Labor Parlamentaria

HONORABLE CÁMARA:

La Comisión de Minería y Energía viene en informar, en primer trámite constitucional y primero reglamentario, el proyecto de ley individualizado en el epígrafe, originado en mensaje de S.E el Presidente de la República, con urgencia calificada de “discusión inmediata”.

Durante el análisis de esta iniciativa legal la Comisión contó con la asistencia del Ministro de Energía, señor Diego Pardow Lorenzo; del Director Legal y de Asuntos Públicos de CVE Energía Renovable Chile, señor Erich Schnake Walker; del Gerente de Desarrollo de Negocios de oEnergy Recursos Energéticos Distribuidos, señor Yuri Andrade Sylvester; del Fundador y Presidente del Directorio de D'E Capital, señor Emilio Pellegrini Ripamonti y del Gerente General, señor Emilio Pellegrini Munita; de la Directora Legal de Aediles Talinay Chile SpA, señora Carmenmaría Poblete Lavanchyasiste y de la Directora de Finanzas (CFO), señora Vanessa Thiers Neira; del Presidente de la Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios de Chile A.C., Conadecus, señor Hernán Calderón Ruiz, junto al Asesor e Ingeniero Eléctrico, señor Óscar Cabello; del Coordinador para el Congreso Nacional del Centro de Estudios Libertad y Desarrollo, señor Juan Ignacio Gómez Corvalán; del Presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, ACERA A.G., señor Sergio del Campo Fayet; del Presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, señor Juan Carlos Olmedo Hidalgo, junto al Director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia, señor Paulo Oyanedel Soto; del Ministro de Hacienda, señor Mario Marcel Cullell; del Economista, Investigador Asociado CIES-UDD, y exdirector de Presupuestos, señor Matías Acevedo Ferrer; del Director Ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar A.G., ACESOL, señor Darío Morales Figueroa; del Coordinador Nacional de la Asociación Nacional APR´s Chile, señor Rufino Hevia Páez; del Académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile, señor Humberto Verdejo Fredes; del Director Ejecutivo de Generadoras Pequeñas y Medianas GPM A.G., señor Matías Cox Campos; del Director Ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas A.G., señor Juan Meriches Riveros; de la Presidenta de la Agrupación FAME Chile, señora Paulina González; de la Presidenta de la Fundación Deportistas por un Sueño, señora Sandra Corrales Román; de la Presidenta de la Organización Luz para Ellos, señora Cindy Carola González Campos y del Director Ejecutivo de Generadoras de Chile, señor Camilo Charme Ackermann.

I.- IDEA MATRIZ O FUNDAMENTAL DEL PROYECTO.

La idea matriz del proyecto es otorgar un apoyo adicional a las familias de menores ingresos, a las micro, pequeñas y medianas empresas así como a los operadores de servicios sanitarios rurales para enfrentar las alzas de las cuentas de electricidad durante los próximos semestres como consecuencia de la entrada en vigencia de la ley N° 21.667, que modifica diversos cuerpos legales, en materia de estabilización tarifaria, y robustecer las herramientas de supervigilancia y fiscalización de que dispone la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, junto con elevar los niveles de responsabilidad de parte de las empresas de distribución eléctrica.

Esa idea matriz, el proyecto la concreta, a través de las siguientes medidas: triplicar el número de hogares beneficiados por el subsidio eléctrico, de manera de entregarlo a la totalidad del 40% más vulnerable del Registro Social de Hogares; aumentar el monto del subsidio eléctrico para aquellos hogares vulnerables pertenecientes a sistemas medianos; establecer un subsidio adicional para hogares en que habiten personas electrodependientes; ampliar en un año la entrega del subsidio eléctrico transitorio, con una disminución gradual; disminuir las tarifas a un determinado grupo de clientes, y perfeccionar las medidas de fiscalización y supervigilancia de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles para mejorar la calidad del servicio de los clientes finales.

II.- CONSTANCIAS REGLAMENTARIAS.

Para los efectos de lo establecido en los números 2°, 3°, 4°, 5° y 6° del artículo 302 del Reglamento de la Corporación, la Comisión dejó constancia de lo siguiente:

1.- Normas de quórum especial

El proyecto de ley no contiene normas de carácter orgánico constitucional o de quórum calificado.

2.- Comunicación a la Corte Suprema

No hubo.

3.- Reservas de constitucionalidad

Se hace presente que el diputado Benjamín Moreno formuló reserva de constitucionalidad del artículo primero transitorio del texto aprobado por la Comisión, en atención a que esta disposición vulneraría el artículo 19 N° 20, inciso tercero, de la Constitución Política de la República, que consagra el principio de no afectación tributaria, al establecer un tributo que se destina a un objetivo específico, en lugar de ingresar al patrimonio de la Nación.

4.- Artículos que deban ser conocidos por la Comisión de Hacienda

El artículo 1; la letra d) del artículo 2; el artículo 3 y los artículos primero, segundo, tercero, cuarto y quinto transitorios del proyecto de ley aprobado por la Comisión, deben ser conocidos por la Comisión de Hacienda, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 226 del Reglamento de la Corporación.

5.- Aprobación general del proyecto de ley

El proyecto fue aprobado en general por mayoría de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, José Miguel Castro, Andrés Celis, Christian Matheson, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marisela Santibáñez (en reemplazo del diputado Nelson Venegas), Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, y Sebastián Videla. En contra votó el diputado Benjamín Moreno (11-1-0).

III.- DIPUTADO INFORMANTE.

Se designó como informante a la diputada Marcela Riquelme Aliaga.

IV.- ANTECEDENTES DEL PROYECTO.

A. Antecedentes.

Recuerda el mensaje que el 30 de abril de 2024 se publicó en el Diario Oficial la ley N° 21.667, que tiene por objetivo la normalización gradual de las tarifas de energía eléctrica, bajo un mecanismo simple y que otorgue certezas. Este proceso supone terminar con el congelamiento de precios implementado a través de las leyes N° 21.185 y N° 21.472, permitiendo el traspaso de los actuales niveles de precios de energía a los clientes regulados y un pago gradual de la deuda acumulada durante los años de vigencia de las referidas leyes.

Ante este escenario, y considerando que la normalización de las tarifas estaría aparejada de alzas en las cuentas de electricidad de los usuarios finales, el Gobierno, junto con el Congreso Nacional, contemplaron en la ley N° 21.667 la creación de un subsidio transitorio al pago del consumo de energía eléctrica dirigido a usuarios residenciales de escasos recursos, que permitiera aliviar la economía familiar de los clientes más vulnerables.

El establecimiento de este subsidio transitorio fue el primer paso para enfrentar la situación, logrando viabilizar recursos -por un total anual de 120 millones de dólares- que, en definitiva, permitirán otorgar un subsidio a alrededor de 1.600.000 hogares pertenecientes al 40% más vulnerable de la población. Pese a los esfuerzos, el alcance de esta medida no es suficiente ante el importante número de familias que requieren de un apoyo adicional para enfrentar las alzas de las cuentas de electricidad durante los próximos semestres.

En vista de ello, en el marco de la mesa técnica asesora creada en el artículo octavo transitorio de la ley N° 21.667, y acogiendo varias de las soluciones planteadas por parlamentarios, el 1 de julio de 2024, el Gobierno anunció una propuesta para ir en ayuda de aquellas familias de menores ingresos, a través de las siguientes medidas:

i) Triplicar el número de hogares beneficiados por el subsidio, de manera de entregarlo a la totalidad del 40% más vulnerable del Registro Social de Hogares.

ii) Aumentar el monto del subsidio para aquellos hogares vulnerables pertenecientes a sistemas medianos, debido a los mayores costos del suministro de electricidad en esas zonas y las escasas horas de luz que reciben en algunas épocas del año. Lo anterior se materializará en el respectivo proceso de implementación del subsidio, desde el primer semestre 2025 en adelante.

iii) Establecer un subsidio adicional para hogares en que habiten personas electrodependientes, equivalente a 150 kWh al mes.

iv) Ampliar en un año la entrega del subsidio eléctrico transitorio, con una disminución gradual, permitiendo que durante el año 2027 exista una ayuda a las familias que lo necesiten, de manera de contar con un año de transición hasta la disminución del cargo MPC establecido en el artículo 9 de la ley N° 21.472.

Agrega la iniciativa que el anuncio contempló una medida adicional para hacer frente a las alzas de precios de energía de los próximos semestres, correspondiente a una habilitación que permita que, una parte de los clientes regulados pueda comprar energía a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (“PMGD”), y así obtener el beneficio de la reducción de precio atendido el régimen de precio estabilizado al que se encuentran sujetas gran parte de estas instalaciones.

Para hacer posible la ampliación de cobertura del subsidio, la propuesta contempla fuentes de financiamiento, sujetas a los principios de autocontención y responsabilidad fiscal.

En línea con lo anterior, el objetivo de recaudación requerido para implementar las medidas propuestas se sitúa en alrededor de 350 millones de dólares anuales. Ahora bien, la proporción y forma en que se materializaría la contribución de las distintas fuentes de financiamiento, sería determinada mediante un trabajo técnico realizado conjuntamente con el Ministerio de Hacienda.

Finalmente, para cumplir con los objetivos planteados, el Ejecutivo comprometió el ingreso y tramitación urgente de un proyecto de ley en el Congreso. Para ello, se definió un plan de acción junto con la mesa técnica de estabilización -integrada por las Comisiones de Minería y Energía del Senado y la Cámara de Diputadas y Diputados, así como demás parlamentarios interesados en participar- que permitiese presentar, en el más breve plazo, la presente iniciativa legislativa para viabilizar las fuentes de financiamiento y ampliar la cobertura del subsidio para apoyar a más familias que hoy lo requieren.

1. Incorporación del subsidio eléctrico transitorio en la ley N° 21.667.

Hace presente el mensaje que, conforme a lo dispuesto en el artículo sexto transitorio de la ley N° 21.667, durante los años 2024, 2025 y 2026 se implementará un subsidio transitorio al pago del consumo de energía eléctrica para usuarios residenciales, que se sujeta a la facultad previamente contenida en el artículo 151° de la Ley General de Servicios Eléctricos.

El referido subsidio está destinado a apoyar a las familias de menores ingresos y mayor vulnerabilidad socioeconómica, con el propósito de mitigar los incrementos en los costos de la electricidad durante el período en que se proyecta que los precios de la energía presentarán las mayores alzas.

2. Proceso de implementación del subsidio eléctrico y primera convocatoria.

Con el objeto de identificar los números de clientes asociados a los hogares del Tramo 40, el primer periodo de aplicación del subsidio eléctrico comenzó con una convocatoria de postulación. Dicho procedimiento se llevó a cabo del 1 al 14 de julio de 2024, a través de la plataforma web www.subsidioelectrico.cl, dispuesta por el gobierno, y también de manera presencial a través de las sucursales de Chile Atiende.

En la primera convocatoria, se recibieron un total de 1.611.610 postulaciones a nivel nacional. El análisis sociodemográfico de las postulaciones recibidas da cuenta que la mayor cantidad de postulaciones se concentra en el tramo etario de 30 a 59 años (49%); luego, el tramo con mayor presencia corresponde al de 65 años o más (33%); posteriormente se encuentra el tramo de 60 a 64 años con un 12% de las postulaciones totales; y, alrededor de un 6% corresponden al tramo etario 18 a 29 años.

Para determinar los hogares beneficiados, durante el proceso de evaluación del subsidio, se desarrolla: 1) un análisis de admisibilidad social, por parte del Ministerio de Desarrollo Social y Familia; 2) luego, se corrobora que los clientes residenciales asociados a los hogares postulados se encuentren al día en el pago de las cuentas de la luz -requisito establecido en el artículo 151° de la Ley General de Servicios Eléctricos-, procedimiento realizado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Añade el mensaje que los criterios de focalización definidos para la asignación de este subsidio son los siguientes:

1. Hogar perteneciente al Tramo 40, que esté integrado por al menos un integrante sujeto de cuidado (niños, niñas y adolescentes, personas con discapacidad o personas con dependencia funcional).

2. Hogar perteneciente al Tramo 40, que esté integrado por al menos una persona identificada como persona cuidadora.

3. Hogar perteneciente al Tramo 40, que esté integrado por al menos una persona adulta mayor.

Respecto a la asignación de beneficios en la primera convocatoria, debido a la cantidad de postulaciones recibidas y al diseño financiero del subsidio eléctrico, que permite destinar un máximo de 120 millones de dólares por año, se determinó que todos los hogares que cumplan con los requisitos de admisibilidad podrán ser beneficiarios del subsidio eléctrico.

Luego del análisis de admisibilidad, el Ministerio de Energía elabora la nómina de hogares beneficiarios, con la cual, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) instruye a las empresas y cooperativas eléctricas de distribución a aplicar los descuentos asociados al subsidio eléctrico en los respectivos procesos de facturación.

3. Propuesta del Ejecutivo en el contexto de la mesa técnica mandatada por la ley N° 21.667.

Durante la tramitación de la referida ley, se acordó establecer una mesa técnica con el objetivo de evaluar fuentes de financiamiento adicionales, a efectos de aumentar la cobertura del subsidio transitorio, como también, explorar otras políticas destinadas a mitigar las alzas de las tarifas eléctricas para los clientes regulados.

En razón de lo anterior, se incluyó el artículo octavo transitorio que dispone la creación de una mesa técnica, dentro de los treinta días posteriores a la publicación de la mencionada ley, conformada por representantes de los Ministerios de Energía, Hacienda, Desarrollo Social y Familia, de las Comisiones de Minería y Energía de ambas Cámaras del Congreso Nacional, garantizando, además, la participación de actores del mercado eléctrico y organizaciones de consumidores.

Hace presente la iniciativa que en el marco del trabajo de la mesa se contó con una amplia participación tanto del Ejecutivo, parlamentarios, representantes de la sociedad civil y de la industria del sector, tales como: Empresas Eléctricas A.G; GPM A.G., Generadoras de Chile A.G., Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol A.G.), Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN A.G.), Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel), Cinergia, Asociación de Clientes No Regulados (Acenor A.G), EnergiE, Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios (Conadecus), Fundación Chile Sustentable y la organización de familiares de electrodependientes “Luz Para Ellos”, los que se han hecho parte de la discusión por medio de exposiciones y diversas presentaciones.

Así, durante el mes de julio de 2024 se llevaron a cabo un total de nueve sesiones, las cuales resultaron plasmadas en un informe elaborado por la Secretaría Técnica de la mesa. Dicho documento incluye las iniciativas del Ejecutivo, junto con nuevas propuestas de financiamiento y observaciones al debate realizadas por los parlamentarios a través de sus asesores.

4. Mecanismos para mitigar alzas del precio de la energía.

a) Compra de energía inyectada por Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) para suministro de micro, pequeñas y medianas empresas (MiPymes), así como para operadores de servicios sanitarios rurales (SSR).

La habilitación de los referidos pequeños generadores a participar en el mercado spot y el respectivo régimen de valorización de su energía inyectada, fue un elemento introducido a nuestra regulación a través de ley N° 19.940, publicada en 2004. En dicha instancia, se incorporó el actual inciso quinto del artículo 149° de la Ley General de Servicios Eléctricos, que contenía el concepto de “mecanismo de estabilización de precios”, cuya regulación específica fue derivada a un reglamento.

Con motivo de la referida disposición, el decreto supremo N° 244, de 2005, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que aprueba reglamento para medios de generación no convencionales y pequeños medios de generación establecidos en la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante “DS 244/2005”, incorporó el mecanismo de precio estabilizado, en adelante “PE”. En particular, el DS 244/2005 estableció que los PMG y PMGD estaban habilitados para vender la energía que evacuaran al sistema a costo marginal instantáneo o acceder al mecanismo de estabilización de precios.

Posteriormente, fue dictado el decreto supremo N° 88, de 2019, del Ministerio de Energía, en adelante “DS 88/2019”, que reemplazó el DS 244/2005. De esta forma, la normativa vigente establece un régimen permanente para la determinación del PE, en base a una fijación semestral a cargo del Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía.

Ahora bien, el DS 88/2019 estableció un régimen de precio estabilizado de carácter transitorio, con una vigencia máxima de 165 meses contados desde el 8 de octubre de 2020, es decir, hasta el 20 de julio de 2034. Dicho régimen de valorización consiste en que la energía inyectada por PMG y PMGD adscritos a éste se realiza al Precio de Nudo de Corto Plazo (en adelante, “PNCP”).

Actualmente, 3 gigawatt (GW), aproximadamente, de la capacidad instalada de generación corresponden a PMGD, y de acuerdo con datos del Informe de Monitoreo de la Competencia 2023 del Coordinador Eléctrico Nacional, el 67% de estas centrales se encuentran adscritas al régimen transitorio de precio estabilizado. Asimismo, de acuerdo con los datos del Ministerio de Energía, aproximadamente el 85% de la energía inyectada al sistema por los PMGD se remunera bajo ese régimen, la que en su mayoría corresponde a energía solar.

En el marco de la mesa técnica, el Ejecutivo propuso que, respecto a una parte de la energía inyectada por los PMGD, el precio estabilizado sea traspasado directamente a un grupo de clientes regulados, particularmente a las micro, pequeñas y medianas empresas (MiPymes) que cumplan con ciertos criterios objetivos de focalización, así como para los operadores de servicios sanitarios rurales (SSR) que formen parte del registro establecido en el artículo 69 de la ley N° 20.998. De esta manera, dicho grupo de clientes MiPymes y operadores de SSR pagaría un precio de energía menor al que pagan actualmente, que corresponde al PNP.

Señala la iniciativa que la asignación del beneficio a un grupo específico de MiPymes y operadores de SSR se alinea con las políticas estatales enfocadas en apoyar a sectores productivos impactados por las contingencias, lo que los ubica en una situación de desventaja frente a las condiciones del mercado.

b) Mecanismo de revisión de precios del artículo 134° de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Los contratos de suministro de energía para abastecer la demanda de clientes regulados se originan a partir de licitaciones públicas e internacionales, que fijan las condiciones a las que se sujetarán tales instrumentos durante su vigencia, que suele extenderse de 15 a 20 años.

Tratándose de contratos de largo plazo, el artículo 134° de la Ley General de Servicios Eléctricos contiene un mecanismo de revisión de precios que procede en las hipótesis ahí determinadas.

La citada disposición establece las reglas a que deberá sujetarse el mecanismo de revisión de precios, indicando que éste se activará a través de una solicitud del suministrador o de la concesionaria a la Comisión Nacional de Energía.

La norma actual contempla la participación de las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N° 19.496, circunscribiendo dicha participación a la etapa de audiencia y de Panel de Expertos. Bajo este esquema, las asociaciones de consumidores no están facultadas a solicitar la activación del mecanismo ya descrito.

En este contexto, se propone otorgar a dichas asociaciones la posibilidad de invocar el inicio de este mecanismo para permitir el resguardo de los intereses de los clientes finales.

5. La relevancia del rol fiscalizador de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) para asegurar un servicio de calidad a los clientes.

Recuerda el mensaje que la zona centro-sur del país fue impactada por un intenso sistema frontal que comenzó la madrugada del viernes 2 de agosto del presente año, provocando interrupciones masivas de suministro de electricidad. En algunos casos, los cortes se extendieron por más de diez días, dejando a los clientes sin un servicio básico esencial durante ese periodo.

En este contexto, resurge la preocupación por robustecer las herramientas de supervigilancia y fiscalización de que dispone la SEC, junto con elevar los niveles de responsabilidad de parte de las empresas de distribución eléctrica. Además, vuelve a cobrar relevancia la necesidad de implementar medidas que compensen a los clientes afectados por las interrupciones de suministro.

