de Cámara Revisora a Cámara de Origen

Oficio Aprobación de Modificaciones. Fecha 09 de diciembre, 2019. Oficio en Sesión 84. Legislatura 367.

VALPARAÍSO, 9 de diciembre de 2019

Oficio Nº 15.196

A S.E. EL PRESIDENTE DEL H. SENADO

La Cámara de Diputados, en sesión de esta fecha, ha aprobado las enmiendas propuestas por ese H. Senado al proyecto de ley que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica, correspondiente a los boletines Nos 12.567-08 y 12.471-08, refundidos.

Lo que tengo a honra decir a V.E., en respuesta a vuestro oficio Nº 267/SEC/19, de 3 de diciembre de 2019.

Devuelvo los antecedentes respectivos.

Dios guarde a V.E.

PEPE AUTH STEWART

Presidente accidental de la Cámara de Diputados

LUIS ROJAS GALLARDO

Secretario General (S) de la Cámara de Diputados

4. Trámite Finalización: Cámara de Diputados

4.1. Oficio de Cámara de Origen al Ejecutivo

Oficio Ley a S. E. El Presidente de la República. Fecha 09 de diciembre, 2019. Oficio

VALPARAÍSO, 9 de diciembre de 2019

Oficio Nº 15.197

A.S.E EL PRESIDENTE DE LA REPÚBLICA

Tengo a honra comunicar a V.E. que el Congreso Nacional ha dado su aprobación al proyecto de ley, originado en un mensaje de V.E. y en una moción de los diputados Pablo Vidal Rojas, Giorgio Jackson Drago, Ricardo Celis Araya, Francisco Eguiguren Correa, Sergio Gahona Salazar y Matías Walker Prieto, y de las diputadas Daniella Cicardini Milla y Alejandra Sepúlveda Orbenes, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica, correspondiente respectivamente a los boletines Nos 12.567-08 y 12.471-08, refundidos, del siguiente tenor:

PROYECTO DE LEY

“Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

1. Incorpórase, a continuación del artículo 8 bis, el siguiente artículo 8 ter:

“Artículo 8 ter.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2 de la ley N° 18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5, de 2003, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, en adelante “cooperativas”, que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos del señalado, estarán obligadas, para los efectos de esta ley, a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.”.

2. Reemplázase en el número 3 del artículo 182 la expresión “igual al 10% real anual” por la frase “de acuerdo a lo establecido en el artículo 182 bis”.

3. Incorpórase, a continuación del artículo 182, el siguiente artículo 182 bis:

“Artículo 182 bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años, de acuerdo al procedimiento señalado en este artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación con el mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.

El riesgo sistemático señalado se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.

La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años, a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización. Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido.

El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.

La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.

La tasa de actualización, de este modo, será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

La Comisión, antes de los cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en este artículo.

Finalizado el estudio señalado en el inciso anterior, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183 bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.”.

4. Sustitúyese el artículo 183 por el siguiente:

“Artículo 183.- Las componentes indicadas en el artículo 182 se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, y deberá abrirse un período de consulta pública. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión, conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo 183 bis y en el reglamento.

El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo en, al menos, los siguientes aspectos:

1) La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija.

2) El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.

3) La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.

4) La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversiones relevantes.

5) La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.”.

5. Introdúcese, a continuación del artículo 183, el siguiente artículo 183 bis:

“Artículo 183 bis.- En el plazo máximo de treinta días, contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo 183, la Comisión abrirá, por el plazo de veinticinco días, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, en adelante “participantes”, quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos, de acuerdo con las normas de esta ley.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión comunicará en su página web y en dos o más medios de amplia difusión el llamado a registro y la información que los participantes deberán presentar.

En todo caso, los antecedentes que solicite la Comisión para constituir dicho registro deberán estar destinados a acreditar la representación y la correcta identificación de cada participante y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Los participantes registrados y las empresas concesionarias podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y al estudio de costos, y presentar discrepancias ante el Panel, cuando corresponda.

Las notificaciones y comunicaciones a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Los participantes debidamente inscritos en el registro no podrán participar en la elaboración del estudio de costos a que se refiere el artículo 183.

En el plazo máximo de treinta días corridos de finalizado el proceso de registro de participantes, la Comisión comunicará por medios electrónicos a éstos y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas preliminares del estudio de costos.

Las bases administrativas deberán establecer, a lo menos, los requisitos, antecedentes y la modalidad de presentación de ofertas. Las bases técnicas deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo eficiente, y todo otro aspecto que se considere necesario definir en forma previa a la realización del estudio.

A partir de la fecha de la comunicación de las bases técnicas preliminares y dentro del plazo de veinte días, los participantes y las empresas concesionarias de distribución podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo señalado en el inciso anterior y en un término no superior a veinte días, la Comisión comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas corregidas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las bases técnicas corregidas, los participantes y las empresas concesionarias podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de veinte días, contado desde el vencimiento del plazo para la presentación de las discrepancias, y deberá resolverlas dentro de los treinta días siguientes a la audiencia pública, de acuerdo a lo señalado en el artículo 211.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días, a través de una resolución que se publicará en dos o más medios de amplia difusión y se comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución.

El estudio de costos será licitado de conformidad con las normas de la ley N° 19.886 y su reglamento, y adjudicado de acuerdo con las bases técnicas y administrativas antes referidas. Será ejecutado y supervisado por un comité integrado por representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo con los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa; dos representantes del Ministerio y dos representantes de la Comisión, uno de los cuales presidirá el referido comité. La Comisión realizará el llamado a licitación y la adjudicación, y firmará del contrato.

La Comisión establecerá el procedimiento para la constitución y funcionamiento del comité señalado en el inciso anterior.

El estudio de costos será financiado íntegramente por la Comisión y deberá ejecutarse dentro del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a ocho meses a partir de la adjudicación.

El consultor al que se adjudique el estudio deberá prestar el apoyo que sea necesario a la Comisión hasta la dictación del correspondiente decreto tarifario.

Los resultados del estudio de costos deberán especificar para cada área típica de distribución, a lo menos, lo señalado en el artículo 182.

La Comisión dispondrá del plazo de tres meses para revisar, corregir y adecuar los resultados del estudio de costos y para notificar, por medios electrónicos, a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes un informe técnico preliminar elaborado sobre la base de dicho estudio. El plazo se contará desde la fecha en que el comité otorgue su conformidad al estudio.

El informe técnico preliminar deberá contener, a lo menos, las materias señaladas en el artículo 182.

Las observaciones técnicas que los participantes y las empresas concesionarias de distribución tengan respecto del informe técnico preliminar, deberán presentarlas a la Comisión dentro de los veinte días siguientes a su notificación. La Comisión, en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde el vencimiento del término para efectuar observaciones, deberá comunicar, por medios electrónicos, la resolución que contenga el informe técnico corregido, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones técnicas planteadas.

Dentro de los quince días siguientes a la notificación de la resolución señalada en el inciso anterior, las empresas concesionarias y los participantes podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o fuesen acogidas parcialmente. Del mismo plazo dispondrá quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico para solicitar que se mantenga su contenido, en caso de haberse modificado éste. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de treinta días, contado desde el vencimiento del término para presentar las discrepancias, y deberá evacuar su dictamen en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde la referida audiencia.

Las bases del estudio de costos agruparán los costos del estudio en diferentes categorías sobre las cuales se podrá discrepar. La agrupación definida en las bases del estudio sólo podrá ser observada por las partes, pero no modificada por el Panel de Expertos. En cada categoría, y para cada área típica de distribución, el Panel sólo podrá optar por el resultado del informe de la Comisión, la alternativa planteada por un participante o por una empresa concesionaria para el conjunto de sus discrepancias presentadas en dicha categoría. El Panel no podrá elegir entre resultados parciales de costos o entre criterios que se hubiesen presentado como observaciones, sino sólo entre valores finales.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes. En el caso de que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de cuarenta días, contados desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes, incorporando e implementando lo resuelto por el Panel.

Junto con el informe técnico definitivo señalado en el inciso anterior, la Comisión propondrá al Ministerio de Energía las fórmulas tarifarias para el siguiente período tarifario.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en este artículo.”.