Se hace presente que esta necesidad es parte de un diagnóstico compartido entre la propia Superintendencia, el Poder Ejecutivo y el Poder Legislativo frente a las importantes afectaciones en la población producidas por cortes de suministro eléctrico en años anteriores. En este sentido, cabe mencionar las mociones contenidas en el boletín N° 15.131-08, presentada por las y los diputados Marta Bravo, Eduardo Cornejo, Cristián Labbé, Henry Leal, Cristóbal Martínez, Marlene Pérez, Marcela Riquelme, Natalia Romero, Diego Schalper y Carolina Tello; y en el boletín N° 14.690-08, presentado por las y los diputados José Miguel Castro, Andrés Celis, Eduardo Durán, Jorge Durán, Camilo Andrés Morán, Erika Olivera, Hugo Rey y Frank Sauerbaum.

Estas mociones se fundamentan en la evidencia de que los ciudadanos que habitan ciudades y zonas rurales se ven gravemente afectados por las reiteradas interrupciones y suspensiones del suministro eléctrico y la escasez de equipos en terreno que otorguen una respuesta rápida para la restitución del servicio. Además, se destaca un déficit de la infraestructura y mantención de las instalaciones de distribución de energía a la luz del incremento exponencial de la demanda de este recurso para el normal funcionamiento del país.

En este entendido, la modernización de las herramientas de fiscalización y supervigilancia de la SEC es un desafío inconcluso para el sector energético, en la que han convergido esfuerzos de anteriores gobiernos, dando cuenta de una necesidad de la ciudadanía de contar con un servicio energético continuo y de calidad.

a) Normativa actual respecto de las multas por incumplimientos normativos y pago de compensaciones.

Sostiene la iniciativa que una de las herramientas más significativas con que cuenta la SEC es la resolución de reclamos de parte de los clientes en contra de empresas reguladas. En este sentido ha existido un crecimiento exponencial de requerimientos al organismo. Así, mientras el 2008 los reclamos ante la Superintendencia no superaban los 2.000, en el 2023 la Superintendencia cerró el año con más de 115.000 reclamos recibidos, es decir, en estos últimos 14 años ha habido un incremento de más del 1.000%. Por su parte durante el último frente de mal tiempo se recibieron más de 90.000 reclamos.

Los hechos antes descritos constituyen claros ejemplos de la insuficiencia de las atribuciones fiscalizadoras y de supervigilancia de la SEC, sustentadas bajó una lógica sancionatoria y represiva en la actual normativa. En efecto, desde el punto de vista regulatorio, las sanciones, por su naturaleza, no constituyen una señal oportuna para los agentes del mercado para corregir conductas, especialmente en el corto plazo.

En ese sentido, la iniciativa estima necesario introducir mejoras que permitan complementar la lógica de inspección y sanción de los incumplimientos de la normativa con un rol de apoyo a los fiscalizados en el cumplimiento de la normativa energética.

En cuanto a las compensaciones por interrupción de suministro, la actual regulación establece una hipótesis, relacionada con eventos relativos a la superación de los estándares individuales, cuantificando los perjuicios de los clientes con el duplo del valor de la energía no suministrada durante la interrupción o suspensión del servicio, valorizada a costo de racionamiento.

Hace presente el mensaje que el concepto de costo de racionamiento corresponde a una definición establecida en el texto original de la Ley General de Servicios Eléctrico del año 1982, que no ha sido modificado hasta la fecha, y corresponde al costo por kilowatt hora incurrido, en promedio, por los usuarios al no disponer de energía, y tener que generarla con generadores de emergencia, si así conviniera.

Luego, en el año 1999, a través de la ley N° 19.613, se estableció el artículo 16 B de la ley N° 18.410, que consideró al costo de racionamiento como el instrumento, disponible en aquellos tiempos, más adecuado para determinar el monto a compensar a los clientes ante estos eventos de interrupciones de suministro.

Ahora bien, esta regulación, con 25 años de antigüedad, no refleja las implicancias que actualmente tienen para los clientes las suspensiones intempestivas en el suministro de energía eléctrica. La dependencia de este recurso energético hoy en día es mucho mayor, y tampoco refleja el real costo de estos eventos para los clientes, ya que su conceptualización parte de la premisa de la existencia y uso de generadores de emergencia, lo que se encuentra muy lejos de las posibilidades de la mayor parte de las familias del país, especialmente las más vulnerables.

b) Situación de masivos cortes de suministro eléctrico y reposiciones tardías.

Sostiene la iniciativa que, asociado con lo expuesto en el apartado anterior, los cortes de suministro del pasado 2 de agosto, pusieron en evidencia una vez más los problemas que deben enfrentar los clientes ante este tipo de situaciones, en especial las personas electrodependientes, aquellas que sufrieron pérdidas de medicamentos y alimentos, y aquellas que vieron duramente impactadas su rutina diaria, su salud y su economía familiar.

Frente a estas situaciones, las personas afectadas deben enfrentar costos económicos que van mucho más allá de las compensaciones previstas por la actual legislación, y cuya indemnización requiere de procedimientos complejos y extensos que quedan fuera del alcance de la mayor parte de los clientes.

Adicionalmente, resulta significativo el efecto que tiene la incerteza respecto de la causa de los cortes de suministro, así como de la oportunidad de la reposición de este, situación que agrava la sensación de impotencia de los clientes y le impide adoptar medidas que podría mitigar los impactos que tienen estos eventos.

B. Objetivos.

El proyecto de ley tiene como objetivo general aumentar la cobertura del subsidio eléctrico, extender su duración e introducir mejoras que permitan fortalecer la función fiscalizadora y de supervigilancia de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Para lograr lo anterior, se establecen tres pilares fundamentales: (1) aumentar la cobertura del subsidio; (2) disminuir las tarifas a un determinado grupo de clientes; (3) perfeccionar las medidas de fiscalización y supervigilancia de la SEC en beneficio de los clientes finales.

1. Aumentar la cobertura del subsidio.

En consideración al diagnóstico respecto de la implementación del subsidio eléctrico transitorio, y a las distintas propuestas que se han planteado en el contexto de la mesa técnica, este proyecto tiene como objetivo triplicar la cobertura del subsidio eléctrico, considerando los siguientes objetivos:

a) Hogares pertenecientes al tramo del 40% del Registro Social de Hogares.

Se propone la ampliación de la cobertura del subsidio eléctrico para todos los hogares que, cumpliendo los respectivos requisitos, pertenezcan al Tramo 40, de menores ingresos y mayor vulnerabilidad socioeconómica, según la calificación del Registro Social de Hogares (RSH). Según datos del Ministerio de Desarrollo Social y Familia, a abril de este año, existen 4.723.542 hogares que pertenecen al tramo indicado a lo largo del país.

b) Hogares con personas electrodependientes.

Se plantea ampliar el beneficio a personas electrodependientes, el que consiste en el descuento del consumo de energía asociado al funcionamiento de los dispositivos de uso médico que requieran estas, aumentando el actual descuento de 50 kWh mensuales definido en el reglamento sobre suministro de electricidad para personas electrodependientes.

Específicamente, la propuesta plantea aumentar el beneficio para cubrir un consumo mensual de 200 kWh, es decir, que el hogar beneficiado acceda a un descuento adicional en su facturación eléctrica equivalente al consumo de 150 kWh mensuales. Según información de la SEC, al 31 de julio de 2024 existen 10.342 personas electrodependientes que se encuentran inscritas en el registro de personas electrodependientes.

1.1. Mecanismos de financiamiento.

En dicho contexto, los recursos destinados al subsidio eléctrico, que actualmente son de 120 millones de dólares anuales para los años 2024, 2025 y 2026, deben aumentar en más de 900 millones de dólares a efectos de lograr dicho cometido. Para ello, se proponen las siguientes medidas: (i) establecer una sobretasa al impuesto de las emisiones de dióxido de carbono; (ii) destinar la recaudación del Impuesto al Valor Agregado (IVA) neto originado por el alza de las tarifas eléctricas; (iii) establecer un cargo a los retiros de energía del sistema, denominado “cargo FET”.

i) Aumento tasa impuesto a las emisiones.

A efectos de incorporar una mayor recaudación fiscal durante los años de vigencia del subsidio, se propone incrementar, de manera temporal, la tasa del impuesto verde definida en la ley N° 20.780, actualmente fijada en 5 dólares por tonelada de dióxido de carbono (CO2) equivalente.

En particular, se define una sobretasa efectiva y transitoria que duplica el valor actual, alcanzando 10 dólares por tonelada de CO2 equivalente, que se aplica únicamente a aquellas centrales de generación eléctrica que, conectadas al Sistema Eléctrico Nacional, superen el límite de emisiones que establece gravamen sobre las fuentes emisoras, definido en el artículo 8° de la ley N° 20.780, esto es, que emitan, individualmente o en su conjunto, 25.000 o más toneladas anuales de CO2.

Con dicho incremento temporal, se proyecta que las recaudaciones sobre emisiones CO2 gravadas para los periodos operacionales 2024, 2025 y 2026, que serán pagados por las respectivas empresas durante la operación renta de los años 2025, 2026 y 2027, se encontrarán en torno a los 70 mil millones netos de pesos, considerando que el impuesto a las emisiones puede ser descontado como un gasto en el ejercicio contable del impuesto de primera categoría.

A modo de contexto, es importante mencionar que durante el presente año se actualizó, por parte del Ministerio de Desarrollo Social y Familia, el precio social del carbono, pasando de 32,5 a 63,4 dólares por tonelada de CO2, esto es, prácticamente duplicando su valor, lo que va en total coherencia con la propuesta en cuestión.

Finalmente, se mantiene el mismo mecanismo de compensación definido en el artículo 8° de la ley N° 20.780, que establece un pago a prorrata de los retiros de energía en el sistema para aquellas unidades generadoras cuyo costo variable considerado en el despacho más el valor unitario del impuesto, sea mayor o igual al costo marginal; y, además, se excluye del incremento temporal de la tasa a las emisiones, a aquellas centrales de generación que no estén conectadas al Sistema Eléctrico Nacional, excluyéndose en particular a aquellas conectadas a sistemas eléctricos con capacidad instalada de generación inferior a 200 megawatts, atendida la composición y fijación de tarifas, que redundaría en un traspaso directo de la mayor tasa a las tarifas de los clientes conectados a sistemas medianos.

ii) Recaudación del Impuesto a las Ventas y Servicios (IVA) neto.

Se aportará, para la ampliación del subsidio eléctrico, la totalidad de la mayor recaudación de IVA que se genera por el incremento de las tarifas eléctricas. Dicha recaudación proviene de clientes residenciales, para quienes el recargo del IVA es un impuesto final y no se utiliza como crédito contra débitos de IVA.

El aporte fiscal considera el mayor IVA neto, es decir, descontado el menor IVA que se entera al Fisco por el ajuste de gasto permanente que las familias deban realizar en otros bienes debido a este aumento tarifario. La mayor recaudación por IVA neto es de aproximadamente 80.000 millones de pesos al año, entre 2025 y 2027.

iii) Cargo FET.

La propuesta del Ejecutivo consiste en aplicar, desde la entrada en vigencia de la presente iniciativa legislativa, un cargo transitorio -durante los años 2025 al 2027- imputado a todos los retiros de energía del Sistema Eléctrico Nacional, cuya recaudación será destinada a aumentar la cobertura del subsidio eléctrico.

Adicionalmente, la propuesta dispone que los montos pagados por concepto de este cargo serán considerados como una retención imputable a las compensaciones por precio estabilizado que deben pagar los retiros de energía.

Este cargo, de carácter temporal, será recaudado por el Coordinador Eléctrico Nacional con el objeto de ser destinado al Fondo de Estabilización de Tarifas (FET).

Según las estimaciones realizadas, la implementación de este mecanismo permitirá recaudar alrededor de 150 millones de dólares anuales.

1.2. Modificaciones al Fondo de Estabilización de Tarifas.

Los mecanismos de financiamiento expuestos más arriba serán aportados al FET con el objeto exclusivo de ser utilizado en el pago del subsidio. La recaudación por mayor IVA permitirá un aporte fiscal de 115 mil millones de pesos los años 2025 y 2026, y de 95 mil millones de pesos en 2027. Mientras se encuentre vigente una sobretasa de impuesto al CO2 de cinco dólares la tonelada, el aporte fiscal podrá incrementarse en 70 mil millones de pesos cada año. Asimismo, tal como se señala en la sección anterior, el Coordinador Eléctrico enterará mensualmente al FET los montos recargados a los retiros por concepto de cargo FET.

Consistentemente, se elevan los retiros permitidos del Fondo de Estabilización de Tarifas (FET) para el pago del subsidio. Durante los años 2025 y 2026, se podrán retirar 295.000 millones de pesos para este fin, mientras que en 2027 esta cifra asciende a 155.000 millones de pesos. De encontrarse vigente la sobretasa transitoria al CO2 de 5 dólares por tonelada, los montos anuales de retiros permitidos se elevan en 70.000 millones de pesos.

Asimismo, se crea una regla de exclusividad en el uso de recursos aportados al FET durante los años 2025 y 2027. El FET deberá destinar al pago del subsidio recursos equivalentes a los aportes fiscales, los aportes provenientes del cargo FET, y, entre los años 2025 y 2026, un máximo de 105.000 millones de pesos anuales provenientes de otras fuentes, recursos que serán administrados en instrumentos denominados en moneda local. Los demás recursos que se enteren al FET sólo podrán utilizarse al pago del capital e intereses originado en virtud de los compromisos establecidos en las leyes N°s 21.185 y 21.472 y sus modificaciones.

2. Disminuir las tarifas eléctricas.

a) Disminuir las tarifas a un grupo de clientes – MiPymes y servicios sanitarios rurales (SSR).

Junto con las iniciativas referidas anteriormente, a efectos de aumentar la cobertura del subsidio eléctrico a través de nuevas fuentes de financiamiento, y atendiendo a diversos planteamientos de parlamentarios orientados a otorgar algún apoyo adicional a las MiPymes que por su estructura de costos así lo requieran, así como a los operadores de SSR, la iniciativa propone la creación de una bolsa de precio preferente de energía para dichas empresas.

Esta medida se basa, principalmente, en la diferencia que existe entre el precio de nudo promedio traspasado a clientes regulados y el precio nudo de corto plazo, que corresponde al precio estabilizado por el cual son remuneradas las inyecciones de energía al sistema provenientes de PMGD que se encuentran adscritos al régimen de precio estabilizado transitorio regulado en el artículo 2° transitorio del DS 88/2019.

El objetivo de esta medida es disminuir el precio de energía que actualmente pagan las MiPymes, con criterios de focalización, y operadores de SSR que formen parte del registro establecido en el artículo 69 de la ley N° 20.998, a través del traspaso del referido precio estabilizado. Para ello, se propone habilitar, de forma transitoria, que los PMGD inyecten y retiren energía en el mismo punto de conexión, para comercializarla con las concesionarias de servicio público de distribución que presten el servicio en dicha zona. Así, las distribuidoras podrán traspasar dicho precio a esta bolsa de clientes conformada por las MiPymes que cumplan con los requisitos objetivos de focalización.

Por su parte, la energía suministrada por los PMGD será asignada a aquellos contratos regulados cuyo precio se encuentre por sobre el PNP, considerando a su vez, dicho diferencial y el volumen contratado.

El mensaje contempla que este nuevo mecanismo tenga una escala limitada, a efectos de evitar distorsiones en el funcionamiento del sistema. En este sentido, la propuesta establece un techo anual de 500.000.000 kilowatts hora (kWh) de la totalidad de inyecciones PMGD que podrán ser destinadas a este mecanismo.

En consecuencia, se requiere de la implementación de un proceso de postulación en que las MiPymes deberán acreditar su conformidad con los requisitos objetivos de focalización para optar a este precio preferente, basado en tamaño, consumo e intensidad de uso de la energía eléctrica.

Sin perjuicio de lo señalado, respecto de los operadores de SSR inscritos en el registro establecido en el artículo 69 de la ley N° 20.998 no se les aplicarán los requisitos de focalización para optar a este precio, atendido el rol social que cumplen y el hecho de tratarse de entidades sin fines de lucro constituidas únicamente para proveer dicho servicio.

Este objetivo fue rechazado por mayoría de votos.

b) Habilitar a las asociaciones de consumidores para iniciar procedimientos de revisión de precios de contratos de suministro.

Con el objeto de corregir la asimetría del actual mecanismo de revisión de precios de contratos de suministro contenido en el artículo 134° de la Ley General de Servicios Eléctricos, se propone habilitar a las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley N° 19.496 para activar dicho mecanismo.

De esta manera, junto con la participación en las audiencias que realiza la Comisión Nacional de Energía y la instancia de discrepancias ante el Panel de Expertos -que corresponden a facultades que el mecanismo actual contempla- podrán también solicitar la activación del procedimiento establecido en el artículo 134° de la Ley General de Servicios Eléctricos y el reglamento.

De esta forma, se intenta subsanar la falta de incentivos para activar la revisión del contrato en conformidad al referido artículo, ampliando la participación de las asociaciones de consumidores para que puedan actuar en favor de los clientes finales.

3. Perfeccionar las facultades de la SEC para mejorar la calidad del servicio de clientes.

La presente reforma legal propone privilegiar el cumplimiento de la norma antes que la mera aplicación de sanciones, lo que implica un cambio significativo en el modelo de gestión de la SEC. De esta forma, el énfasis en el ejercicio de la potestad fiscalizadora se desplaza desde la sola verificación del incumplimiento normativo, cuyo correlato es la sanción, al incentivo de cumplimiento.

Así, el presente proyecto de ley introduce nuevas herramientas, en particular de cumplimiento y remediación en el procedimiento administrativo sancionador, que buscan prevenir problemas advertidos por parlamentarios de todas las bancadas, quienes enfatizan que los reclamos formulados por numerosas horas de corte de suministro eléctrico que afectan a los hogares de todas las regiones del país, concluyen con la imposición de una multa a beneficio del Fisco en lugar de establecer compensaciones a las personas afectadas, o derivan en largos juicios en contra de las empresas que no benefician a la mayoría de los chilenos y chilenas.

Lo anterior significa un cambio de paradigma, en el que el agente fiscalizador debe también cumplir un rol de apoyo para los regulados en el cumplimiento de la normativa. En dicho sentido, se incorpora la facultad de la SEC para instruir a los fiscalizados las adecuaciones que aseguren la mitigación de los riesgos en las redes de distribución y transmisión, así como requerir planes de acción, de acuerdo con el monitoreo y medición que ese servicio efectúe en base a una priorización anual del sector energético, así como planes de cumplimiento en el marco de los procedimientos sancionatorios.

a) Posibilidad de que fiscalizados propongan planes de acción y de cumplimiento.

Se establece la posibilidad para que los fiscalizados, ante la constatación de un incumplimiento normativo puedan presentar planes de acción y de cumplimiento que corrijan las infracciones detectadas, los que serán considerados al momento de aplicarse la sanción respectiva.

Para alcanzar esta finalidad, el proyecto de ley propone facultar a la SEC, para medir y monitorear el desempeño de los fiscalizados, priorizando anualmente los mercados, segmentos e instalaciones de su competencia, considerando especialmente las exigencias de seguridad y calidad de servicio. Asimismo, esta priorización considerará los planes y políticas que establezca el Ministerio de Energía.

Además, y en relación con el monitoreo que efectúa la SEC, se define el desempeño insuficiente como el resultado del monitoreo de estándares y metas definidas para los fiscalizados; o en caso de no existir dichas metas normativas, corresponderán a las metas voluntariamente comprometidas por el fiscalizado.

En caso de que el desempeño sea considerado como insuficiente, la SEC podrá requerir a los fiscalizados la presentación de planes de acción. Ahora bien, ante un incumplimiento de las obligaciones contraídas por el fiscalizado en un plan de acción, se facultará a la SEC para imponer las sanciones que correspondan, las que, para estos efectos, serán consideradas como graves.

Asimismo, se establece la posibilidad que los fiscalizados puedan presentar planes de cumplimiento en el marco de un procedimiento sancionatorio, el que deberá ser considerado por la SEC al momento de determinar la sanción. Al igual que en el caso anterior, el incumplimiento de las obligaciones contraídas por el fiscalizado en un plan de cumplimiento facultará a la SEC para imponer las sanciones que correspondan, las que, para estos efectos, también serán consideradas como graves.

Adicionalmente, con el objeto de agilizar los procedimientos, se moderniza la normativa referente a las notificaciones que debe efectuar la SEC ajustándola al estándar de la ley N° 19.880 que establece bases de los procedimientos administrativos que rigen los actos de los órganos de la Administración del Estado.

b) Elevar el monto de compensaciones automáticas por interrupciones no autorizadas.

Con el fin de corregir el monto de las compensaciones que los usuarios sujetos a fijación de precios reciben con ocasión de interrupciones de suministro no autorizadas, este proyecto de ley propone modificar el costo utilizado para valorizar la energía no suministrada por las empresas concesionarias de servicio público de distribución, pasando del costo de racionamiento al costo de falla de corta duración.

El costo de falla se calcula en el marco de los procesos tarifarios que desarrolla la Comisión Nacional de Energía, para determinar la operación óptima de cada sistema eléctrico, y corresponde a valores representativos del costo en que incurre cada sistema ante diferentes niveles de déficit de suministro.

En este contexto el costo de falla de corta duración se encuentra definido en la norma técnica de seguridad y calidad de servicio como el costo en el que, en promedio, incurren los consumidores finales al verse interrumpido su abastecimiento eléctrico en forma súbita y sin previo aviso. Dicho costo varía según el tipo de cliente o consumidor afectado, la duración de la interrupción del suministro y la profundidad de la interrupción.

Como se desprende de la propia definición del concepto de costo de falla de corta duración, este se ajusta de mejor manera al costo que implica realmente a los hogares las interrupciones intempestivas en el suministro de energía eléctrica, por lo que resulta más adecuado para determinar las compensaciones que se le debe a los clientes para efectivamente compensarles de los daños causados por aquellas interrupciones.

C. Contenido.

El presente proyecto de ley se estructura en cuatro artículos permanentes y cinco disposiciones transitorias.

El artículo 1 establece para los años 2024, 2025, y 2026, una sobretasa al impuesto a las emisiones de CO2 equivalente a 5 dólares, establecido en el artículo 8° de la ley N° 20.780. Por su parte se eximen de dicha sobretasa aquellas generadoras conectadas a los sistemas eléctricos medianos.

El artículo 2 introduce modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, 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, en el siguiente sentido:

a) Se modifica el artículo 134° con el objeto de habilitar a las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley Nº 19.496, para activar el mecanismo de revisión de precios de los contratos de suministro en los términos del inciso cuarto del referido artículo y para activar el mecanismo de revisión de precios frente a cambios significativos en el equilibrio económico de los contratos de suministro.

b) Se modifica el inciso segundo del artículo 151° con el objeto de considerar como beneficiarios prioritarios del subsidio transitorio al pago del consumo de energía eléctrica, a las personas electrodependientes que se encuentren inscritas en el registro de la respectiva empresa concesionaria de servicio público de distribución eléctrica a que hace referencia el artículo 207-2 de la ley.

c) Se agrega un nuevo artículo 191 ter a fin de que las empresas concesionarias de distribución implementen, en forma eficaz y oportuna, las mejores soluciones técnicas disponibles para mitigar los efectos que las interrupciones de suministro eléctrico generadas por fallas masivas causados por eventos de la naturaleza, climáticos o cualquier otro que determine la normativa vigente, puedan causar al funcionamiento de comités y cooperativas de agua potable rural, así como a los servicios sanitarios rurales referidos en la ley Nº 20.998.

d) Se incorpora un nuevo artículo 212-15 para regular el tratamiento de eventuales saldos impagos respecto del Fondo de Estabilización de Tarifas.

El artículo 3 introduce las siguientes modificaciones en el artículo sexto transitorio de la ley N° 21.667, que modifica diversos cuerpos legales en materia de estabilización tarifaria:

a) Extiende la vigencia del subsidio eléctrico al año 2027.

b) A efectos de aumentar la cobertura del subsidio, se incorporan nuevos aportes al subsidio eléctrico que serán traspasados desde el Fondo de Estabilización de Tarifas, y se establecen sus montos de acuerdo al año en curso. De esta manera, se destinarán 20 millones de dólares para el año 2024; 115 mil millones de pesos para los años 2025 y 2026 y 95 mil millones de pesos para el año 2027. Además, se establece un aporte para los años 2025, 2026 y 2027 de 70 mil millones de pesos para cada año en caso de que se encuentre vigente la sobretasa del impuesto a las emisiones de CO2 equivalente a 5 dólares.

c) Se establecen límites para los montos máximos que pueden ser destinados al subsidio con el objeto de evitar la afectación de los montos del FET que son destinados al pago de la deuda. Para ello se establece un límite para el año 2024 de 120 millones de dólares, de 295.000 millones de pesos para los años 2025 y 2026, y de 155.000 millones de pesos para el 2027.

El artículo 4 introduce las siguientes modificaciones en la ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles:

a) Respecto de las facultades y funciones de la Superintendencia, se dota a la SEC de una nueva facultad que moderniza el modelo de gestión de la fiscalización, en cuanto se le habilita para requerir e instruir la presentación de planes de acción destinados a regularizar el desempeño insuficiente de las instalaciones de recursos energéticos.

b) En cuanto a la supervigilancia y fiscalización:

i. Se faculta a la Superintendencia para medir y monitorear el desempeño de los fiscalizados por sus propios medios y/o a través de terceros autorizados por ella.

ii. Para efectos de la facultad señalada anteriormente, se define lo que se entiende por desempeño, al mismo tiempo que determina lo que se entiende por desempeño insuficiente.

iii. Se habilita a la SEC para requerir uno o más planes de acción al fiscalizado a fin de corregir el desempeño insuficiente, en caso de verificarse este último.

iv. Se establece la posibilidad que los fiscalizados presenten planes de cumplimiento en el marco de un procedimiento sancionatorio.

v. Se actualiza la normativa de notificaciones de los actos de la SEC.

c) En relación a las sanciones y compensaciones:

i. Se perfecciona el derecho de los usuarios a recibir compensación cuando se vean afectados por interrupción o suspensión del suministro eléctrico, estableciendo que estas serán valorizadas al costo de falla de corta duración.

ii. Se incorpora un artículo 16 C, que establece que los hechos que constituyan infracciones graves o gravísimas derivadas del incumplimiento de las obligaciones de los concesionarios de servicio público de distribución que afecten a las personas electrodependientes, y que tengan una causa común, sean tratados de manera separada. En consecuencia, los cargos deberán ser formulados y las sanciones impuestas por cada incumplimiento normativo de forma individual.

Se contemplan cinco disposiciones transitorias que regulan las siguientes materias:

Por el artículo primero transitorio, durante los años 2025, 2026 y 2027, se establece un “cargo FET” aplicable a todos los retiros del sistema que realicen las empresas generadoras, cuya recaudación será destinada a financiar el subsidio eléctrico. Será recaudado mensualmente por el Coordinador y traspasado al Fondo de Estabilización de Tarifas.

A partir del 2028, los PMGD pueden utilizar aquel monto pagado como crédito, para descontarlo de los montos a pagar a suministradores por concepto de compensación de precio estabilizado, hasta el fin del mecanismo de estabilización del artículo 2° transitorio del DS 88/2019.

Por su parte, las micro, pequeñas y medianas empresas propietarias de PMGD que sean consideradas como tales para efectos tributarios no deberán pagar este cargo.

El artículo segundo transitorio dispone que los medios de generación de pequeña escala comprendidos en el artículo anterior deberán acreditarse como micro, pequeñas y medianas empresas sujetas a alguno de los regímenes establecidos en la letra D) del artículo 14° de la Ley sobre Impuesto a la Renta, de conformidad al procedimiento que establezca el Ministerio de Energía.

Por el artículo tercero transitorio se establece que cada vez que concluya un proceso de concesión del subsidio eléctrico, si hubiere excedentes en el Fondo, los recursos públicos excedentes no serán enterados a este y deberán ser destinados a la inversión y ejecución de proyectos fotovoltaicos conjuntos o individuales y al financiamiento de sus costos asociados, así como también a otros programas que promuevan la eficacia energética.

El artículo cuarto transitorio crea, de forma transitoria, hasta el 31 de diciembre de 2026, un crédito contra el impuesto de primera categoría al que podrán acceder las micro, pequeñas y medianas empresas, el que será equivalente al 25% de la inversión que la empresa hubiere realizado en la adquisición e instalación de paneles solares efectivamente destinados a la generación de energía eléctrica cuyo uso final sea, únicamente, satisfacer la demanda de energía para las actividades económicas propias de su giro.

Por último, el artículo quinto transitorio establece las reglas de financiamiento de los mayores gastos fiscales que irrogue la aplicación de la ley.

V.- DISCUSIÓN Y VOTACIÓN GENERAL DEL PROYECTO.

A. Presentación.

1) El Ministro de Energía, señor Diego Pardow, presentó el objetivo general de la propuesta legislativa consistente en ampliar y mejorar los subsidios eléctricos en Chile, con un enfoque en apoyar a los sectores más vulnerables de la población y mejorar la eficiencia y calidad del servicio eléctrico.

Expuso con base a una presentación [1] , por la que abordó los objetivos del proyecto del siguiente modo:

1. Ampliación de la cobertura.

El proyecto de ley propone aumentar la cobertura del subsidio eléctrico para beneficiar a los hogares más vulnerables, específicamente a aquellos pertenecientes al 40% más pobre del Registro Social de Hogares (RSH).

De igual modo, considera un subsidio a electrodependientes (10 mil personas [2]). Actualmente, los hogares con personas electrodependientes reciben un subsidio de 50 kWh/mes y la propuesta es aumentarlo a 200 kWh/mes (aumento de 150 kWh/mes). Este incremento se financiaría a través del Fondo de Estabilización de Tarifas.

Acotó que la cobertura actual de la ley N° 21.667 asciende a 1.6 millones de hogares, lo que equivale a 3.8 millones de personas que, con la ampliación de cobertura que propone la iniciativa (todos los hogares pertenecientes al tramo 0%-40% del RSH, el subsidio especial para sistemas medianos y el aumento en el subsidio para personas electrodependientes), se ampliaría a 4.7 millones de hogares, beneficiando a 9.7 millones de personas, es decir, casi la mitad de la población del país.

A continuación, presentó un gráfico que muestra el total de postulaciones al subsidio eléctrico, que asciende a 1.611.610 hogares, lo que representa el 34,3% del total de los hogares en el tramo 0%-40% del RSH:

Ahora, respecto del porcentaje de hogares a nivel regional en el tramo 0% - 40% del RSH, exhibió lo siguiente:

Sostuvo que lo anterior, da cuenta que las comunas con menos postulaciones y con mayor concentración de población en el tramo 0%-40% del RSH, son: Ercilla (805-3.390) y Melipeuco (1.018-3.005) en la Región de La Araucanía, y San Fabián (925-2.121) y Trehuaco (1.002-2.169) en la Región de Ñuble.

Siguiendo con lo anterior, si se consiguiera aumentar el universo total de beneficiarios, en las comunas donde el porcentaje de hogares dentro del tramo del RSH es grande, se materializa una mayor cobertura, tal como mostró en la siguiente imagen [3] :

Lo anterior, contrasta con lo que ocurriría con comunas donde el porcentaje de hogares del RSH es muy bajo, por ejemplo, Vitacura, donde efectivamente el subsidio no llegaría. Entonces, a diferencia de una política de congelamiento -que, de alguna manera utiliza la misma solución para todo el mundo-, esta política al seguir la distribución del RSH también sigue la vulnerabilidad social de cada comuna en particular.

Comentó que el impacto del aumento de cobertura en un hogar de cuatro integrantes, con una persona electrodependiente en la comuna de Padre Las Casas, Región de la Araucanía, sería el siguiente: descuento por electrodependencia que hoy asciende a 50 kWh/mes, equivalente a $10.000. Con el proyecto de ley, ese descuento se incrementaría en 150 kWh/mes, alcanzando un total de 200 kWh/mes, lo que equivale a $40.000. Ahora, si el hogar pertenece al 40% más vulnerable del RSH, recibiría un subsidio eléctrico adicional de $12.000. En consecuencia, si se dan todos los supuestos anteriores, el hogar beneficiado recibiría un descuento mensual de $52.000, que comprende los 200 kWh/mes más el subsidio adicional.

En materia de financiamiento de la expansión de la cobertura, sostuvo que se sustenta en 4 mecanismos.

a) Sobretasa transitoria al impuesto de emisiones CO2. Se establecerá una sobretasa de 5 dólares por ton/CO2 equivalente, durante los años 2024, 2025 y 2026, para centrales conectadas al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) que emitan 25.000 o más toneladas anuales de CO2.

Se espera que este mecanismo recaude aproximadamente 70 mil millones de pesos anuales, precisó.

b) IVA Neto. Al incrementarse las tarifas eléctricas, también aumenta la recaudación fiscal debido a que se aumenta la base imponible sobre la cual se cobra el impuesto al valor agregado (IVA). Este aumento en la recaudación fiscal está previsto para los años 2025, 2026 y 2027. El aporte fiscal derivado de este mayor IVA Neto se calcula descontando el menor IVA que se recaudaría en otros bienes, debido al ajuste en el gasto permanente que las familias tendrían que realizar por el aumento de las tarifas eléctricas.

Se estima que mediante este mecanismo se recaudarán aproximadamente 80 mil millones de pesos anuales.

c) Cargo Fondo de Estabilización Tarifaria (FET), se implementará durante los años 2025, 2026 y 2027, con un monto de $1.8 por kW/h aplicado a los retiros de energía del SEN. Los montos recaudados a través de este cargo se consideran como una retención que será imputable a las compensaciones por el precio estabilizado que pagan los retiros de energía.

La recaudación de estos fondos estará a cargo del Coordinador Eléctrico Nacional, y se espera que ascienda a 150 millones de dólares anuales.

d) Aporte fiscal adicional proveniente de la recaudación de multas que curse la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) durante los años 2025, 2026 y 2027, tal como se solicitó en el trabajo prelegislativo y se espera que, dado los recientes cortes prolongados en el suministro eléctrico, las multas sean significativas.

Basándose en la información histórica de las multas pagadas entre 2015 y 2023, se estima que este aporte fiscal ascenderá a 15 mil millones de pesos anuales.

2. Disminuir las tarifas eléctricas.

2.1. Se busca implementar una reducción de tarifas para las micro, pequeñas y medianas empresas (MiPymes) y los servicios sanitarios rurales (SSR) mediante la creación de una bolsa de precios preferentes que les permitirá acceder a tarifas más bajas.

Se establece un mecanismo transitorio para los Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD), actualmente sujetos al régimen de precio estabilizado del artículo 2° transitorio del decreto supremo N° 88 de 2019, esto es, el Precio de Nudo de Corto Plazo (PNCP), cuya vigencia es la misma que establece el referido artículo transitorio, es decir, hasta el 2034.

Se propone habilitar a los PMGD para que puedan inyectar y retirar energía en el mismo punto de conexión, lo que les permitirá comercializarla con las distribuidoras de la zona. Las distribuidoras de energía podrán traspasar el PNCP a un grupo específico de clientes, denominándose "Precio Preferente Pyme", que se aplicará a aquellos con un consumo mensual individual de hasta 7.500 kWh.

Para que las MiPymes puedan acceder al beneficio del "Precio Preferente Pyme", deben cumplir con los siguientes requisitos:

a) Acreditar su actividad: deben demostrar que están activas en función de sus ventas y el número de trabajadores contratados.

b) Uso intenso de la energía: deben mostrar que hacen un uso significativo de la energía en relación con el costo de la misma y el porcentaje de sus ventas.

Estos requisitos serán regulados mediante una resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía (CNE), precisó.

Por su parte, los operadores de servicios sanitarios rurales (SSR) deben estar inscritos en el registro del artículo 69 de la ley N° 20.998 para acceder a los beneficios correspondientes.

Ilustró el impacto de la disminución de la tarifa con los siguientes ejemplos [4]:

- Una pyme en la Región de Aysén con un consumo mensual de 1.500 kWh experimentaría una reducción del 32% en su factura de energía. Con la tarifa actual que es de $310.150, el precio preferente reduciría la cuenta final a $216.500.

- Un SSR en Atacama con un consumo mensual de 1.750 kWh vería una disminución del 25% en su factura de energía. Así, la factura actual de $333.600 se reduciría a $251.830.

2.2. Habilitar a las asociaciones de consumidores para iniciar procedimientos de revisión de precios de contratos de suministro eléctrico del artículo 134° del decreto con fuerza de ley N° 4/20018, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado del decreto con fuerza de ley N º 1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica (en adelante Ley General de Servicios Eléctricos o LGSE). Esta medida permitirá que las asociaciones de consumidores tengan la capacidad de solicitar la revisión de los precios establecidos en los contratos de suministro eléctrico, promoviendo así una mayor transparencia y equidad en la determinación de tarifas.

Acotó que el artículo 134° de la LGSE establece un mecanismo de revisión de precios de contratos de suministro que solo puede ser activado por las partes del contrato (distribuidores y generadores), limitando la participación de las asociaciones de consumidores a las audiencias realizadas por la Comisión Nacional de Energía y a la instancia de discrepancias del Panel de Expertos.

En consecuencia, la iniciativa, recogiendo la inquietud planteada por Conadecus en la mesa de trabajo pre legislativa, busca corregir la asimetría del actual mecanismo contenido en el referido artículo. La propuesta pretende subsanar la falta de incentivos para activar dicho mecanismo de revisión y permitir a las asociaciones de consumidores actuar en favor de los clientes finales. Para ello, se propone habilitar a las asociaciones de consumidores, conforme a la ley Nº 19.496, para que puedan activar el mecanismo de revisión de precios de contratos de suministro eléctrico, reiteró.

3. Mejora de la calidad del servicio eléctrico.

Se busca realizar un cambio significativo en el modelo de gestión de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Se pretende privilegiar el cumplimiento de la norma antes que la mera aplicación de sanciones y prevenir problemas, tales como reclamos formulados por horas de corte de suministro eléctrico que concluyen en la imposición de multa o derivan en largos juicios que no benefician a los ciudadanos.

Actualmente, la SEC no tiene la capacidad para prevenir los incidentes que posteriormente sanciona, ni para exigir medidas alternativas a las sanciones impuestas. Con la nueva propuesta, se permitirá a los fiscalizados presentar planes de acción para solucionar los problemas identificados. Estos planes podrían incluir inversiones en soterramiento de cables, la implementación de medición inteligente y el reforzamiento de cuadrillas de emergencia, por ejemplo. Además, dichos planes de acción también serán objeto de fiscalización para asegurar su efectividad y cumplimiento.

En consecuencia, durante el proceso sancionatorio, el fiscalizado podrá presentar planes de cumplimiento para corregir las infracciones detectadas, siempre y cuando estas persistan al momento de formularse los cargos. Estos planes de cumplimiento se presentarán junto con los descargos y serán considerados por la SEC al momento de imponer la sanción. Además, el incumplimiento de dichos planes será considerado una infracción grave. La intención es poner a las personas en el centro del proceso, ya que las sanciones por sí solas no son suficientes para mejorar la conducta de las empresas, acentuó.