6. En el artículo 185:

a) Agrégase al final del inciso primero, a continuación del punto y aparte, que pasa a ser punto y seguido, las siguientes oraciones: “La estructuración de las tarifas deberá efectuarse de modo tal que reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución resultante del proceso de tarificación. El cumplimiento de la condición señalada deberá explicitarse junto con la propuesta de fórmulas tarifarias a que se refiere el artículo 183 bis.”.

b) Agréganse los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos, pasando los actuales incisos segundo, tercero y cuarto a ser incisos cuarto, quinto y sexto:

“Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas en el registro a que se refiere el artículo 183 bis podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Vencido el plazo anterior, y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.”.

c) Reemplázanse en el inciso segundo, que ha pasado a ser cuarto, la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos” y la expresión “cuatro puntos” por “dos puntos al alza y tres puntos a la baja”.

d) Elimínase el numeral 1 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto.

e) Sustitúyese en el numeral 2 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, la frase “Cada empresa determinará e informará a la Comisión” por “La Comisión determinará para cada empresa”.

f) Introdúcense en el numeral 3 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, los siguientes cambios:

i. Intercálase, entre los vocablos “procedimiento anterior” y el punto y seguido, la siguiente expresión: “, y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine”.

ii. Agrégase, después de la frase “igual a cero.”, el siguiente texto: “Se deberá considerar un periodo equivalente a la vida útil promedio ponderada del total de activos que componen el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución de la industria, determinadas en los estudios de cada empresa modelo del proceso de tarificación respectivo para cada área típica.”.

7. Reemplázase en el artículo 187 la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

8. Elimínanse los artículos 188 y 189.

9. En el artículo 193:

a) Reemplázase en el inciso primero la expresión “antes de impuestos” por “después de impuestos”.

b) Sustitúyese en el inciso quinto la frase “en las respectivas concesiones” por “considerando todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión”.

10. Reemplázase la letra m) del artículo 225 por la siguiente:

“m) Áreas típicas de distribución: áreas en que los costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro de red son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.”.

Disposiciones transitorias

Artículo primero.- Lo dispuesto en esta ley se aplicará al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 y, también, al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

Artículo segundo.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía podrá utilizar estudios de determinación de tasa de actualización contratados por ésta, y no serán exigibles las disposiciones establecidas en el inciso séptimo del artículo 182 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo tercero.- Las bases técnicas y administrativas preliminares a que se refiere el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán comunicarse dentro de los veinte días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la presente ley.

Artículo cuarto.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, y por única vez, no serán aplicables las disposiciones establecidas en el artículo 183 bis en relación a la constitución del registro de participantes. Para dicho proceso se entenderán como integrantes del registro de participación ciudadana que establece el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N° 19.496, que establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores, y las empresas concesionarias de distribución eléctrica.

Artículo quinto.- Sin perjuicio de lo establecido en el inciso primero del artículo 183, para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía deberá definir al menos cuatro áreas típicas para las cooperativas de distribución eléctrica en las cuales se considerarán como empresas de referencia a cooperativas que presten el servicio público de distribución para el estudio de costos de la respectiva área típica.

Artículo sexto.- Los plazos aplicables para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 serán los siguientes:

1. El Panel de Expertos deberá resolver dentro de los veinte días siguientes a la audiencia pública a que se refiere el inciso décimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

2. La Comisión deberá dictar la resolución a que se refiere el inciso décimo segundo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, dentro de los siguientes diez días desde la comunicación del dictamen señalado en el numeral anterior.

3. El estudio de costos a que se refieren los artículos 183 y 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser ejecutado en el plazo máximo de cien días a partir de su adjudicación.

4. Dentro de los tres días desde que el Comité a que se refiere el inciso décimo tercero del artículo 183 bis otorgue la conformidad al estudio al que se refiere el numeral anterior, la Comisión lo comunicará en su página web y en un medio de amplio acceso, y los participantes tendrán el plazo de quince días, contado desde dicha publicación, para efectuar observaciones al estudio. En razón de lo anterior, por única vez no será necesaria la emisión del informe técnico preliminar al que se refiere el inciso décimo octavo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

5. La Comisión, en el plazo de cuarenta días, contado desde el vencimiento del plazo para efectuar observaciones al estudio conforme a lo señalado en el numeral anterior, deberá comunicar la resolución que contenga el informe técnico conforme a lo dispuesto en el inciso vigésimo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

6. Las discrepancias a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, sólo se podrán referir a observaciones presentadas al estudio que no hayan sido consideradas en el informe técnico señalado en el numeral anterior, o modificaciones respecto de lo señalado en el estudio sin que hubiese sido observado.

7. La audiencia pública a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser realizada quince días después del término del plazo para presentar discrepancias.

8. El dictamen del Panel, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser evacuado en el plazo de treinta días contado desde la audiencia pública a que se refiere dicha disposición.

Artículo séptimo.- Las empresas titulares de concesiones de servicio público de distribución deberán dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a más tardar el 1 de enero de 2021.

Las transferencias de concesiones que sean necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en el inciso precedente se entenderán autorizadas, en los términos establecidos en el artículo 47 del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, debiendo las empresas concesionarias de servicio público de distribución eléctrica enviar al Ministerio de Energía los antecedentes que acrediten el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior.

Artículo octavo.- Dentro de los seis meses siguientes a la publicación de esta ley en el Diario Oficial, el Presidente de la República deberá enviar al Congreso Nacional un proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución eléctrica, el que podrá abordar cualquiera de las materias tratadas en esta ley.

Artículo noveno.- La primera fijación de fórmulas tarifarias conforme al proceso establecido en esta ley tendrá vigencia a contar del término de aquellas fijadas en el decreto supremo N° 11T, de 2017, actualizado por el decreto supremo N° 5T, de 2018, ambos del Ministerio de Energía, por un período máximo de cuatro años o hasta la publicación de la ley a que se refiere el artículo precedente, así como también el proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

Artículo décimo.- A más tardar el 31 de marzo de 2021, el Ministerio de Energía deberá informar a las comisiones de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y del Senado acerca de la implementación y aplicación de esta ley, evaluando sus impactos en la rebaja de tarifas, como asimismo, en la transparencia y participación ciudadana.

Artículo undécimo.- El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo previsto en la Ley de Presupuestos.

Artículo duodécimo.- Dentro de los doce meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, la Comisión Nacional de Energía deberá emitir una resolución exenta en la que establezca el alcance de la exigencia de contar con giro exclusivo que recae sobre las concesionarias de servicio público de distribución, así como también respecto a la contabilidad separada para cooperativas, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Artículo decimotercero.- Los niveles de precios asociados al valor agregado por concepto de costos de distribución que estén siendo aplicados o las tarifas inferiores a las tarifas máximas que se estén facturando, ambas a la fecha de publicación de la presente ley, permanecerán constantes en pesos hasta el término de su vigencia.

Los saldos que resulten de la aplicación de lo anterior deberán ser actualizados únicamente por el Índice de Precios al Consumidor e incorporados a las tarifas resultantes de los siguientes procesos de tarificación de los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias de servicio público de distribución. Lo anterior, sujeto a que la cuenta promedio nacional a cliente residencial, calculada sobre la base de un consumo tipo, no experimente un alza. Con todo, la totalidad de los saldos generados deberán incorporarse, como máximo, dentro de los dos períodos tarifarios asociados a los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias del servicio público de distribución cuatrienales siguientes. Las disposiciones necesarias para la aplicación de este artículo deberán ser establecidas mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

Por su parte, para el caso de los sistemas medianos, la componente de energía y potencia será estabilizada a su valor vigente al 31 de octubre de 2019, de acuerdo al procedimiento de implementación del mecanismo de estabilización de precios establecido en la ley N° 21.185 y la resolución exenta que la Comisión Nacional de Energía dictará para tal efecto.

Artículo decimocuarto.- La Comisión Nacional de Energía informará anualmente a las Comisiones de Minería y Energía del Senado y de la Cámara de Diputados, a contar del primer año de aplicación del periodo tarifario que considere las modificaciones introducidas por esta ley, respecto al total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, con respecto a la tasa actual de 10 por ciento antes de impuestos.”.

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Dios guarde a V.E.