Desde el punto de vista sancionatorio clásico, se eleva el monto de las multas de la siguiente manera: leves de 500 a 1.000 UTA, graves de 5.000 a 10.000 UTA y gravísimas de 10.000 a 20.000 UTA.

Además, se incrementa el monto de las compensaciones automáticas por interrupciones no autorizadas, mediante la modificación del costo para valorizar la energía no suministrada, pasando del costo de racionamiento al costo de falla de corta duración. Por ejemplo [5], para un cliente residencial del SEN con un consumo de 180 kWh, la normativa actual establece una multa por interrupción diaria no autorizada de $4.319, mientras que, con la propuesta, esta multa aumentaría a $35.000 por cada día de interrupción no autorizada.

En respuesta a las consultas precedentes, el Ministro de Energía, señor Diego Pardow en relación al objetivo del subsidio y escala, contestó que el objetivo principal de la iniciativa consiste en incrementar la cobertura del subsidio, es decir, expandirlo para ayudar a una mayor cantidad de hogares a pagar menos por su electricidad, en una escala limitada de 500 GWh/año para minimizar el impacto en la regulación existente y evitar distorsiones en el mercado eléctrico.

Respecto de los programas de energía solar social, comentó que el costo por instalación de cada proyecto es de $2.000.000 aproximadamente y que se están realizando en un número limitado de viviendas debido a su alto costo y complejidad. El tiempo de implementación desde la asignación de recursos hasta la instalación efectiva puede tardar al menos 18 meses (planificación, compra de materiales y ejecución).

En cuanto a la asignación de los subsidios, expresó que dado que el número de cupos es menor que el número de posibles beneficiarios se otorga mediante un sistema de postulación. Los solicitantes deben cumplir ciertos criterios para ser seleccionados. En contraste, los programas con recursos universales, como la PGU (Pensión Garantizada Universal), no requieren postulación, los recursos se asignan automáticamente a todos los beneficiarios elegibles sin necesidad de un proceso competitivo.

En relación a las compensaciones y su efectividad, comentó que actualmente la mayoría de las distribuidoras eléctricas, incluyendo Frontel, Saesa, Luz Osorno, CGE y Chilquinta, ya las están pagando conforme a la Ley General de Servicios Eléctricos. De hecho, algunas distribuidoras han comenzado a pagar las compensaciones más rápidamente que en el pasado, con el objetivo de acelerar el proceso en comparación con el plazo estándar de dos meses. Sostuvo que se requiere de un monitoreo continuo para asegurar que las compensaciones se calculen correctamente y se paguen a tiempo. Las distribuidoras que no cumplen con esta obligación serán supervisadas para garantizar el cumplimiento.

Respecto de los PMGD y su regulación, por una parte, señaló que el régimen de precios estabilizados está basado en un decreto que ha sido derogado. Eso significa que no se pueden registrar nuevos proyectos bajo ese régimen y que los proyectos existentes deben haber iniciado su construcción antes de la derogación del decreto. Por otra parte, expresó que, aunque la medida afecta el régimen regulatorio, se busca garantizar que no afecte negativamente el clima de inversión en el país y en ese sentido se tomarán medidas para asegurar que el entorno para futuros proyectos no se vea perjudicado, aseguró.

En cuanto a las consultas sobre el monto que se estableció en el informe financiero por concepto de multas, sostuvo que se ha estimado que las multas contribuirán con 15 millones de dólares anuales al financiamiento del subsidio. Este monto se ha incorporado al aporte fiscal total, que incluye además otros ingresos esperados.

Reiteró que los mecanismos de recaudación proporcionan aproximadamente 185 millones de dólares anuales, que contribuyen al financiamiento del subsidio.

En cuanto a una posible inconstitucionalidad, señaló que la estructura del nuevo cargo es similar al cargo por servicio público anteriormente aprobado, que también enfrentó objeciones de constitucionalidad; no obstante, fue considerado admisible y ha estado recaudando efectivamente. En consecuencia, aunque el nuevo cargo puede ser objeto de debate constitucional, se basa en una estructura previamente aceptada y se considera legalmente viable para financiar la estabilización de precios de energía, afirmó.

Retomando el tema de los cargos, explicó que hay 3 cargos distintos:

- Cargo MPC (cargo por el pago de deuda a generadoras), que tal como su nombre lo señala tiene por objeto financiar el pago de deudas que el sistema eléctrico tiene con las generadoras de energía. Este cargo busca asegurar que las generadoras reciban el pago por la energía producida. Su aplicación alcanza a todos los clientes de energía, tanto residenciales como industriales (incluye a todos los consumidores, independientemente del tamaño de su consumo).

Este cargo se incorpora en las tarifas que pagan los consumidores. Por lo tanto, es un costo adicional para los usuarios de energía, diseñado para asegurar el flujo de fondos necesario para cubrir las deudas con las generadoras.

Precisó que el cargo MPC no es relevante en el contexto actual, pero sí es importante para la estructura del financiamiento energético, que no es el foco del nuevo proyecto de ley sobre subsidios.

- Cargo por servicio público, establecido el año 2022, por la ley N° 21.472 que crea un fondo de estabilización de tarifas y establece un nuevo mecanismo de estabilización transitorio de precios de la electricidad para clientes sometidos a regulación de precios (ley PEC 2), cuyo objetivo es financiar subsidios y otros costos asociados con el suministro de energía. Este cargo se usa principalmente para ayudar a cubrir los costos de subsidios a las tarifas eléctricas, así como otros gastos relacionados con el servicio público.

Su aplicación se ciñe principalmente a grandes consumidores de energía como las industrias. Los grandes consumidores contribuyen a este fondo, que se utiliza para financiar subsidios que benefician a los usuarios finales. La estructura y propósito del cargo por servicio público tienen similitudes con el cargo FET que se está proponiendo, ambos están diseñados para financiar subsidios y apoyar la estabilidad del sistema energético.

- Cargo FET propuesto por la iniciativa, pretende financiar el subsidio para la estabilización de tarifas eléctricas. Se propone como una forma de financiar subsidios específicos para mantener las tarifas eléctricas a niveles accesibles, y debería ser asumido por la oferta de energía, es decir, las empresas que la suministran. Este cargo se aplica a los proveedores de energía en lugar de a los consumidores.

Se diferencia con el cargo MPC porque éste se carga a los consumidores y el cargo FET a las empresas proveedoras de energía. Esto cambia la dinámica de financiamiento, trasladando el costo de los subsidios desde los usuarios a los proveedores.

Ahora, la analogía entre el cargo FET y el cargo por servicio público es relevante, porque ambos están destinados a financiar subsidios. Sin embargo, el cargo FET se dirige a la oferta, mientras que el cargo por servicio público se dirige principalmente a grandes consumidores.

En resumen: 1) El cargo MPC está enfocado en asegurar el pago de deudas con generadoras y es cargado a todos los consumidores, 2) El cargo por servicio público fue establecido para financiar subsidios y otros gastos del sector eléctrico y es aplicable a grandes consumidores (similar en propósito al cargo FET), y 3) El cargo FET es propuesto para financiar subsidios específicos, cargado a las empresas proveedoras de energía, y no a los consumidores.

En consecuencia, estos cargos y subsidios tienen funciones distintas, pero están interrelacionados en términos de financiamiento y apoyo a la estabilidad del sistema energético.

En sesión N° 102, de 4 de septiembre de 2024, el Ministro de Energía, en base a un documento [6], señaló que en la presentación del proyecto se revisó el objetivo de aumentar la cobertura del subsidio, que es uno de los pilares fundamentales del proyecto de ley. En esa línea, expresó que actualmente la situación es la siguiente:

Es decir, solo un porcentaje de hogares pertenecientes al 40% más vulnerable tiene acceso al subsidio, con variaciones regionales significativas. Por ejemplo, en la Región de Ñuble, casi el 50% de los hogares pertenecientes al 40% más vulnerable tienen acceso al subsidio, lo que indica una alta cobertura en esta región. Sin embargo, en la Región de Tarapacá, solo un quinto de los hogares tiene acceso al subsidio, lo que sugiere una baja cobertura.

El objetivo es triplicar la cobertura del subsidio, lo que se materializa de manera diferente en cada región. Al desagregar los datos a nivel comunal, se aprecia que la postulación es relativamente baja en algunas comunas, como Coquimbo, Tarapacá y Valparaíso, donde la población dentro del 40% más vulnerable es relativamente alta, pero la postulación es baja. Exhibió la siguiente lámina:

Precisó que, en el caso de Alto Hospicio, solo el 12% de la población tiene acceso al subsidio, lo que significa que hay un gran margen para aumentar la cobertura. Triplicar la cobertura del subsidio en esa comuna significaría pasar de cubrir el 12% al 54% de la población, lo que implicaría un avance significativo en términos de inclusión y equidad. Algo similar se produce en La Serena. Tal como mostró con la siguiente lámina:

Destacó que el detalle a nivel comunal es importante porque muestra que el efecto de la cobertura no solo es aumentar la cantidad de hogares beneficiados, sino también corregir las diferencias en distribución que se observan en la primera postulación. Esto significa que el subsidio se está distribuyendo de manera más equitativa en algunas comunas que en otras.

Si se analiza más a fondo la situación en Tarapacá, específicamente en la comuna de Alto Hospicio o en la comuna de La Serena en Coquimbo, se vislumbra que la cantidad de personas bajo el tramo del 40% del Registro Social de Hogares es significativa. En Alto Hospicio, por ejemplo, existe un porcentaje importante de personas que están en situación de pobreza multidimensional y pobreza por ingresos.

Esto muestra, frente a las observaciones que se han hecho respecto de que si triplicar la cobertura del subsidio responde a una idea razonable de focalización, que la respuesta es clara, efectivamente sí, aseveró.

Siguiendo la idea, al contrario, cuando se mira la distribución a nivel comunal en comunas como Vitacura o Providencia, el porcentaje de hogares bajo el 40% del Registro Social de Hogares es relativamente limitado; por tanto, en estas comunas, la expansión del subsidio generaría un impacto acotado.

Sin embargo, en comunas como Teodoro Schmidt en La Araucanía, la situación es diferente, pues llegaría al 80% de los hogares, ya que efectivamente una gran cantidad de ellos se encuentra bajo el 40% de vulnerabilidad en el RSH.

Lo anterior, lo representó con la siguiente imagen:

A continuación, expresó que también es importante de considerar en relación con el gasto, a los electrodependientes. Actualmente, el descuento asciende a 50 kWh/mes lo que equivale a un descuento en la cuenta del orden de los $9.000. Sin embargo, si se amplía la cobertura, el descuento equivalente a 150 kWh/mes, equivale aproximadamente a $30.000.

Si se considera que un hogar con un paciente electrodependiente también pertenece al 40% del tramo más vulnerable, además, se agrega un monto de $12.000 por concepto de subsidio eléctrico. Luego el agregado del apoyo a ese hogar sería del orden de los $51.000 mensuales. Tal como mostró con la siguiente lámina:

Para ejemplificar la cobertura actual versus la cobertura que habría en caso de aprobarse la iniciativa en una comuna como Padre Las Casas considerando un hogar con un consumo de 200 kWh/mes, mostró el siguiente ejemplo [7]:

Enfatizó que la diferencia es significativa, ya que la cobertura del proyecto de ley se acerca a la petición de las organizaciones de hogares electrodependientes, en orden a que las políticas se hagan cargo del consumo energético completo del hogar.

Otro ejemplo sobre cómo funciona la cobertura en un hogar con un consumo de 550 kWh/mes en una comuna como Coyhaique es el siguiente[8]

Nuevamente hay un cambio muy significativo con el proyecto de ley a sin éste, pese a que la situación de precios que enfrentan ambas comunas es diversa (Padre Las Casas- Coyhaique).

A mayor abundamiento, sostuvo que un segundo objetivo del proyecto de ley en pos de disminuir las tarifas eléctricas tiene que ver con la bolsa pyme. En el siguiente ejemplo, analizó cuál sería la consecuencia de incluir una pyme con este perfil de consumo en cada una de las regiones mencionadas:

Es así que la cuenta de la luz, en el caso de una pyme con 1.500 kWh de consumo mensual en Aysén, bajo la tarifa actual sería del orden de los $320.000. Sin embargo, si tuviera acceso a la bolsa de acceso a precios preferentes pyme, la cuenta ascendería a $216.000, lo que equivale a una variación del 32%.

En la Región del Biobío, el impacto es relativamente menor debido a la composición de precios de esa región en particular. En las regiones del Maule y Metropolitana, el impacto es ligeramente mayor, pero el mayor impacto se observa en la Región de Aysén, precisó.

El señor Diego Pardow respondió que en efecto, han observado que el porcentaje de postulaciones por hogar vulnerable en sectores rurales es mayor que la composición de cantidad de hogares vulnerables en esas comunas. Sin embargo, esta distribución no es simétrica y depende de la coordinación con los municipios para llegar a ellas con operativos presenciales.

La estrategia para abordar la brecha digital en hogares rurales y población adulto mayor dependerá del resultado del proyecto. Si se aprueba tal como está, se podría cubrir completo el universo de potenciales destinatarios y no sería necesaria la postulación. En este caso, se podrían implementar campañas dirigidas para recopilar la información necesaria y aplicar el beneficio de manera automática, sin necesidad de concurso o postulación. Habría que buscar un mecanismo donde el Estado y los organismos sociales recopilen la información y apliquen el beneficio de manera automática. Esto cambiaría significativamente la forma de adjudicación del beneficio.

Ahora, si el proyecto se aprueba con una perspectiva de recaudación menor, la postulación seguirá siendo necesaria y el concurso o postulación será una exigencia de probidad para asignar los beneficios sociales.

Aclaró que la eliminación del requisito de estar al día en la cuenta no está incluida en el proyecto de ley actual. Sin embargo, entiende, de conformidad a lo que se discutió en la mesa técnica, que los diputados autores de la moción que establece dicha eliminación tienen la intención de presentar indicaciones en ese sentido, mostrando su disposición a considerarlo si es necesario.

En cuanto a las expectativas de recaudación, señaló que el Ejecutivo tiene una proyección clara en el informe financiero. Sin embargo, es consciente de que hay oposición de parte de la industria a los mecanismos de recaudación propuestos en la iniciativa. En ese caso, el volumen de recursos recaudados sería menor al previsto.

Hizo presente que no existe un plan alternativo para recaudar más recursos si no se aprueban los mecanismos propuestos. De conformidad al informe del Consejo Fiscal Autónomo la estructura actual de las finanzas públicas no permite nuevos gastos sin nuevos ingresos.

Instó a reflexionar sobre si la expansión de cobertura, especialmente en comunas con alto porcentaje de hogares vulnerables, en los hogares con personas electrodependientes y el acompañamiento a las pymes justifican los mecanismos de recaudación propuestos en el mensaje. En esa línea sostuvo que, si bien se está dispuesto a debatir y mejorar los instrumentos de recaudación, al final del día, la discusión es dónde se quiere poner el peso de los recursos.

En cuanto a los mecanismos de postulación, reiteró que dependerá del volumen de recursos aprobados. Si se aprueba el proyecto tal como está, no será necesaria la postulación y se puede pasar a una forma de adjudicación diferente. Si no es así, será necesario un proceso de postulación. Mostró su disposición a discutir y adecuar el contenido del mecanismo de adjudicación según las observaciones del Parlamento.

B. Audiencias.

1) El Director Legal y de Asuntos Públicos de CVE Energía Renovable Chile, señor Erich Schnake [9].

Señaló que compartirá la visión de CVE Chile, una empresa de capitales franceses que ha estado en el país durante ocho años, desarrollando proyectos de generación distribuida. La empresa tiene una vocación internacional para desarrollar proyectos de pequeña escala, y en Chile han instalado 31 plantas con una capacidad de 185 megawatts peak.

Su presencia se concentra en la zona central debido a la mayor demanda de energía, y también cuentan con proyectos en construcción en otras regiones. Han completado un portafolio de financiamiento de 110 millones de dólares y tienen una segunda línea de financiamiento por 180 millones de dólares; sin embargo, el proyecto de ley actual pone en riesgo su inversión.

Destacó que son el séptimo actor en el mercado PMGD, representando un 5% de la participación en el mercado.

Destacó que el mercado de los PMGD es solo un 10% del total de la potencia instalada en el mercado de la energía. De ahí que le llama la atención la forma en cómo se ha planteado el proyecto que graba una porción de la industria que es menor, con prácticamente el 50% de los ingresos para expandir el subsidio.

También hizo presente que los PMGD no reciben un subsidio, para cuyo efecto es importante entender cómo funciona el mercado de la energía, que se divide en dos: el mercado marginalista o spot y el mercado de contratos. El primero es donde las generadoras transan la energía para cumplir con sus contratos, mientras que el segundo fija el precio de la energía para los consumidores.

Como señaló, el mercado marginalista o spot es donde las generadoras transan la energía para cumplir con sus contratos y suministrar energía a los consumidores. Esto se debe a varias razones, como la imposibilidad de inyectar energía en tiempo completo debido a la variabilidad de la demanda, o la falta de despacho en el mercado spot.

Precisó que aunque las transacciones en el mercado spot se hacen a costo marginal para aumentar la eficiencia, no determinan el precio final de la energía para los consumidores. En cambio, el precio se fija en el mercado de contratos o a través de los contratos entre generadoras y consumidores.

Estimó crucial entender la diferencia entre estos dos mercados.

A mayor abundamiento, expresó que el mecanismo de estabilización de precios ha sido clave para que los pequeños generadores puedan acceder al financiamiento, ya que, debido a su tamaño, no pueden participar en licitaciones públicas ni celebrar contratos con privados, por lo que dependen del mercado spot.

Sin embargo, la variabilidad del mercado spot hace que sea imposible acceder a financiamiento a través de este mecanismo. Por lo tanto, la política de estabilización de precios ha sido exitosa en permitir que los pequeños generadores, como los PMGD, penetren en el mercado. El mecanismo de estabilización de precios ha sido clave para que los pequeños generadores accedan al financiamiento. Sin embargo, el proyecto de ley actual pone en riesgo su capacidad para continuar operando en el mercado.

El precio estabilizado es más bajo que el promedio de los precios de los contratos en el mercado de energía mayorista (PMM). Esto significa que el precio estabilizado no es un precio subsidiado. De hecho, la bolsa de pymes busca traspasar este precio directamente a las pymes porque es más bajo.

El mecanismo de estabilización de precios es bidireccional, lo que significa que opera en ambos sentidos. Cuando el costo marginal es más bajo que el precio estabilizado, las generadoras con retiro compensan a los PMGD. Cuando el costo marginal es más alto, los PMGD compensan a las generadoras con retiro.

En los últimos dos años, las compensaciones han sido en favor de los PMGD, pero históricamente el mecanismo ha sido más o menos neutro.

De igual modo, destacó que el precio estabilizado está muy por debajo del promedio de los precios de los contratos, lo que da cuenta de que difícilmente va a ser un precio subsidiado cuando en rigor, está por debajo del promedio. Si fuera un precio más alto no estaría esa propuesta sobre la mesa, aseguró. Finalmente, expresó que no genera winfull profit.

Ilustró lo anterior, con el siguiente gráfico:

Precisó que el PNCP corresponde al precio estabilizado, que se mueve constantemente debido a la variabilidad del costo marginal, lo que hace que sea difícil financiar proyectos a costo marginal. La gráfica muestra cómo el precio promedio de los contratos libres es de 91 dólares por megawatt hora, mientras que el precio estabilizado es de 57 dólares por megawatt hora. Y el precio promedio de los clientes regulados es 121.