PEPE AUTH STEWART

Presidente accidental de la Cámara de Diputados

LUIS ROJAS GALLARDO

Secretario General (S) de la Cámara de Diputados

5. Publicación de Ley en Diario Oficial

5.1. Ley Nº 21.194

Tipo Norma
:
Ley 21194
URL
:
https://www.bcn.cl/leychile/N?i=1140301&t=0
Fecha Promulgación
:
17-12-2019
URL Corta
:
http://bcn.cl/2ckcu
Organismo
:
MINISTERIO DE ENERGÍA
Título
:
REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
Fecha Publicación
:
21-12-2019

LEY NÚM. 21.194

REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

    Teniendo presente que el H. Congreso Nacional ha dado su aprobación al proyecto de ley, originado en un mensaje de S.E. el Presidente de la República y en una moción de los diputados Pablo Vidal Rojas, Giorgio Jackson Drago, Ricardo Celis Araya, Francisco Eguiguren Correa, Sergio Gahona Salazar y Matías Walker Prieto, y de las diputadas Daniella Cicardini Milla y Alejandra Sepúlveda Orbenes,

    Proyecto de ley:

    "Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

    1. Incorpórase, a continuación del artículo 8 bis, el siguiente artículo 8 ter:

    "Artículo 8 ter.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2 de la ley N° 18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas  del  Título XVI  de la misma ley. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.

    Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5, de 2003, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, en adelante "cooperativas", que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos del señalado, estarán obligadas, para los efectos de esta ley, a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.".

    2. Reemplázase en el número 3 del artículo 182 la expresión "igual al 10% real anual" por la frase "de acuerdo a lo establecido en el artículo 182 bis".

    3. Incorpórase, a continuación del artículo 182, el siguiente artículo 182 bis:

    "Artículo 182 bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años, de acuerdo al procedimiento señalado en este artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación con el mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.

    El riesgo sistemático señalado se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.

    La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años, a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización. Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido.

    El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.

    La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.

    La tasa de actualización, de este modo, será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

    La Comisión, antes de los cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en este artículo.

    Finalizado el estudio señalado en el inciso anterior, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183 bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.".

    4. Sustitúyese el artículo 183 por el siguiente:

    "Artículo 183.- Las componentes indicadas en el artículo 182 se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, y deberá abrirse un período de consulta pública. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión, conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo 183 bis y en el reglamento.

    El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo en, al menos, los siguientes aspectos:

    1) La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija.

    2) El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.

    3) La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.

    4) La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversiones relevantes.

    5) La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.

    Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.".

    5. Introdúcese, a continuación del artículo 183, el siguiente artículo 183 bis:

    "Artículo 183 bis.- En el plazo máximo de treinta días, contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo 183, la Comisión abrirá, por el plazo de veinticinco días, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, en adelante "participantes", quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos, de acuerdo con las normas de esta ley.

    Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión comunicará en su página web y en dos o más medios de amplia difusión el llamado a registro y la información que los participantes deberán presentar.

    En todo caso, los antecedentes que solicite la Comisión para constituir dicho registro deberán estar destinados a acreditar la representación y la correcta identificación de cada participante y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

    Los participantes registrados y las empresas concesionarias podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y al estudio de costos, y presentar discrepancias ante el Panel, cuando corresponda.

    Las notificaciones y comunicaciones a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

    Los participantes debidamente inscritos en el registro no podrán participar en la elaboración del estudio de costos a que se refiere el artículo 183.

    En el plazo máximo de treinta días corridos de finalizado el proceso de registro de participantes, la Comisión comunicará por medios electrónicos a éstos y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas preliminares del estudio de costos.

    Las bases administrativas deberán establecer, a lo menos, los requisitos, antecedentes y la modalidad de presentación de ofertas. Las bases técnicas deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo eficiente, y todo otro aspecto que se considere necesario definir en forma previa a la realización del estudio.

    A partir de la fecha de la comunicación de las bases técnicas preliminares y dentro del plazo de veinte días, los participantes y las empresas concesionarias de distribución podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

    Vencido el plazo señalado en el inciso anterior y en un término no superior a veinte días, la Comisión comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas corregidas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

    Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las bases técnicas corregidas, los participantes y las empresas concesionarias podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de veinte días, contado desde el vencimiento del plazo para la presentación de las discrepancias, y deberá resolverlas dentro de los treinta días siguientes a la audiencia pública, de acuerdo a lo señalado en el artículo 211.

    Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días, a través de una resolución que se publicará en dos o más medios de amplia difusión y se comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución.

    El estudio de costos será licitado de conformidad con las normas de la ley N° 19.886 y su reglamento, y adjudicado de acuerdo con las bases técnicas y administrativas antes referidas. Será ejecutado y supervisado por un comité integrado por representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo con los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa; dos representantes del Ministerio y dos representantes de la Comisión, uno de los cuales presidirá el referido comité. La Comisión realizará el llamado a licitación y la adjudicación, y firmará del contrato.