El costo marginal es el que se mueve constantemente y muestra una gran variabilidad. Esto hace que sea muy difícil financiar un proyecto a costo marginal, ya que es imposible predecir con certeza los ingresos. De hecho, no existe un proyecto que se financie exclusivamente a costo marginal.

No obstante que, hay algunas generadoras que operan a costo marginal, pero su negocio es otro. En este caso, sus ingresos provienen de la potencia y no de la venta de energía. Se trata de un negocio diferente, que requiere una estrategia de financiamiento distinta.

A continuación, exhibió el siguiente gráfico:

Indicó que la direccionalidad del mecanismo ha favorecido a los PMGD en los últimos años (curva morada), pero esto se debe a condiciones climáticas y no a una alteración de la competencia. Cuando la gráfica está por debajo del eje cero, indica que los PMGD están haciendo aportes a las demás generadoras o al sistema. Por otro lado, cuando la gráfica está por encima del eje cero, indica que las generadoras están haciendo pagos laterales a los PMGD, tal como ha sido desde junio del 2023 en adelante, principalmente a raíz de las lluvias.

En esa línea comentó que el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia revisó el mecanismo de precio estabilizado en 2022, a instancia del Coordinador, resolviendo que no existían antecedentes que permitieran acreditar afectación a la competencia del mercado de la generación eléctrica.

Expresó que el costo del pago lateral asociado al precio estabilizado para las generadoras con retiro puede variar ampliamente debido a factores como la ubicación geográfica, las condiciones climáticas y los costos de desarrollo y construcción de los proyectos de energía. Según un análisis de Valgesta, consultora especializada en temas de energía, el costo de un proyecto de energía solar fotovoltaico comunitario en Estados Unidos, puede oscilar entre 54 y 191 dólares por megawatt hora, dependiendo de dónde esté emplazado y de las condiciones geográficas (sobre Chile no hay datos específicos).

Finalmente, expresó que se debe tener en cuenta que no todos los proyectos de energía son desarrollados, construidos y operados por la misma empresa. En el caso de CVE si bien hacen la cadena completa, ello no ha ocurrido para todos sus proyectos. A veces han adquirido proyectos ya desarrollados y construidos, o solo desarrollados, y en esos casos, se estiman los ingresos futuros en base al precio estabilizado. Luego, se negocia un precio en función de esas estimaciones.

Esto significa que las rentas pueden quedar capturadas en otras empresas que desarrollaron o construyeron el proyecto originalmente. En otras palabras, el valor creado por el proyecto puede ser compartido entre diferentes empresas a lo largo de la cadena de valor, dependiendo de quién haya realizado cada etapa de este.

En consecuencia, cuando se dice que tiene un costo “X”, es probable que se haya pagado más por un proyecto porque se tenía en mente un cierto retorno, y el retorno fijado para el futuro puede ser diferente

Lo anterior, agrega complejidad al tema y hace que hablar de renta sea muy complicado, aseveró.

Además, esta política puede generar incertidumbre en el mercado y en cualquier industria, lo que no es una buena política pública. Las empresas que han invertido en proyectos de energía pueden verse afectadas negativamente por esta incertidumbre, y pueden tener que suspender o retrasar sus planes de inversión. En su caso, la sola presentación del proyecto de ley ha generado la suspensión de los futuros desembolsos, lo que significa que tienen 80 millones de dólares entrampados hasta que haya claridad sobre qué va a pasar con esta iniciativa. Esto puede tener consecuencias importantes para la industria de la energía y para la economía en general, aseveró.

Si el proyecto de ley se aprueba, tendrán que revisar los modelos financieros para determinar cómo pagar la deuda adquirida a través de los contratos de financiamiento. Ello podría llevar a una situación compleja para las empresas como enfrentar su liquidación o la renegociación de los contratos de financiamiento; sin perjuicio de que, puede tener impactos más amplios en la economía del país. Es así que Standard & Poor's ha señalado que hay 1.200 millones de dólares en bonos públicos asociados al mercado PMGD que están siendo afectados por esta política, y que esto podría llevar a una disminución en la calificación de riesgo del país.

Esto tendría consecuencias importantes para cualquier industria que busque financiamiento en el extranjero, ya que el financiamiento en Chile es más caro que en Estados Unidos o Europa. Si se cierran o se encarecen las líneas de financiamiento para los proyectos y las industrias, sería un golpe significativo para la economía del país, enfatizó.

El señor Erich Schnake al diputado Benjamín Moreno contestó que, si bien es cierto que los PMGD solares inyecta principalmente en el bloque horario solar, los consumidores pagan el mismo precio por megawatt hora, sin importar el bloque horario en que se consume la energía. Esto se debe a que los precios se fijan a través de acuerdos entre generadoras y consumidores, por medio de contratos que pueden ser a largo plazo y que incluyen precios fijos o variables. Por ello, es que fue claro en explicar qué es el mercado spot o marginalista y qué es el mercado de contratos que fija precios. Y en ese sentido, no hay un subsidio, aseveró.

En el caso de los PMGD, pueden vender su energía a generadoras a un precio bajo, por ejemplo 65 dólares por megawatt hora. Sin embargo, si la generadora tiene un contrato con un consumidor a un precio más alto, por ejemplo, 120 dólares por megawatt hora, el consumidor final pagará el precio promedio de los contratos que ha firmado la generadora con sus clientes, no el precio del PMGD.

En relación a los vertimientos, expresó que los PMGD tienen un beneficio específico que les permite inyectar energía con preferencia sobre las grandes generadoras, cuya justificación dice relación con sus características, porque se instalan o conectan a la red de distribución (no a la red de transmisión) y se inyectan cerca de las áreas de consumo. Los PMGD pagan por los refuerzos que se tengan que hacer a la red de distribución, son los principales inversores privados -más allá de las distribuidoras- en la red de distribución y mejoran su resiliencia, porque es una necesidad de su negocio.

Se ha estimado por Acesol que esos pagos para refuerzo a la red de distribución han sido por sobre los 100 millones de dólares. Esto no solo mejora la resiliencia de la red de distribución, sino que también justifica la condición de autodespacho de los PMGD.

Señaló que los vertimientos se producen principalmente en las regiones del norte, particularmente en la Región de Antofagasta, porque hay pocas instalaciones de PMGD, y son causados por las grandes generadoras, no por los PMGD.

Por lo demás, la gracia que tiene el PMGD es que permite, al estar cerca del centro de consumo, que la energía le llegue al consumidor sin necesidad de hacer obras de transmisión, lo que ayuda a postergar el desarrolla de líneas de transmisión.

Aclaró que la unidad de monitoreo del Coordinador Eléctrico Nacional analiza las condiciones de competencia del mercado, pero no es un órgano público ni especializado en temas de libre competencia. Cuando detecta posibles alteraciones, hace recomendaciones normativas y las somete a la evaluación de órganos competentes, como el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia o la Fiscalía Nacional Económica, que tienen la última palabra respecto de la evaluación de la competencia del mercado.

2) El Gerente de Desarrollo de Negocios de oEnergy Recursos Energéticos Distribuidos, señor Yuri Andrade [10].

Expresó que oEnergy es un grupo empresarial chileno que ha crecido gracias al incentivo regulatorio del gobierno para los PMGD. Cuenta con una cadena de valor transversal que abarca desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de PMGD solares, siendo responsables del 10% del mercado PMGD solar en Chile y tienen el 15% de los PMGD solares en operación. Precisó que su generadora produce energía para abastecer a 55.000 hogares y requiere de mucho capital, por lo que es imprescindible el financiamiento internacional. La expansión de la matriz energética renovable es una industria que requiere mucho financiamiento y es imposible realizar sin el apoyo de la banca internacional, aseguró.

En oEnergy han realizado una inversión significativa de 260 millones de dólares, financiada en gran parte por la banca internacional. La confianza de la banca en Chile se debe en gran medida al decreto supremo N° 88, que proporciona estabilidad y previsibilidad a los flujos de ingresos. La inversión se hizo a través de project finance, un modelo de financiamiento que requiere flujos predecibles y estables para generar retornos a largo plazo.

Los Power Purchase Agreements (PPA) son un ejemplo de cómo se pueden generar flujos predecibles para proyectos de energía renovable. La banca internacional considera el decreto supremo N° 88 como un contrato indirecto con el Estado, lo que da credibilidad y predicción a los flujos. De hecho, gracias a esa inversión, han podido crear 255 empleos estables en todo el país, desde Copiapó hasta Chillán.

Manifestó que el Ministro de Energía presentó un mecanismo de recaudación para el subsidio PMGD, estimando un costo de desarrollo de 40 millones de dólares. Sin embargo, en su experiencia los costos son más altos debido a la coyuntura posterior al estallido social y la pandemia. El LCOE (costo de desarrollo de PMGD solar) depende de costos de inversión, operación y producción, que varían según la ubicación y tamaño de las plantas. Los costos de financiación también han sido afectados por la tasa de política monetaria, lo que hace imposible fijar un subsidio sin analizar cada proyecto individualmente.

Comentó que en su experiencia operando 28 PMGD con 210 megawatt de capacidad, ha encontrado que el costo promedio de desarrollo es de 62 dólares, lo que se aleja significativamente de la afirmación política de una brecha entre la remuneración y el costo real de desarrollo. La pandemia y el estallido social han tenido un impacto significativo en la industria, causando disrupciones en la cadena de suministro y aumentando los plazos de desarrollo y construcción. Además, la tasa de política monetaria ha aumentado drásticamente, pasando de 0 a 5,5%, lo que ha generado inflación y ha afectado la estructura de costos del mercado PMGD en Chile. Estos cambios han tenido un impacto profundo en la industria y han llevado a un aumento en los costos de desarrollo, afirmó.

A mayor abundamiento, señaló que el anuncio del proyecto de ley ha generado una gran inestabilidad regulatoria en el sector energético, que ha llevado a postergar transacciones y proyectos importantes. Por ejemplo, una cartera de 15 PMGD que correspondían al consumo anual de 15.000 hogares y un proyecto emblemático de almacenamiento en Tarapacá que podría solucionar el problema de fondo de la energía en la región.

La aprobación del proyecto de ley podría tener consecuencias graves, incluyendo llevar a oEnergy a default con sus acreedores y poner en jaque la credibilidad de Chile como destino de inversión. Ello se debe a que el proyecto de ley se basa en estimaciones de costo que difieren del costo efectivo real, lo que podría afectar el financiamiento de infraestructura crítica para la descarbonización.

Aseveró apoyar la movilidad regulatoria, pero no la vulneración de la certeza jurídica del articulado transitorio, que es fundamental para mantener la credibilidad del país y asegurar el éxito de la transición energética.

Por su parte, el Ministro de Energía, señor Diego Pardow aclaró, por un lado, que el proyecto de ley no se basa en estimaciones de costos de ninguna industria en particular, sino en datos concretos y verificados de compensaciones a PMDG acumuladas en el último año y medio, que ascienden a 360 millones de dólares en promedio. Si se segmenta por tipo de tecnología, las eólicas y la hidroeléctricas más que recibir compensaciones aportan al sistema, y las fotovoltaicas han recibido del orden de los 430 millones de dólares en el período de tiempo mencionado. Esto demuestra que las tecnologías renovables están contribuyendo significativamente al sistema energético.

Los decretos supremos, por otro lado, son una expresión de la facultad regulatoria del Poder Ejecutivo, y no son contratos con la industria. Esto significa que el gobierno tiene la potestad de modificarlos y actualizarlos según sea necesario, sin necesidad de negociar con la industria.

Aseveró que la modificación de reglamentos es posible y necesaria para adaptarse a los cambios en el mercado y la tecnología, y se hace con mecanismos transitorios y estructuras que dan seguridad a los inversores y a la industria. Sin embargo, el proyecto de ley busca algo más que simplemente modificar los reglamentos, ya que pretende una decisión política sobre cómo abordar el peso del subsidio, ya sea apoyando la estabilización, en particular para las familias más vulnerables; o manteniendo la política de fomento a pequeños medios de generación.

Esta es una decisión de fondo que debe ser adoptada democráticamente como país y es independiente de los perfeccionamientos que se puedan hacer en el instrumento de recaudación. En otras palabras, el proyecto de ley busca establecer un marco político y regulatorio que permita a Chile avanzar hacia una transición energética justa y sostenible, y que tenga en cuenta las necesidades y preocupaciones de todos los actores involucrados, incluyendo la industria, los consumidores y el medio ambiente.

3) El Fundador y Presidente del Directorio de D'E Capital, señor Emilio Pellegrini [11].

Señaló que tiene cuarenta y cinco años de experiencia en el sector eléctrico, comenzando en Endesa y el Grupo Matte, donde desarrolló centrales hidroeléctricas. Luego se unió a Colbún, donde trabajó en proyectos hidroeléctricos, térmicos, líneas de protección y subestaciones. Después de dejar el Grupo Matte en 2010, empezó un nuevo emprendimiento con su hijo Emilio en 2012, enfocado en desarrollar proyectos solares. Es así que, con la ayuda de Corfo, han desarrollado y vendido varios proyectos, y ahora tienen más en construcción y en desarrollo en Arica.

Sobre el proyecto de ley, sostuvo que sería extremadamente difícil desarrollar proyectos PMGD si se aprueba, ya que los costos y la burocracia aumentarían significativamente. Por otro lado, el sector financiero se vería afectado negativamente, porque los bancos y los inversores perderían confianza en el sector eléctrico.

A su juicio, el subsidio que se pretende establecer debería ser proporcionado por el gobierno, no por el sector eléctrico, ya que es responsabilidad del Estado garantizar la estabilidad y el acceso a la energía. Además, destacó que los PMGD son importantes para el sector porque son pymes eléctricas convenientes, que pueden generar empleos y contribuir al crecimiento económico.

Si el proyecto se aprueba, se terminará con el desarrollo de las pymes eléctricas, provocando quiebras y liquidaciones. El sector se concentrará nuevamente en pocas empresas grandes. Los PMGD han traído beneficios como la baja de precios, y su desaparición significaría un aumento de precios para el cliente final, aseveró.

Realzó el efecto discriminatorio del proyecto de ley, que cargaría el subsidio solo a los PMGD, quitándoles el 50% de su facturación, lo que es insostenible para cualquier negocio. Además, mencionó las ventajas de los PMGD, como es la promoción de proyectos renovables y la generación de empleos. Los proyectos renovables no pueden ir a contratos porque no generan energía 24 horas, por lo que necesitan un marco regulatorio adecuado para desarrollarse.

Los contratos de energía requieren suministro 24 horas, lo que es un desafío para las energías renovables que no pueden generarla de manera constante. Esto hace que sea riesgoso para los productores de energía renovable suministrar energía a contratos, porque deben comprar energía adicional para cubrir la demanda. Como resultado, los bancos no financian proyectos de energía renovable que dependen del costo marginal, que es volátil y puede variar entre 0 y 130 dólares en un solo día. Por lo tanto, desde la década de 1980 hasta 2015-2016, no hubo desarrollo de pequeños medios de generación o energías renovables, excepto hidroeléctricas desarrolladas por las grandes empresas.

Sin embargo, con la introducción de un estabilizado que es un precio promedio de los costos marginales esperados, calculado por la Comisión Nacional de Energía cada seis meses, se ha permitido el desarrollo de los PMGD en Chile, con más de 500 proyectos desarrollados en los últimos seis años, que han demostrado que pueden vender energía a precios bajos, lo que ha llevado a los proyectos grandes a seguir su ejemplo.

Los PMGD tienen beneficios como la venta al detalle, la mejora de las redes de distribución y la equidad tributaria. Sin embargo, si el precio estabilizado desaparece o se reduce, éstos se verán afectados negativamente. Además, están basados en un decreto supremo y un reglamento, lo que también se aplica al desarrollo de baterías, que son fundamentales para la descarbonización en Chile.

Las baterías son la única forma de que el país pueda dejar de generar energía con carbón, y los PMGD están basados en el mismo esquema que las baterías. Por lo tanto, si se cambia la forma de remunerar a los PMGD también se cambiará la forma de remunerar a las baterías, lo que podría afectar negativamente su desarrollo.

Hizo presente que, en el actual gobierno, se acordó darle a los PMGD una tarifa estabilizada hasta el año 2034, lo que ha permitido el desarrollo de pequeños medios de generación en Chile. Sin embargo, -como ya señaló- si se aprueba la iniciativa en su forma actual, los PMGD se verán afectados negativamente y es probable que se ralentice el desarrollo de las baterías, porque los bancos no financian proyectos a costo marginal.

La iniciativa afectará aproximadamente 15.000 a 18.000 empleos directos y muchos más indirectos (alimentación, transporte, etc). Además, hay una política de revocar proyectos que están declarados en construcción y no han podido avanzar, lo que ha producido mucha incertidumbre y ha bloqueado el financiamiento.

Resaltó que los PMGD no reciben un subsidio, sino que es un precio bajo, que es el de mercado, y es sumamente discriminatorio “cargarles la mano” con esta ley, ya que el precio que pagan es la mitad del precio máximo que pagan las distribuidoras.

El señor Emilio Pellegrini respondió que en caso de que quiebren, los proyectos que están en construcción se verán afectados y alguien los comprará a un precio más bajo. Esto se debe a que el costo de desarrollar un proyecto PMGD de 9 megas es de aproximadamente 500 mil dólares, y si se corta el financiamiento, la central que está construida se venderá a precio de remate. Los bancos tienen que liquidar los bienes en un plazo de un año, lo que creará una crisis importante en el sector.

Acotó que cuentan con 60 personas trabajando en distintos proyectos y si se acaba el financiamiento, deberán ser despedidas.

Hizo presente que lo anterior, no solo los afectará a ellos, sino que a todas las empresas que están desarrollando proyectos PMGD en el país. Estimó que en el desarrollo de proyectos PMGD pueden estar involucradas fácilmente 20.000 personas.

Si se aprueba la iniciativa en su forma actual, se crearía una crisis importante en el sector y se perderían muchos empleos. Además, se desperdiciaría la experiencia y el conocimiento que se ha adquirido en el desarrollo de proyectos PMGD, lo que sería un gran golpe para el sector energético en Chile.

Respecto de Corfo, respondió que efectivamente tienen una deuda. Precisó que Corfo actúa como socio y espera a que se terminen los proyectos para empezar a cobrar. Sin embargo, con el cambio de ley, les será difícil pagar toda la deuda.

En cuanto a las ventas de distribuidores, expresó que depende de cómo se licite. Las empresas de energía renovable tienen energía algunas horas del día, por lo que no pueden vender 24 horas. Por ejemplo, las solares desde las 8 de la mañana a las 6 de la tarde, pero no pueden vender energía durante la noche.

La forma como licitan las distribuidoras podría ser cambiada para que empresas -como la suya- puedan acceder al precio de 68 dólares. Si se licita de esa manera, podrían vender la energía que generan y las distribuidoras podrían acceder al precio del PMGD. Las baterías son la solución para completar la noche y podrían llegar a precios intermedios más bajos.

Por ende, si las distribuidoras licitan de esa manera, es posible vender la energía que generan y las distribuidoras podrían acceder al precio del PMGD, lo que sería beneficioso para ambas partes.

El señor Emilio Pellegrini contestó que ya han pedido a una prestigiosa oficina de abogados en Santiago un informe en derecho respecto del proyecto de ley. El informe concluye que hay problemas de propiedad, constitucionalidad y otros que podrían generar juicios.