    La Comisión establecerá el procedimiento para la constitución y funcionamiento del comité señalado en el inciso anterior.

    El estudio de costos será financiado íntegramente por la Comisión y deberá ejecutarse dentro del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a ocho meses a partir de la adjudicación.

    El consultor al que se adjudique el estudio deberá prestar el apoyo que sea necesario a la Comisión hasta la dictación del correspondiente decreto tarifario.

    Los resultados del estudio de costos deberán especificar para cada área típica de distribución, a lo menos, lo señalado en el artículo 182.

    La Comisión dispondrá del plazo de tres meses para revisar, corregir y adecuar los resultados del estudio de costos y para notificar, por medios electrónicos, a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes un informe técnico preliminar elaborado sobre la base de dicho estudio. El plazo se contará desde la fecha en que el comité otorgue su conformidad al estudio.

    El informe técnico preliminar deberá contener, a lo menos, las materias señaladas en el artículo 182.

    Las observaciones técnicas que los participantes y las empresas concesionarias de distribución tengan respecto del informe técnico preliminar, deberán presentarlas a la Comisión dentro de los veinte días siguientes a su notificación. La Comisión, en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde el vencimiento del término para efectuar observaciones, deberá comunicar, por medios electrónicos, la resolución que contenga el informe técnico corregido, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones técnicas planteadas.

    Dentro de los quince días siguientes a la notificación de la resolución señalada en el inciso anterior, las empresas concesionarias y los participantes podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o fuesen acogidas parcialmente. Del mismo plazo dispondrá quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico para solicitar que se mantenga su contenido, en caso de haberse modificado éste. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de treinta días, contado desde el vencimiento del término para presentar las discrepancias, y deberá evacuar su dictamen en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde la referida audiencia.

    Las bases del estudio de costos agruparán los costos del estudio en diferentes categorías sobre las cuales se podrá discrepar. La agrupación definida en las bases del estudio sólo podrá ser observada por las partes, pero no modificada por el Panel de Expertos. En cada categoría, y para cada área típica de distribución, el Panel sólo podrá optar por el resultado del informe de la Comisión, la alternativa planteada por un participante o por una empresa concesionaria para el conjunto de sus discrepancias presentadas en dicha categoría. El Panel no podrá elegir entre resultados parciales de costos o entre criterios que se hubiesen presentado como observaciones, sino sólo entre valores finales.

    Si no se presentaren discrepancias, dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes. En el caso de que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de cuarenta días, contados desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes, incorporando e implementando lo resuelto por el Panel.

    Junto con el informe técnico definitivo señalado en el inciso anterior, la Comisión propondrá al Ministerio de Energía las fórmulas tarifarias para el siguiente período tarifario.

    El reglamento establecerá las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en este artículo.".

    6. En el artículo 185:

    a) Agrégase al final del inciso primero, a continuación del punto y aparte, que pasa a ser punto y seguido, las siguientes oraciones: "La estructuración de las tarifas deberá efectuarse de modo tal que reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución resultante del proceso de tarificación. El cumplimiento de la condición señalada deberá explicitarse junto con la propuesta de fórmulas tarifarias a que se refiere el artículo 183 bis.".

    b) Agréganse los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos, pasando los actuales incisos segundo, tercero y cuarto a ser incisos cuarto, quinto y sexto:

    "Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas en el registro a que se refiere el artículo 183 bis podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

    Vencido el plazo anterior, y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.".

    c) Reemplázanse en el inciso segundo, que ha pasado a ser cuarto, la expresión "antes de impuestos" por "después de impuestos" y la expresión "cuatro puntos" por "dos puntos al alza y tres puntos a la baja".

    d) Elimínase el numeral 1 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto.

    e) Sustitúyese en el numeral 2 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, la frase "Cada empresa determinará e informará a la Comisión" por "La Comisión determinará para cada empresa".

    f) Introdúcense en el numeral 3 del inciso tercero, que ha pasado a ser quinto, los siguientes cambios:

    i. Intercálase, entre los vocablos "procedimiento anterior" y el punto y seguido, la siguiente expresión: ", y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine".

    ii. Agrégase, después de la frase "igual a cero.", el siguiente texto: "Se deberá considerar un periodo equivalente a la vida útil promedio ponderada del total de activos que componen el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución de la industria, determinadas en los estudios de cada empresa modelo del proceso de tarificación respectivo para cada área típica.".