En relación con los fondos de inversiones extranjeros, que son los compradores de muchos de estos proyectos, precisó que se podrían dar juicios especialmente si se ven afectados por el cambio de ley. Esto se debe a que los contratos de crédito internacionales tienen una regla llamada "change of law" que establece que un cambio de ley que produzca un daño o efecto material importante en el proyecto puede inhabilitar al que pidió el crédito en el banco o al vendedor del proyecto para obligarlo a comprar.

Y claramente la baja del 40 o 50% del ingreso es un efecto material adverso que podría inhabilitar al que pidió el crédito en el banco o al vendedor del proyecto.

En consecuencia, si se aplica la ley de change of law, los compradores podrían no estar obligados a comprar los proyectos, lo que generaría un escenario de incertidumbre y riesgo para las empresas generadoras.

Siguiendo con las respuestas, sostuvo que le sorprendió mucho esta situación. Se parte de la base de que se confía en la regulación, Chile tiene una historia de cumplimiento de obligaciones. Hubo un cambio en la normativa en el año 2022 y ahora nuevamente se propone la implementación de un cargo a los PMGD, que los ha tomado por sorpresa.

Sobre el impacto en los proyectos que llevan adelante, expresó que han trabajado ocho años en ellos y la culminación es ahora. Están entregando e iniciando la construcción, que demora aproximadamente ocho meses. Sin embargo, desconoce cómo va a ser la situación con el nuevo cargo. Ello le causa mucha preocupación porque no sabe cómo va a poder cumplir con sus obligaciones.

Expresó que el desarrollo de los PMGD se termina porque alguno puede ganar algo de dinero y otros van a perder, dependiendo de cómo se financió y de dónde está, etc. Hay muchas variables que influyen en ello. De hecho, un estudio realizado en Estados Unidos, ha demostrado que estos proyectos chicos pueden variar desde 50 dólares hasta 110 o 120 dólares.

Hizo presente que, a su entender, “cargar la mano” a los PMGD se estableció en forma sorpresiva al final. Han pasado solo treinta días desde que se supo que el proyecto venía con un cargo a los PMGD. Instó a encontrar una solución que les permita seguir adelante con los proyectos.

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow aclaró que la propuesta del Ejecutivo no es retroactiva, solo entraría a regir a partir de su vigencia, aunque algunos pueden encontrar que sus efectos son apropiados o no.

En materia de compensaciones, señaló que, durante el último año y medio, conforme al dato administrativo, han existido compensaciones del orden de los 360 millones de dólares.

Sobre la tecnología de las centrales de pasada, señaló que técnicamente aportan al sistema porque sus costos marginales tienden a estar arriba del precio estabilizado. Por lo tanto, le pagan al sistema lo que el sistema les compensa a ellos. Lo mismo tiende a ocurrir con los PMGD eólicos y fotovoltaicos.

Los PMGD eólicos han aportado al sistema cerca de 20 millones. Los fotovoltaicos han recibido pagos en compensaciones de cerca de 430 millones en el último año y medio. Estos son datos objetivos y cualquiera puede revisarlos.

Recordó que el proyecto de ley establece un cargo a todos los retiros -que posteriormente pueden descontarlo de la compensación- que, a su vez, ellos tienen que pagar como parte de los costos sistémicos. Si una tecnología no está sujeta a compensación, como típicamente ha ocurrido con las fotovoltaicas y las hidroeléctricas, no se vería afectado por este mecanismo. El establecer que el cargo de estabilización o el cargo FET actúa como descuento en las compensaciones a pagar por precio estabilizado significa que materialmente va a estar sin afectación en estas otras dos tecnologías.

Resaltó que el decreto supremo N° 244 fue derogado el 8 de octubre de 2020.

El Ministro de Energía reiteró que el decreto supremo N° 244 está derogado, por lo tanto, no hay nuevas inversiones que puedan estar sujetas a éste. El decreto supremo N° 88 es el que se encuentra actualmente vigente y tiene otras reglas de funcionamiento.

En relación a los proyectos en construcción, precisó que si un proyecto se declaró en construcción en 2022, pero aún no ha comenzado, se debe revisar si está cumpliendo con el cronograma obligatorio. Si no se cumple con el cronograma, se debe proceder a la revocación de la declaración en construcción.

Hizo presente que los ingresos individuales de cada empresa dependen del operador particular. Lo que se tiene a la vista es el volumen de compensaciones que han sido efectivamente pagadas en el último año y medio.

Manifestó encontrarse siempre dispuesto a mejorar aquellos aspectos del mecanismo recaudatorio que puedan ser más responsivos a la industria, considerando la heterogeneidad productiva y los costos geográficos diferenciados, especialmente para los proyectos solares que dependen de la radiación solar en cada zona. No obstante, hay ciertos términos y compensaciones que no se pueden eludir, es decir, hay límites y restricciones que deben ser considerados en cualquier ajuste o mejora del mecanismo recaudatorio.

El señor Emilio Pellegrini expresó que el Ministro de Energía habla de compensaciones y no de precios. La diferencia es importante, porque su empresa, como otras, entregan energía y el comprador les paga por ella. El Ministro lo llama compensación, pero eso implica que todo el mundo puede generar y vender a costo cero, lo que no es así. Si las empresas no tienen ingresos, no pueden hacer proyectos. Entonces, comparar costo cero con el precio de compra no es justo. Lo que se está haciendo es pagar el precio de lo que compraron, no una compensación, acentuó.

Recordó al Ministro que se pagan 500 millones de dólares en compensaciones por carbón al año, es decir, en lo que lleva en el cargo en la Cartera ya ha pagado mil millones de dólares en compensaciones por carbón. Es un tema demasiado largo y complejo para discutir aquí, precisó.

Complementó el Gerente General de D'E Capital, señor Emilio Pellegrini quien realizó algunas precisiones sobre los siguientes puntos:

- El principal costo de desarrollo de un PMGD es el tiempo. Los proyectos en Chile se demoran bastante, ya que obtener una concesión de uso oneroso puede tomar entre dos años y medio y tres años, y las servidumbres otros dos años. Además, se necesitan permisos municipales y una declaración de impacto ambiental, lo que añade más tiempo al proceso, sin contar que el año pasado se adicionaron instructivos, lo que afecta el desarrollo de los proyectos.

- El sector PMGD se basa en la iniciativa de personas individuales que confían en una regulación que se inició en 2004 para dar la posibilidad de que pequeños actores entren en un sector dominado por grandes jugadores multinacionales. Hay más de 100 desarrolladores de proyectos en Chile que son personas individuales que tomaron la iniciativa de crear proyectos de energía renovable.

- El Ministro de Energía hace referencia a compensaciones, pero esas compensaciones pueden ser únicas y no se van a repetir. El año pasado, se produjo un error en el cálculo de la Comisión Nacional de Energía que ocasionó una compensación extraordinaria. Estimó vital entender que las compensaciones pueden variar de un año a otro.

- Si se quieren realizar modificaciones regulatorias en Chile, deben hacerse con el debido proceso para cuidar la sustentabilidad. No se pueden cambiar las reglas sin considerar el impacto en los proyectos que ya están en marcha. Esta medida los ha sorprendido.

- Los emprendedores ponen el costo de su familia, amigos y la hipoteca de sus bienes, etc., para partir con un negocio.

- Se sienten representados por las asociaciones.

- El precio estabilizado es importante porque no pueden competir con los grandes inversionistas multinacionales.

En resumen, expresó que no puede transmitir el impacto que tendría este cambio legal en sus vidas y la de sus familias. No puede oponerse a que se dé un subsidio a las personas que le van a subir las cuentas, pero el Estado de Chile decidió hacer una política pública para mantener las cuentas de luz a raya. La regularización de todas estas cosas no puede ser a costa de los más pequeños, acentuó.

Precisó que su empresa tiene presencia en varios lugares de Chile, tales como Arica, Tarapacá, Antofagasta, Copiapó, Quillota, Los Andes, Peñaflor.

4) La Directora Legal de Aediles Talinay Chile SpA, señora Carmenmaría Poblete y la Directora de Finanzas (CFO), señora Vanessa Thiers [12].

La señora Carmenmaría Poblete expresó que Aediles Talinay es un asset manager de plataformas e inversión directa en infraestructura de última generación y transición energética. Su participación en el mercado chileno incluye:

- Administración de 39 plantas (221 MWp) en operación, representando un 7% del mercado PMGD.

- 11 proyectos (91.3 MWp) en distintas etapas de desarrollo y construcción para totalizar 312.3 MWp en operaciones al 2026.

- Generación de 617.7 GWh por año de energía 100% renovable, contribuyendo a la transición energética de Chile.

- Una inversión de 307 millones de dólares a la fecha, con US$4.3 millones más por desembolsar hasta 2025.

- Creación de 50 empleos directos e indirectos por proyecto en construcción.

- Participación activa con las comunidades en donde tiene presencia.

Hizo presente que el mercado PMGD es bastante atomizado, lo que significa que no hay ninguna empresa que tenga una participación desproporcionada. Su empresa, por ejemplo, tiene proyectos que abarcan desde Tarapacá hasta Ñuble.

Expresó que una de las características distintivas de los PMGD es que realizan refuerzos en la línea de distribución para conectarse, especialmente en áreas rurales. Esto es importante porque los cortes de luz son una realidad persistente en muchas regiones, especialmente hacia el sur. Además, los proyectos que Aediles desarrolla, genera alrededor de 50 empleos directos e indirectos, lo que es un impacto positivo en las comunidades donde opera, bajo una política de dejarles trabajos en la medida que se pueda, ya sean los almuerzos, transportes internos, desmalezamiento, etc.

Sobre la iniciativa señaló que si bien es entendible la urgencia y el alivio que necesitan las familias de Chile en este momento, considerando la situación económica; se oponen al artículo tercero transitorio, también conocido como el cargo FET, por dos razones.

- El cargo FET afecta el marco regulatorio en el que diversos inversionistas han realizado inversiones de deuda y capital. Además de la buena reputación, prestigio y estabilidad regulatoria que ofrece Chile, lo que inevitablemente va a frenar la inversión futura necesaria para el país.

- El cargo FET se aplica en forma desproporcionada a los PMGD, energía renovable y de bajo impacto territorial y comunitario, lo que atenta contra los fines de descarbonización de la matriz y el incentivo a la inversión en infraestructura resiliente al cambio climático que contribuya a disminuir las emisiones y a hacer frente a los desafíos que éste impone.

Comentó que los análisis que van a proponer Acera y Acesol en esta instancia, se ajustan a su posición.

Estimó que hay otras formas de incorporar a los PMGD en la matriz energética y bajar los costos de energía. Esta propuesta es más bien una solución a un problema que se soluciona con otro. En ese orden de ideas, destacó los enfoques alternativos que se detallan en los informes de Valgesta y Corfo. El señor Carlos Finat en colaboración con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) ha preparado informes para Corfo que exploran cómo incorporar los PMGD y reducir los precios de la energía.

Finalmente, hizo un contrapunto sobre los números mencionados por el Ministro de Energía, ya que, si bien es cierto que se han entregado compensaciones por cerca de 400 millones de dólares a los PMGD, ese monto no se concentra en una o dos empresas, sino que se distribuye entre los 887 PMGD solares existentes, lo que da un promedio de compensación que varía según el tamaño del proyecto.

Complementó la Directora de Finanzas (CFO), señora Vanessa Thiers quien manifestó que el cargo FET, definido actualmente como 1,8 pesos por megawatt hora, representa una reducción directa de más del 30% en los ingresos por energía para una compañía como Aediles Talinay. Esto varía según la ubicación de la central, pero en términos brutos se traduce en una reducción de ingresos de alrededor de 36 millones de dólares en los próximos tres años.

A su vez, sostuvo que esa reducción de ingresos de la compañía impacta en la recaudación fiscal, ya que la compañía pagará menos impuestos. En su caso se estima que pagarán alrededor de 22 millones de dólares menos en impuestos en los próximos tres años, además de un efecto en el pago de IVA.

Hoy tienen 11 proyectos en construcción, de ellos 5 aún no han iniciado, a la espera de financiamiento. La compañía tiene una línea de crédito importante de 250 millones de dólares aprobados con bancos franceses; sin embargo, el tercer desembolso programado para el 15 de agosto se ha retrasado debido a la incertidumbre generada por la presentación de la mesa técnica. Se está a la espera de informes legales antes de proceder con el desembolso. Mientras no haya claridad, no podrán iniciar la construcción de los proyectos, lo que representa un total de 96 millones de dólares que no podrán ser invertidos, acentuó.

Comentó que los 5 proyectos están ubicados en Sierra Gorda, Chañaral, Freirina, Quillota y Tiltil, los que podrían generar alrededor de 250 a 400 empleos que se perderían si no se soluciona la situación. Son zonas rurales que requieren trabajos y podrían verse afectados si no se logra la aprobación necesaria.

Además, mencionó que tienen un bono internacional de 155 millones de dólares, cuyo deudor es Tralka SpA, emitido en mayo, con 20 inversionistas involucrados, incluyendo fondos de inversión, compañías de seguro y fondos de pensiones internacionales. Estos bonos tienen un plazo de 25 años y pagos semestrales de capital e interés. Sin embargo, Standard & Poor's ha emitido recientemente un comunicado advirtiendo sobre el riesgo de daño a este tipo de negocio debido a la falta de cumplimiento de ratios de cobertura y otros requisitos que exige este tipo de financiamiento.

Señaló que deben comunicar a los inversionistas de la propuesta dentro de diez días hábiles. Si el proyecto de ley se aprueba, los efectos serán simples:

1) No tendrán recursos suficientes para hacer los pagos de capital e intereses en las próximas 6 cuotas (2025, 2026 y 2027).

2) Se enfrentan al incumplimiento en la cobertura de ratio de servicio de deuda, que en su negocio es de 1.2, exigido por los contratos de crédito. Si no logran cumplir con esta ratio en un año, deberán realizar un resizing del bono, es decir, reducir la cantidad de deuda para cumplir con la ratio. Esto significaría, al menos, desembolsar 50 millones de dólares.

Además, hay un efecto colateral adicional para los contratos de cobertura de líneas de crédito, que deben ser cubiertos con fondos.

Todo lo anterior, genera un estrés adicional que requiere negociaciones con los inversionistas y desvía el foco de la compañía de su objetivo principal de construir e invertir en otros proyectos. Este "ruido financiero" saca a la compañía de su enfoque fundamental, aseveró.

Continuó con la presentación la Directora Legal de Aediles Talinay Chile SpA, señora Carmenmaría Poblete quien señaló que la iniciativa legal ya ha generado "ruido" a nivel internacional, con titulares en Bloomberg y un artículo de Standard & Poor's que clasifica el riesgo país. Por lo tanto, el tema no se limita solo a los PMGD, sino que puede impactar otros sectores de la economía.

Resaltó que no obstante, la iniciativa y autonomía del Presidente de la República en material legal y reglamentaria, se debe también tener presente el principio de confianza legítima de los regulados, tanto nacionales como inversionistas extranjeros.

Además, si se traslada el peso de la industria PMGD a otros sectores como hospitales y colegios, se debe considerar que si las agencias de riesgo aumentan el riesgo de los créditos en Chile, esto afectará todos los créditos, incluyendo los destinados a la construcción de infraestructura necesaria para el país. Por lo tanto, no es un tema binario, sino que se debe analizar el ecosistema completo de inversiones.

Comentó que las empresas contratan con la banca internacional porque las tasas de interés y condiciones son más favorables que en la banca local; aunque recientemente se ha producido un recorte en la tasa de política monetaria central, aún falta mucho para que la banca y el financiamiento local sean competitivos con el extranjero.

Sobre las baterías, precisó que la remuneración de los PMGD y las remuneraciones por potencias de las baterías están establecidas en normativas transitorias, lo que genera incertidumbre para los inversionistas internacionales.

Enfatizó la importancia del principio de confianza legítima, que se basa en la continuidad en la actuación del Estado y la representación de los ciudadanos. Si se aprueba legislación que altere las condiciones negociadas, se puede castigar a Chile con menos inversión y crédito más caro, como ya señaló.

Exhibió un gráfico que ilustra las diversas licitaciones de clientes regulados, el precio promedio y los competidores, del siguiente tenor:

Instó a poner el foco en las licitaciones de octubre del 2022 y mayo del 2024, donde hubo 15 y 5 participantes respectivamente; versus, por ejemplo, las licitaciones del 2015 que pese a que era un volumen muy pequeño convocó 38 participantes, y las licitaciones de 2016 con 84 participantes.

En consecuencia, no cabe duda que se requiere un mercado energético diverso y competitivo, siendo crucial mantener las reglas y principios establecidos para atraer a nuevos actores y evitar la incertidumbre económica. No se busca que las empresas dicten las políticas, sino que se busquen políticas públicas que promuevan la competitividad y bajen los precios en el corto y largo plazo.

La señora Carmenmaría Poblete respondió al diputado Andrés Celis que se refería precisamente a esa doctrina, que fue refrendada por el actual Ministro de Justicia, señor Luis Cordero Vega en uno de sus tratados de derecho administrativo, al señalar que el principio de confianza legítima es un reflejo del principio de servicialidad del Estado.

5) El Presidente de la Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios de Chile A.C. (Conadecus), señor Hernán Calderón junto al Asesor e Ingeniero Eléctrico, señor Óscar Cabello.

El señor Hernán Calderón sostuvo que la industria eléctrica en Chile enfrenta desafíos significativos, especialmente en cuanto a la tramitación de proyectos y subsidios para consumidores vulnerables. El subsidio eléctrico, que se extenderá hasta 2027 si bien es un paliativo importante, no aborda los problemas estructurales de la industria.

Las distorsiones en la industria eléctrica son un tema crucial. La presencia de subsidios para ciertas empresas y sectores es un ejemplo de estas distorsiones. Para avanzar, es esencial analizar y abordar estas cuestiones subyacentes, afirmó.

Es inconcebible que la industria eléctrica en Chile tenga subsidios para ciertas empresas, pero no para los usuarios. Esto es especialmente injusto considerando que los consumidores libres ya están pagando por estos subsidios y los usuarios residenciales tendrán que hacerlo en 2027.

Expresó que la falta de competencia en la industria es el principal problema. Para reducir las tarifas, es esencial que toda la industria compita en igualdad de condiciones. Actualmente, solo los concesionarios y distribuidoras pueden solicitar la revisión de tarifas, pero han fallado en defender los intereses de los usuarios.

En consecuencia, es crucial que las asociaciones de consumidores tengan la facultad de solicitar la revisión de tarifas cuando haya un desequilibrio. Esto es una medida clave en el proyecto para proteger los derechos de los consumidores.

Sostuvo que las asociaciones de consumidores juegan un papel crucial en la fijación tarifaria, ya que pueden participar activamente en los procesos de definición de precios y velar por los intereses de los consumidores. Esto es especialmente importante en la industria eléctrica, donde las tarifas pueden tener un impacto significativo en la economía de los hogares y empresas.

Complementó el Asesor de Conadecus e Ingeniero Eléctrico, señor Óscar Cabello con base a una presentación.[13]

Señaló que el proyecto de ley, entre las materias que aborda, busca ampliar los subsidios a 4.7 millones de hogares en Chile, financiados por tres fuentes: mayor recaudación de IVA, aumento del impuesto verde y el Fondo de Estabilización de Tarifas. Esto representaría un aumento de 302 millones de dólares, según sus cálculos.

Sin embargo, acentuó que los subsidios no son una solución a largo plazo, ya que no abordan el problema subyacente del creciente costo de la energía en Chile (es más bien un paliativo). Además, el aumento del impuesto verde podría encarecer la generación térmica y dificultar su uso para aumentar la competencia y reducir los costos de la energía.

De igual modo, sostuvo que el Fondo de Estabilización de Tarifas, financiado con un cargo de 1.8 pesos/kWh, no es una buena solución porque crea distorsiones en el sector, beneficia injustamente a titulares de tarifas estabilizadas y no aborda el alto costo de la energía.

A su entender, la solución debería ser hacer que los PMGD compitan con otros generadores para reducir los costos de energía. En este sentido planteó las siguientes interrogantes: ¿qué pasaría si los PMGD entraran a competir con otros generadores y cómo afectaría esto a los consumidores y al mercado energético en general?

Considera positiva la idea de otorgar a las asociaciones de consumidores la facultad de activar el mecanismo de revisión de precios de los contratos de suministro. No obstante, enfatizó que, aunque la ley vigente no otorgue explícitamente a los consumidores esa facultad, ésta existe implícitamente en el derecho de contrato chileno gracias a dos principios fundamentales: el pacta sunt servanda (lo pactado obliga o los contratos deben cumplirse) y el rebus sic stantibus (mientras continúen así las cosas) que permite modificar un contrato debido a circunstancias sobrevinientes que no se pudieron prever en el momento de la firma.

En caso de incorporar expresamente esta facultad al artículo 134° de la LGSE, deberían establecerse requisitos previos para evitar su mal uso, tales como: presentación de antecedentes, experiencia, asistencia y estudios técnicos fundados.

Esto permitirá considerar todos los aspectos involucrados y tomar decisiones informadas. Además, estimó fundamental incluir en esta facultad a los contratos de transmisión y distribución, que también pueden verse afectados por circunstancias posteriores.

Hacen presente que el principal trabajo que deberían realizar las autoridades es corregir los problemas del sector eléctrico, de modo de tornarlo competitivo y reducir así los altos costos que ha alcanzado la energía en el país.

A continuación, aludió a algunas propuestas claves para abordar este tema, ya presentadas en la mesa técnica que se conformó al efecto:

1) Eliminar las actuales barreras para ser consumidor libre, es decir, permitir que cualquier consumidor tenga la libertad de elegir su proveedor de energía, y en el caso de que no se pueda bajar el límite -ya sea por decisión del gobierno o del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia-, es fundamental que se reconozca el derecho de los consumidores a agrupar sus demandas de energía y alcanzar entonces los umbrales que establezca la ley, de modo de lograr mejores tarifas con los generadores o comercializadores.

2) Revisión de antiguos contratos de generación (transmisión y distribución) porque son caros y no reflejan los precios actuales de la generación renovable barata.

Manifestó que muchos de estos contratos antiguos están siendo servidos con generación renovable barata, pero se venden a precios de carbón o petróleo. Esto sugiere que hay un margen para reducir costos y mejorar la eficiencia en el sector. En ese caso, vislumbró la negociación directa con las grandes generadoras y si ello no prospera utilizar la LGSE (artículo 134°) para renegociar o rescindir contratos si es necesario, con el fin de adaptarlos a las condiciones actuales y aprovechar la energía renovable barata.

3) Como medida complementaria, la Comisión Nacional de Energía debería licitar nuevos bloques de suministro mediante un proceso competitivo y no discriminatorio, permitiendo la participación de cualquier tecnología, no solo la de los PMGD. Esto debería implementarse lo antes posible, en lugar de dentro de cinco años.

4) Además, es crucial revisar el proceso de modelación y regulación de las tarifas de las empresas de transmisión y distribución, con base en la simplificación y transparencia, pues llama la atención que se estén regulando los precios con una rentabilidad esperada del 6%, pero en la práctica, las empresas están obteniendo una rentabilidad mucho mayor, del 8% o 9%, por ejemplo.

5) Con relación a la descarbonización, sostuvo que los costos de transmisión deben volver a ser de cargo de las generadoras; además, estiman que no debe continuarse con el proceso de cierre de las plantas térmicas ya que éstas contribuyen a reducir los costos de la energía eléctrica y mantener la estabilidad del sistema.

6) Los costos sistémicos deben ser asumidos por las generadoras, no por los usuarios finales. Los PMGD deben competir en el mercado para fomentar la eficiencia y reducir costos (debe eliminarse su precio estabilizado).

7) Es crucial revisar el mecanismo de precios mayoristas en la industria eléctrica para asegurar que las generadoras que compran energía paguen, al menos, el costo alternativo de generarla con sus propios medios. Actualmente, muchos generadores entregan gran cantidad de energía sin recibir compensación alguna.

8) Se debe dar cumplimiento del artículo 7° de la LGSE a fin de asegurar que la empresa State Grid Corporation of China (SGCC) desinvierta en transmisión o generación, pero que no participe de los dos sectores porque la ley lo prohíbe expresamente. En ese orden de ideas, el gobierno debe poner fin a cualquier intento destinado a flexibilizar la redacción actual de esa disposición.

9) Es esencial modificar la LGSE para reconocer el derecho de las asociaciones de consumidores y de pymes a solicitar -ante la CNE- la revisión de los contratos de suministro ante desequilibrios, como establece el artículo 134°.

10) Es necesario que el gobierno revise y reduzca los actuales roles de los diversos organismos que intervienen en el sector. Se debe simplificar la ley a fin de reducir burocracia y complejidad. Además, de establecer sanciones drásticas y efectivas ante los incumplimientos de las concesionarias.

El Presidente de Conadecus, señor Hernán Calderón ahondó en la discusión pública sobre los PMGD, que ha puesto de relieve varias preocupaciones.

Acentuó que más del 50% de las empresas PMGD están en pocas manos, pasaron de ser una oportunidad para las pymes para serlo de inversionistas extranjeros. Es decir, el uso de la franquicia para precios estabilizados inicialmente destinada a pymes, ahora es utilizada por inversionistas extranjeros, lo que asimiló a las empresas multirut.

Lo anterior, produjo una distorsión del mercado porque los precios estabilizados no reflejan la competencia. Existe un costo sistémico creciente (aumento de 0,5 a 20 dólares en tres años). Hay un subsidio creciente de casi 400 millones de dólares este año y estimados de 500 millones para el próximo.

Para abordar estas preocupaciones, propuso regular y normalizar el mercado, fomentar la competencia, permitir a los consumidores asociarse y buscar proveedores con precios competitivos y democratizar el ámbito energético.

Afirmó que es crucial encontrar un equilibrio entre fomentar la generación distribuida y asegurar que el mercado sea competitivo y justo para todos los actores involucrados.

El Presidente de Conadecus, señor Hernán Calderón, al diputado Jaime Mulet respondió que el cambio regulatorio no afectará la estabilidad del sistema energético ni la economía de las empresas de energía renovable, especialmente las de gran escala. Estas empresas tienen rentabilidades superiores a las de otras que ya producen y entregan. Las empresas de energía renovable, que no son PMGD, venden energía a precios menores que el precio estabilizado y aun así logran subsistir y entregar energía.

Destacó que en los PMGD participan los mayores inversionistas mundiales como BlackRock en proyectos de energía renovable de gran escala, lo que garantiza solidez financiera. Estos fondos provienen de inversiones globales, incluyendo fondos de pensiones de trabajadores de países como Inglaterra, Estados Unidos y Canadá.

En este sentido, consideró que la campaña en contra del cambio regulatorio parece exagerada y no se justifica por motivos económicos o de estabilidad del sistema.

Sostuvo que el diputado Cristián Tapia aludió a un aspecto crucial, a las distorsiones en el mercado energético chileno. Siguiendo con ello, en relación al gas inflexible y los precios estabilizados, gas inflexible se refiere a la situación en que llegan grandes cantidades de gas natural licuado a los puertos chilenos, pero no hay capacidad de almacenaje, por lo que se envía a las generadoras térmicas a costo cero.

Esto genera una pregunta lógica: ¿por qué algunas empresas generadoras térmicas reciben el gas a costo cero y no se transfiere este beneficio al consumidor final? La respuesta se encuentra en la ley, que establece que el costo de generación es cero cuando hay gas inflexible.

Sin embargo, se crea una distorsión en el mercado, ya que los consumidores pagan precios contractuales que no reflejan el costo real de la energía. Esto también sucede con las distribuidoras, que tienen contratos basados en fuentes de energía más costosas, como carbón o petróleo, pero reciben energía renovable a costo cero.

Estimó esencial abordar estas distorsiones para garantizar una competencia justa y transparente en el mercado energético chileno. El Coordinador Eléctrico Nacional ya ha recomendado ajustes regulatorios para evitar conductas anticompetitivas y promover la eficiencia en el sistema eléctrico.

6) El Coordinador para el Congreso Nacional del Centro de Estudios Libertad y Desarrollo, señor Juan Ignacio Gómez [14].

Inició su intervención haciendo presente que el proyecto, al que catalogó como misceláneo, presenta varios desafíos prácticos ya que, al abordar múltiples temas, como reformas a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, subsidios y financiamiento, se corre el riesgo de no poder discutir cada punto de manera adecuada. Esa falta de unidad en la discusión puede generar problemas en la implementación efectiva de las medidas propuestas.

Además, la historia constitucional de Chile ha demostrado que los proyectos misceláneos pueden ser problemáticos y generar grandes créditos no deseados. Esto ha sido un tema de debate entre diversos autores desde 1970 hasta la actualidad.

En específico, el proyecto en cuestión parece tener un enfoque limitado en las modificaciones a la Superintendencia, lo que no permite una discusión más profunda sobre este tema crucial. Además, el subsidio propuesto puede estar sobredimensionado debido a problemas prácticos.

Expresó que originalmente, cuando se comenzó a discutir esto en la Comisión de Minería y Energía del Senado, con ocasión de los proyectos que iban a descongelar las tarifas, se tomó como referencia el modelo del subsidio del agua potable, que ha demostrado ser efectivo y bien evaluado. Los estudios de la Dirección de Presupuestos destacan que el subsidio del agua potable tiene un buen diseño, con una problemática y un nivel de beneficiarios claros, un tope y fomenta la eficiencia hídrica y un buen comportamiento de pago para mantener el beneficio.

Ahora cabe preguntarse qué hizo que se pasara a un incremento de 200% en la cobertura del subsidio eléctrico, y la respuesta es que se debe a la necesidad de apoyar a un mayor número de familias vulnerables. El gobierno inicialmente había destinado 20 millones de dólares y el sector privado 100 millones de dólares, pero esto resultó insuficiente para cubrir las necesidades de todas las familias que lo requerían.

Sostuvo que su opinión es favorable a implementar un subsidio eléctrico permanente, tal como ocurre con el agua potable, para proteger a las familias de fluctuaciones relevantes en los precios de la electricidad, por ejemplo, aquellas causadas por variaciones en los precios de los combustibles u otros indexadores. Esto permitiría contener los aumentos en las cuentas de la luz y brindar un apoyo permanente a las familias. No obstante, a su juicio, existe un problema en cómo se está financiando el subsidio.

Enfatizó que el incremento del subsidio de 1.6 millones de hogares a 4.7 millones, se debe a una decisión política razonable, pero requiere considerar elementos adicionales en la ecuación, especialmente cuando se involucran recursos. No hay problemas de falta de cupos, y con los recursos disponibles, se podría financiar a más familias sin necesidad de implementar otras medidas que han generado controversia.

El subsidio eléctrico busca apoyar al 40% de la población más vulnerable, lo que equivale a aproximadamente 6 millones de personas. Este aumento de cobertura se inspira en el modelo del subsidio del agua potable, que ha demostrado ser efectivo y bien evaluado.

Según los datos del Ministerio de Desarrollo Social, respecto de la evaluación del monitoreo del programa [15], en 2021, el subsidio benefició a 717.000 familias, mientras que en 2022 y 2023, esta cifra se duplicó, llegando a 1.400.000 familias, lo que demuestra que los subsidios de servicios públicos están orientados más o menos a la cantidad de personas que postulan.

Para lograr esto, el gobierno ha propuesto triplicar la cobertura del subsidio, No obstante, se debe tener presente que el tramo del 40% del Registro Social de Hogares (RSH) no representa al 40% de los hogares registrados, sino que agrupa a aquellos que se encuentran en la categoría socioeconómica más baja, lo que corresponde aproximadamente al 56% del total de hogares registrados.

En consecuencia, esta herramienta no es óptima para focalizar los subsidios, ya que puede incluir errores de inclusión (beneficiarios que no necesitan el subsidio) o exclusión (hogares que necesitan el subsidio, pero no están incluidos). El RSH aumentó significativamente durante la pandemia. Sin embargo, su composición presenta problemas, especialmente en el tramo del 40% que corresponde a los hogares más vulnerables.

El informe final [16] del Panel de Expertos del Ministerio de Desarrollo Social (2022), señaló que el registro tiene incentivos para fraccionar hogares y generar conductas oportunistas, lo que puede sobreestimar la cantidad de hogares vulnerables.

Esto cuestiona la confiabilidad del dato y la efectividad del subsidio, por lo que es crucial mejorar la precisión del RSH para asignar recursos de manera eficiente y evitar esfuerzos innecesarios. Es importante tener certeza de que el financiamiento busca cubrir la cantidad correcta de público objetivo y no generar un esfuerzo mayor sin necesidad, realzó.

A continuación, sistematizó el contenido del proyecto del siguiente modo:

1) Sobretasa transitoria al impuesto verde.

Aseveró que la sobretasa transitoria del impuesto verde presenta problemas de constitucionalidad y equidad, en atención a que transgrede el principio de no afectación del artículo 19, número 20 de la Constitución Política de la República, porque el impuesto se destina a financiar un subsidio específico.

Además, genera doble tributación por la emisión de carbono y excluye fuentes emisoras medianas, lo que es injusto. La sobretasa tiene reglas distintas al impuesto verde vigente, como la prohibición de compensaciones, lo que aumenta la recaudación y termina gravando dos veces el hecho de emitir CO2, con reglas distintas. A su entender, sería más adecuado incrementar la tasa del impuesto verde existente en lugar de crear una sobretasa con reglas diferentes.

Lo anterior, afecta la garantía constitucional de igual repartición de los tributos, en tanto las fuentes emisoras ubicadas en sistemas medianos y aislados quedan exentas del tributo en circunstancias que realizan los mismos hechos gravados que aquellas fuentes emisoras ubicadas en el Sistema Eléctrico Nacional.

2) Modificaciones al mecanismo de revisión de contratos de suministro a clientes regulados.

En relación al mecanismo de revisión de contratos a clientes regulados, sostuvo que puede generar incertidumbre debido a varios motivos. Es así que, la adversarialización de los contratos puede crear conflictos entre las partes involucradas. Además, aunque la Comisión Nacional de Energía diseña licitaciones competitivas, el proceso puede ser influenciado por asociaciones de consumidores como Conadecus que puede acarrear revisiones contractuales no deseadas.

La CNE es un organismo técnico encargado de analizar precios, tarifas y normas técnicas en el sector energético, con el objetivo de garantizar un servicio seguro y de calidad. En este caso, la modificación propuesta no altera el régimen actual de cómo están construidos los contratos. No obstante, implica mayor incertidumbre, pues se terminará politizando el mecanismo de revisión en la lógica consumidores contra empresas. Los consumidores no son parte de los contratos de suministro.

3) Modificaciones a la ley Nº 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Sobre la modificación a la Ley de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, señaló que es un paso adecuado hacia una regulación más eficiente y responsiva. El enfoque actual de comando y control, basado en sanciones y multas, no siempre es efectivo para lograr el cumplimiento normativo.

En cambio, la regulación responsiva busca entender la relación dinámica entre el regulador y el regulado, y responder a las conductas de este último para llevarlo al cumplimiento. Esto se alinea con la idea de fomentar el cumplimiento normativo antes que la sanción, lo que beneficia directamente a los clientes.

En esa línea, expresó que duplicar el monto máximo de las multas a US$17 millones no beneficiará a los clientes, solo tendrá un efecto disuasivo y aumentará los recursos fiscales. La regulación debe priorizar la calidad del servicio, no solo la recaudación.

La fijación de estándares, planes de acción y cumplimiento, y priorización de la fiscalización y publicidad son medidas más efectivas. A su juicio, lo más eficiente para lograr una mejor calidad de servicio es fijar estándares voluntarios acompañados de planes de acción y cumplimiento. También es importante la priorización de la fiscalización y su publicidad para proporcionar señales regulatorias claras.

Esto permitirá a los regulados entender las expectativas del regulador y generar inversiones y orientaciones normativas adecuadas; sin embargo, las medidas actuales son incompletas y no abordan totalmente la protección al consumidor.

El proyecto original de ley de reforma de la Superintendencia, del gobierno anterior, era más amplio, abordando facultades de protección al consumidor como la reparación o reemplazo de artefactos dañados. La discusión actual puede ser limitada por la naturaleza miscelánea del proyecto de ley en discusión.

Las multas de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles son altas, pero no parecen ser efectivas para prevenir incumplimientos. Doblar la multa máxima puede no generar mejoras significativas; como eventualmente tampoco lo sería establecer la pena el presidio perpetuo calificado, como alguna vez se discutió. La experiencia muestra que aumentar la severidad de las sanciones no cambia necesariamente la conducta.

La efectividad de las multas depende de factores como la probabilidad de detectar y sancionar el incumplimiento, la percepción de justicia y equidad en el sistema, y la capacidad de los regulados para adaptarse y mejorar.

En lugar de aumentar las multas, sería más efectivo mejorar la regulación y supervisión, fomentar la cultura de cumplimiento y establecer incentivos para el comportamiento responsable.

La pregunta clave es cómo lograr un cambio significativo en la conducta de los regulados.

4) Bolsa pyme: altera las reglas de los contratos regulados.

En relación a la bolsa de las pymes, señaló que, aunque parece una buena medida para focalizar ayudas, en realidad genera varios problemas.

Primero, el sistema obliga a una relación contractual entre una distribuidora y un PMGD para la venta de energía, lo que crea cuasi contratos sin licitación, planteando un problema práctico. No se sabe si el precio ha estabilizado en un nivel óptimo o si podría haber un precio más bajo si se hubiese licitado.

Por ejemplo, la última licitación de suministro arrojó precios más bajos que el precio actualizado, lo que sugiere que hay alternativas más efectivas. Es importante detenerse a analizar cómo funciona el sistema para encontrar soluciones más eficientes.

La medida de los cuasi contratos para las pymes es anticompetitiva, ya que otorga contratos garantizados a algunas empresas y no a otras.

Además, implica extraer 500 GWh de los contratos licitados por un acto de la ley, lo que puede ser considerado expropiatorio, sin compensar la pérdida de los contratos que pierden la energía.

Adicionalmente, la carga impuesta para determinar a quién se le va a quitar la energía es compleja, ordenando los contratos de más caros a menos caros. Ello genera desigualdad y puede afectar negativamente a las empresas que han invertido en la generación de energía.

Cabe preguntarse qué significa que un contrato sea caro. Un contrato caro se refiere a aquellos con precios altos en comparación con otros contratos similares. Sin embargo, estos precios reflejan configuraciones específicas de un momento determinado. Por ejemplo, Cerro Dominador tiene un contrato considerado "caro" (US$100) pero actualmente no está operando y tendría que soportar el peso de la merma de ese contrato.

La pregunta es si es justo que esto ocurra. Hay que preguntarse si ese es el efecto deseado de la regulación.

La asignación de contratos parece ser arbitraria, ya que un contrato "caro" no necesariamente implica utilidades sobrenormales. El impacto depende de condiciones de financiamiento, utilidades y contratos específicos del proyecto.

Además, sobre la focalización del beneficio pyme la iniciativa establece a las pymes en virtud de las que están afectadas al régimen pyme de la Ley de la Renta, más no de la Ley de Empresas de Menor Tamaño, que es lo que habitualmente se hace.