    7. Reemplázase en el artículo 187 la expresión "antes de impuestos" por "después de impuestos".

    8. Elimínanse los artículos 188 y 189.

    9. En el artículo 193:

    a) Reemplázase en el inciso primero la expresión "antes de impuestos" por "después de impuestos".

    b) Sustitúyese en el inciso quinto la frase "en las respectivas concesiones" por "considerando todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión".

    10. Reemplázase la letra m) del artículo 225 por la siguiente:

    "m) Áreas típicas de distribución: áreas en que los costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro de red son similares entre sí, pudiendo incluir en ellas una o más empresas concesionarias de distribución eléctrica.".

    Disposiciones transitorias

    Artículo primero.- Lo dispuesto en esta ley se aplicará al proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 y, también, al proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

    Artículo segundo.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía podrá utilizar estudios de determinación de tasa de actualización contratados por ésta, y no serán exigibles las disposiciones establecidas en el inciso séptimo del artículo 182 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

    Artículo tercero.- Las bases técnicas y administrativas preliminares a que se refiere el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberán comunicarse dentro de los veinte días hábiles siguientes a la publicación en el Diario Oficial de la presente ley.

    Artículo cuarto.- Para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, y por única vez, no serán aplicables las disposiciones establecidas en el artículo 183 bis en relación a la constitución del registro de participantes. Para dicho proceso se entenderán como integrantes del registro de participación ciudadana que establece el artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N° 19.496, que establece normas sobre protección de los derechos de los consumidores, y las empresas concesionarias de distribución eléctrica.

    Artículo quinto.- Sin perjuicio de lo establecido en el inciso primero del artículo 183, para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024, la Comisión Nacional de Energía deberá definir al menos cuatro áreas típicas para las cooperativas de distribución eléctrica en las cuales se considerarán como empresas de referencia a cooperativas que presten el servicio público de distribución para el estudio de costos de la respectiva área típica.

    Artículo sexto.- Los plazos aplicables para el proceso de determinación de tarifas de distribución correspondiente al cuadrienio 2020-2024 serán los siguientes:

    1. El Panel de Expertos deberá resolver dentro de los veinte días siguientes a la audiencia pública a que se refiere el inciso décimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

    2. La Comisión deberá dictar la resolución a que se refiere el inciso décimo segundo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, dentro de los siguientes diez días desde la comunicación del dictamen señalado en el numeral anterior.

    3. El estudio de costos a que se refieren los artículos 183 y 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser ejecutado en el plazo máximo de cien días a partir de su adjudicación.

    4. Dentro de los tres días desde que el Comité a que se refiere el inciso décimo tercero del artículo 183 bis otorgue la conformidad al estudio al que se refiere el numeral anterior, la Comisión lo comunicará en su página web y en un medio de amplio acceso, y los participantes tendrán el plazo de quince días, contado desde dicha publicación, para efectuar observaciones al estudio. En razón de lo anterior, por única vez no será necesaria la emisión del informe técnico preliminar al que se refiere el inciso décimo octavo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

    5. La Comisión, en el plazo de cuarenta días, contado desde el vencimiento del plazo para efectuar observaciones al estudio conforme a lo señalado en el numeral anterior, deberá comunicar la resolución que contenga el informe técnico conforme a lo dispuesto en el inciso vigésimo del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

    6. Las discrepancias a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, sólo se podrán referir a observaciones presentadas al estudio que no hayan sido consideradas en el informe técnico señalado en el numeral anterior, o modificaciones respecto de lo señalado en el estudio sin que hubiese sido observado.

    7. La audiencia pública a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser realizada quince días después del término del plazo para presentar discrepancias.

    8. El dictamen del Panel, a que se refiere el inciso vigésimo primero del artículo 183 bis del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, deberá ser evacuado en el plazo de treinta días contado desde la audiencia pública a que se refiere dicha disposición.

    Artículo séptimo.- Las empresas titulares de concesiones de servicio público de distribución deberán dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, a más tardar el 1 de enero de 2021.

    Las transferencias de concesiones que sean necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto en el inciso precedente se entenderán autorizadas, en los términos establecidos en el artículo 47 del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, debiendo las empresas concesionarias de servicio público de distribución eléctrica enviar al Ministerio de Energía los antecedentes que acrediten el cumplimiento de lo señalado en el inciso anterior.

    Artículo octavo.- Dentro de los seis meses siguientes a la publicación de esta ley en el Diario Oficial, el Presidente de la República deberá enviar al Congreso Nacional un proyecto de ley de reforma integral al segmento de distribución eléctrica, el que podrá abordar cualquiera de las materias tratadas en esta ley.

    Artículo noveno.- La primera fijación de fórmulas tarifarias conforme al proceso establecido en esta ley tendrá vigencia a contar del término de aquellas fijadas en el decreto supremo N° 11T, de 2017, actualizado por el decreto supremo N° 5T, de 2018, ambos del Ministerio de Energía, por un período máximo de cuatro años o hasta la publicación de la ley a que se refiere el artículo precedente, así como también el proceso de fijación de precios de servicios no consistentes en suministros de energía, asociados a la distribución de energía eléctrica, en lo que fuera pertinente.

    Artículo décimo.- A más tardar el 31 de marzo de 2021, el Ministerio de Energía deberá informar a las comisiones de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y del Senado acerca de la implementación y aplicación de esta ley, evaluando sus impactos en la rebaja de tarifas, como asimismo, en la transparencia y participación ciudadana.

    Artículo undécimo.- El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida del Tesoro Público de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo previsto en la Ley de Presupuestos.

    Artículo duodécimo.- Dentro de los doce meses siguientes a la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, la Comisión Nacional de Energía deberá emitir una resolución exenta en la que establezca el alcance de la exigencia de contar con giro exclusivo que recae sobre las concesionarias de servicio público de distribución, así como también respecto a la contabilidad separada para cooperativas, en cumplimiento de lo establecido en el artículo 8 ter del decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

    Artículo decimotercero.- Los niveles de precios asociados al valor agregado por concepto de costos de distribución que estén siendo aplicados o las tarifas inferiores a las tarifas máximas que se estén facturando, ambas a la fecha de publicación de la presente ley, permanecerán constantes en pesos hasta el término de su vigencia.

    Los saldos que resulten de la aplicación de lo anterior deberán ser actualizados únicamente por el Índice de Precios al Consumidor e incorporados a las tarifas resultantes de los siguientes procesos de tarificación de los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias de servicio público de distribución. Lo anterior, sujeto a que la cuenta promedio nacional a cliente residencial, calculada sobre la base de un consumo tipo, no experimente un alza. Con todo, la totalidad de los saldos generados deberán incorporarse, como máximo, dentro de los dos períodos tarifarios asociados a los suministros a clientes regulados realizados por las empresas concesionarias del servicio público de distribución cuatrienales siguientes. Las disposiciones necesarias para la aplicación de este artículo deberán ser establecidas mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

    Por su parte, para el caso de los sistemas medianos, la componente de energía y potencia será estabilizada a su valor vigente al 31 de octubre de 2019, de acuerdo al procedimiento de implementación del mecanismo de estabilización de precios establecido en la ley N° 21.185 y la resolución exenta que la Comisión Nacional de Energía dictará para tal efecto.

    Artículo decimocuarto.- La Comisión Nacional de Energía informará anualmente a las Comisiones de Minería y Energía del Senado y de la Cámara de Diputados, a contar del primer año de aplicación del periodo tarifario que considere las modificaciones introducidas por esta ley, respecto al total de recursos que las empresas distribuidoras dejaron de percibir por concepto de rentabilidad, con respecto a la tasa actual de 10 por ciento antes de impuestos.".

    Y por cuanto he tenido a bien aprobarlo y sancionarlo; por tanto, promúlguese y llévese a efecto como Ley de la República.

    Santiago, 17 de diciembre de 2019.- SEBASTIÁN PIÑERA ECHENIQUE, Presidente de la República.- Juan Carlos Jobet Eluchans, Ministro de Energía.- Ignacio Briones Rojas, Ministro de Hacienda.

    Lo que transcribo a Ud. para su conocimiento.- Saluda Atte. a Ud., Francisco López Díaz, Subsecretario de Energía.