Entonces sería interesante saber cuál es el beneficio; y cuántos beneficiarios están en una y en otra categoría, o si son los mismos.

Lo anterior, llama la atención porque habitualmente se entiende por pymes las que tienen un cierto nivel de venta, no las que están afectas a un determinado régimen tributario. También que solamente se beneficia a los servicios sanitarios rurales. No se sabe si hay otros a nivel rural u otros sujetos, si es que este es el criterio, que también tengan que quedar incluidos.

En conclusión, se desconoce quiénes más deberían quedar incluidos y eventualmente se está excluyendo a alguien que debería estar.

Aquí, lo racional hubiese sido entregar Fogapes u otros ayudas de crédito que son mucho más asequibles y transparentes, y que no generan este tipo de distorsiones que hacen mal a la regulación.

5) Cargo FET: impuesto encubierto.

Hace presente que los “cargos” tienen típicamente sentido regulatorio: corrigen distorsiones entre actores del mercado o permiten el funcionamiento del mercado. Sin embargo, el cargo FET, es un cargo a los retiros de energía que está destinado específicamente a financiar una política social -el subsidio eléctrico- y así lo dice el mensaje.

El Tribunal Constitucional ha entendido que en nuestro ordenamiento jurídico: “Los tributos, impuestos o contribuciones son prestaciones pecuniarias exigidas coactivamente por la ley a quienes incurran en los hechos o situaciones que ésta grava, con miras a subvenir al funcionamiento del Estado en su conjunto, sin que vayan acompañadas de una contraprestación directa y específica en beneficio del contribuyente.”.

En este caso, si se retira energía se le hace un cargo. O sea, es un impuesto a los retiros de energía.

Lo anterior, sin ir acompañado de una contraprestación directa y específica en beneficio del contribuyente, porque si la tuvieran sería una tasa que es otra forma de tributo.

Entonces dado que es un tributo, se debería tratar como tal, y en ese caso, lo primero que se debe destacar es que es desigual porque afecta a una sola categoría de generadores que son a los que se les termina extrayendo la renta, los PMGD; aunque también podría haber sido otro agente económico, porque como no tiene un sentido regulatorio bastaba que hubiesen dicho que las empresas distribuidoras o transmisoras tenían grandes utilidades y podrían haber sido ellas. Por eso su análisis se enfoca en la forma, más allá de quién es el afectado por la medida.

Adicionalmente, al ser un tributo transgrede el principio de no afectación y al tener un destino específico no ingresa al patrimonio de la Nación.

A mayor abundamiento, expresó que todas las políticas públicas involucradas en la iniciativa legal parecen estar desconectadas de la realidad. La regulación propuesta puede tener efectos negativos en el mercado y en los PMGD que, de ser efectivos, podría llevarlos a quiebras y problemas financieros. Esto, a su vez, afectaría el equilibrio financiero del proyecto y reduciría la recaudación de impuestos como el IVA.

Por su parte, hizo presente que el proyecto también tiene aspectos positivos. Por ejemplo, hay normas que perfeccionan la forma en que se extinguen los saldos de los mecanismos de estabilización y normas de la Superintendencia que, aunque incompletas, representan un avance respecto de la situación actual.

Estimó crucial abordar los problemas aludidos y las precisiones precedentemente mencionados, para garantizar el éxito del proyecto y su impacto en la economía y la sociedad. La acción climática y el desarrollo sostenible son fundamentales en este sentido, y es esencial considerar los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) en la toma de decisiones

Siguiendo con los aspectos negativos, el proyecto presenta varios problemas que generan preocupación. En primer lugar, el subsidio parece estar sobredimensionado, lo que podría generar un daño económico significativo a los sectores productivos si no se gestionan adecuadamente las finanzas. Esto plantea dudas sobre la consistencia de prepagar deuda en caso de que no se alcancen los objetivos de financiamiento.

Además, los principios de autocontención y autofinanciamiento pueden ser vistos como una negación de la responsabilidad fiscal, ya que no se financian con impuestos o recursos del Fisco. Ello podría llevar a una falta de priorización en el gasto público y a una generación de precedentes peligrosos para el financiamiento de políticas públicas.

Desde una perspectiva constitucional, este enfoque podría transgredir el artículo 19 número 20 de la Constitución, ya que los recursos deberían ir al patrimonio general de la Nación y no tener un destino específico.

Adicionalmente, este tipo de políticas puede dañar la confianza de los inversionistas, reducir el atractivo del país para invertir y deteriorar la actividad económica. Esto es similar a la discusión sobre el royalty, donde se debate si la carga impositiva es demasiado alta y desincentiva la inversión en el país.

Finalmente, sobre el crecimiento tendencial estimado por el Comité de Expertos de cada año (variación real anual, porcentaje), exhibió el siguiente gráfico [17]:

Destacó que lo relevante es que el crecimiento económico de Chile ha estado en declive, omitiendo situaciones excepcionales como el terremoto y la pandemia. Según el Banco Central, en el Informe de Política Monetaria, el PIB tendencial va sistemáticamente a la baja, debido al deterioro de la calidad de las políticas públicas y del entorno de inversión.

A mayor abundamiento, la falta de certeza jurídica y predictibilidad en la regulación afecta negativamente el crecimiento.

El señor Juan Ignacio Gómez al diputado Benjamín Moreno manifestó no conocer cuál es el porcentaje, aunque el problema no es la cantidad de energía afectada, sino la justificación y el fundamento detrás de la medida.

Al diputado Jaime Sáez respondió que basado en la experiencia del estallido social de 2019 y la historia de los subsidios en servicios públicos, es necesario un subsidio eléctrico para proteger a los hogares vulnerables, siendo el modelo de subsidio de agua potable un buen ejemplo a seguir.

No obstante, se debe aprender de la experiencia pasada y evitar repetir errores como los acaecidos en el año 2005. El precio estabilizado para centrales pequeñas y renovables establecido en 2005 ya no se justifica debido a cambios en la regulación. El reglamento fue modificado y el nuevo esquema no ha atraído muchos proyectos. El problema se resolverá cuando termine el periodo de ultra actividad del reglamento.

En consecuencia, no se justifica tener un subsidio cruzado, afirmó.

El Asesor de Conadecus, señor Óscar Cabello sostuvo que el “subsidio” actual para las PMGD es injusto y no sostenible. En lugar de recibir una tarifa más alta por la energía renovable, cree que deberían competir directamente en el mercado para obtener ingresos legítimos. Esto eliminaría el subsidio implícito y el cargo sistémico que pagan otras empresas. También destacó que, en mercados competitivos, los precios son uniformes para todos los generadores, independientemente de la fuente de energía.

Propuso revisar y cambiar el sistema de subsidio actual, permitir que los PMGD compitan directamente en el mercado, eliminar el cargo sistémico y el subsidio implícito y fomentar un mercado más competitivo y justo para todos los generadores.

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow señaló que la Ley de Estabilización, aprobada a principios de este año y ya implementada, estableció en un artículo transitorio la conformación de una mesa de trabajo con dos objetivos legales: 1) Evaluar nuevas fuentes de financiamiento para aumentar la cobertura del subsidio y 2) Encontrar mecanismos para reducir los precios de la luz. Dicha mesa contó, entre otros, con la participación de Conadecus, LyD y miembros de esta Comisión.

En razón de lo anterior, el gobierno presentó un proyecto de ley para expandir la cobertura del subsidio de manera fiscalmente responsable, pese a que algunos participantes de la mesa han cuestionado su carácter misceláneo.

Sin embargo, el proyecto responde a los objetivos establecidos en la ley y es necesario encontrar un consenso para llegar a una solución prontamente.

Algunos puntos clave del proyecto incluyen:

- Financiamiento del IVA neto: surgido de la mesa de trabajo.

- Sobretasa del impuesto: discutida en la tramitación de la Ley de Estabilización.

- Cargo a los retiros para descontar compensaciones a medios de generación distribuida.

Expresó su mejor disposición a considerar cambios e introducir mejoras en torno al RSH, pero enfatizó la importancia de centrarse en financiar la expansión del subsidio para las familias más vulnerables.

Al diputado Benjamín Moreno, precisó que los datos sobre las ventas de energía a clientes regulados son de 30.141 gigawatts hora el año pasado, con una sobrecontratación del 80% de los contratos. Los números pueden variar año por año, pero los órdenes de magnitud son similares. También mencionó un 1,6% relacionado con la bolsa pyme.

El Presidente de Conadecus, señor Hernán Calderón comentó que presentaron ante la Contraloría General de la República una propuesta para que las generadoras asuman los costos sistémicos en las licitaciones de energía, en lugar de trasladarlos a los consumidores finales, la que fue rechazada, considerando que los consumidores finales ya pagan estos costos indirectamente. Decisión del órgano contralor que catalogó como inadecuada, ya que los consumidores no tienen capacidad de negociación individualmente y las generadoras podrían obtener mejores resultados económicos asumiendo estos costos. En esa línea planean apelar a la decisión.

El Coordinador para el Congreso Nacional del Centro de Estudios Libertad y Desarrollo, señor Juan Ignacio Gómez señaló que los puntos discutidos hoy, ya estaban en el informe presentado en la mesa técnica. De igual modo, expresó que han sido objetores en varias instancias y que la mesa de pobreza energética no llegó a un acuerdo unánime.

Acentuó que el subsidio del agua potable tiene una forma de focalización distinta. Además, coincidió con Conadecus en que es una mala noticia que se traspasen los costos sistémicos a los clientes regulados.

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow aludió a la voluntad de avanzar -en cierto sentido- en la mesa y la disposición para corregir o complementar mecanismos de formalización. La implementación rápida de la ley se logró gracias a las indicaciones de los parlamentarios de oposición.

En cuanto a la licitación y los costos sistémicos, señaló que se realizará una revisión y evaluación de las incorporaciones hechas, como el traspaso de costos al cliente regulado y la división en zonas geográficas, con la disposición para hacer ajustes y mejoras en futuras licitaciones.

7) El Presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), señor Sergio del Campo [18].

Abordó los impactos del proyecto de ley en el mercado eléctrico, que sistematizó del siguiente modo:

1. Recaudación del Impuesto al Valor Agregado (IVA).

Sostuvo que el estudio de la consultora Vinken, integrada por profesionales de la Universidad Católica, revela que la estimación del Ejecutivo sobre la recaudación del IVA está subestimada, lo que sugiere que se podrían obtener más recursos a través del IVA adicional, que podrían ser utilizados para financiar el subsidio.

Dicho estudio muestra que la estimación del gobierno sobre la recaudación del IVA es insuficiente, llegando a 80 millones de dólares anuales, y que la metodología aplicada por el Ejecutivo -en opinión de la consultoría-, no considera el aumento en la disponibilidad del presupuesto de los hogares cuando el subsidio es igual o mayor al alza tarifaria.

En razón de lo anterior, ese estudio estima 133 millones de dólares (no los 80 millones de dólares estimados), generando 53 millones de dólares adicionales anuales para el subsidio. Luego si el subsidio disminuye 50%, la recaudación de IVA neto sería de 118 millones de dólares.

2. Afectación a contratos entre generadores y distribuidoras por clientes regulados.

Expresó que la medida impactaría el funcionamiento de licitaciones reguladas, donde sus perjuicios sobrepasan varias veces los beneficios.

El proyecto de ley establece un precio preferente para las pymes en la compra de energía eléctrica, generando una distorsión en las licitaciones de los clientes regulados, debido a que se alteran los niveles de contratación, lo que no respeta el principio legal de suministro no discriminatorio entre contratos adjudicados.

Las generadoras que ganaron licitaciones competitivas se verían afectadas, ya que parte de esos contratos serían entregados a los PMDG para otorgárselos a las pymes. Esto tendría un impacto significativo en las decisiones de inversión a futuro y aumentaría el costo de financiamiento de proyectos. Estimó que los perjuicios serían 6,6 veces mayores que los beneficios, y ascenderían a 660 millones de dólares en diez años, es decir, 66 millones anuales; y el beneficio para las pymes es de 100 millones de dólares.

En consecuencia, hay una afectación relevante, significativa y una alteración que le introduce mayor riesgo al sector eléctrico chileno. La medida impactaría el funcionamiento de licitaciones reguladas, por ejemplo, mediante el aumento de primas de riesgo, desincentivo a la participación de agentes, etc.

3. Impactos en la certeza jurídica y estabilidad regulatoria del sector eléctrico.

La medida golpearía duramente la estabilidad y seguridad jurídica del mercado eléctrico, aumentando significativamente el riesgo percibido y erosionando la confianza en el país, lo que ya se ha visto en la tramitación del proyecto de ley, con críticas y preocupaciones tanto dentro como fuera del país. La inestabilidad resultante puede ahuyentar inversiones y obstaculizar el crecimiento del sector eléctrico, acentuó.

El régimen de precios estabilizados para las pymes en Chile ha pasado por importantes modificaciones desde 1988. En ese año, el decreto N° 88 reemplazó al decreto supremo N° 244, después de un proceso participativo que duró más de un año. Finalmente, la Contraloría General de la República aprobó esta modificación en 2020.

Posteriormente, como política de Estado, se implementó un proceso regulatorio que involucró al anterior y actual gobierno, extendiendo los plazos para concretar y declarar en construcción hasta octubre de 2022. Esto demostró continuidad y compromiso con la modificación, permitiendo la materialización de proyectos.

Todo este trabajo regulatorio incentivó la inversión y la construcción de proyectos, lo que puede considerarse una invitación a invertir por parte del gobierno actual. En esa línea, se estableció un período transitorio hasta 2034 para no poner en riesgo las inversiones en curso, considerando la participación de inversionistas extranjeros y banca internacional, de ahí que los cambios regulatorios deben ser cuidadosamente considerados para evitar impactos negativos en la inversión y el crecimiento económico.

Comentó que los PMGD renovables al ser intensivos en capital, tienen endeudamientos altos y necesitan ingresos estables para pagar deudas; sin embargo, el proyecto de ley pretende extraer el 35% de sus ingresos lo que los dejaría incapaces de pagar deudas, conforme ilustró con el siguiente gráfico:

La imagen muestra la ratio de capacidad de pago (línea negra punteada), que indica que para distribuir dividendos se necesita una relación de 1,2 entre flujo de caja operativo (FCO) y servicio de deuda (SD). Es decir, el FCO debe ser al menos 1,2 veces mayor que el SD para garantizar la sostenibilidad financiera.

Si el proyecto de ley reduce los ingresos en 35%, esta ratio podría caer por debajo de 1,2, lo que comprometería la capacidad de pago de la deuda y pondría en riesgo la viabilidad financiera de los PMGD. Con la implementación del proyecto de ley esta ratio caería por debajo de 1 en 2025 y se produciría la quiebra.

Hizo presente que su análisis solo considera el pago de la deuda, sin incluir otros costos como impuestos y costos de operación, lo que agrava la situación.

Además, la iniciativa afectaría la mano de obra, porque hay aproximadamente 3.000 megawatt hora en PMGD concentrado principalmente en las regiones Metropolitana, del Libertador General Bernardo O'Higgins y del Maule. Estos proyectos, han hecho una contribución significativa al sector energético que, según estudios del Centro de Ingeniería de la Universidad de Chile, en 2023, redujeron costos en 223 millones de dólares al desplazar generación más cara. Esto se debe a que están ubicados cerca de centros urbanos, lo que les permite suministrar energía de manera más eficiente y estable a la población.

Destacó que los proyectos PMGD han crecido y se han fortalecido con el tiempo, pero ahora han llegado a su fin. Se ha decidido que no habrá más y los nuevos se ajustarán a un régimen diferente. Esto marca el final de una era para los PMGD.

Instó a considerar estos impactos para evitar consecuencias negativas en el sector energético y la economía en general del país.

4. Reparos preliminares de constitucionalidad.

Sostuvo que existen reparos constitucionales significativos relacionados con la medida, éstos son: expropiación regulatoria sin compensación justa, falta de proporcionalidad entre el mecanismo propuesto que solo afecta a un segmento de la economía y violación del principio de igualdad ante la ley, igual distribución de las cargas públicas y derecho de propiedad al asignar a un segmento específico el peso de financiar una política pública.

El proyecto de ley afecta la estabilidad regulatoria y las certezas jurídicas en el sector eléctrico chileno, aumentando el riesgo para las inversiones. La iniciativa afecta los contratos que se adjudicaron las generadoras con las distribuidoras, a los inversionistas y banca internacional y la competencia y precio de la energía; y, en consecuencia, un mayor precio de la energía para la población y un daño a la reputación del país como destino de inversiones. Sobre el punto, exhibió la siguiente imagen:

Junto con aseverar que la estabilidad regulatoria y las certezas jurídicas son clave para atraer inversiones y promover la competencia; comentó que la línea vertical naranja muestra un cambio de tendencia y el precio de la energía (curva roja) se va hacia arriba, porque hay mayores riesgos en el mercado eléctrico chileno y este proyecto los acentúa al afectar transversalmente al sector eléctrico en general y a un subsector en particular.

La dependencia de Chile de inversiones internacionales para financiar proyectos de energía es alta y cualquier cambio en el riesgo percibido puede afectar el acceso y costo del financiamiento, y el precio final de la energía. La mayoría de las inversiones de Chile están financiadas y están realizadas por inversionistas extranjeros y bancos internacionales, además, de que la reputación del país como destino de inversiones se basa en la estabilidad regulatoria y los niveles de contratación.

A mayor abundamiento, se debe tener presente que las generadoras tienen una demanda del 65% de su capacidad comprometida con las distribuidoras de electricidad, y si, además, se le saca parte de los contratos, se acentúa el riesgo porque ya no van a vender ese 100% que tenían al precio contratado, están vendiendo 65%.

Es crucial considerar todos estos factores para tomar decisiones informadas. Lo que se haga hoy día en Chile va a marcar el precio de la energía futuro.

La participación de empresas PMGD en el mercado de energía es baja. Para poner los datos en perspectiva: 35.000 MW es la capacidad total instalada en el SEN, de los cuales 3.000 MW corresponden a PMGD (<9% del mercado). De las más de 30 empresas PMGD, 10 empresas poseen en total 1.400 MW, es decir, menos de 4% del mercado (0,4% cada una en promedio).

En consecuencia, resulta desproporcionado establecer un cargo de un 35% de los ingresos a un segmento que representa menos del 9% de la capacidad instalada y 7,7% de la energía. Las empresas PMGD están permitiendo desconcentrar el mercado de energía, como el primer paso de inversionistas que luego invierten en proyectos de gran escala, como una forma de auscultar el mercado, que ha posicionado al país en el primer lugar para invertir, reputación que no se puede perder, aseveró.

Los PMGD han sido discutido en el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia y en la Fiscalía Nacional Económica, donde se determinó que no era necesario aplicar el artículo 18, inciso cuarto del decreto ley N° 211, que fija normas para la defensa de la libre competencia. Sin embargo, actualmente hay una nueva discusión en el Ministerio de Energía sobre el decreto supremo N° 88, que aborda temas como la forma de calcular el precio estabilizado.

Asimismo, reiteró que existen reparos preliminares sobre la constitucionalidad del mecanismo propuesto, ya que se considera una expropiación regulatoria y falta de proporcionalidad, afectando solo a un segmento de la economía y violando principios de igualdad ante la ley y distribución de cargas públicas y derecho de propiedad, al asignar a un segmento específico el peso de financiar una política pública.

Recordó que los PMGD fueron diseñados para abordar las necesidades de financiamiento de tecnologías que solo generan energía durante el día, y se estableció un sistema con un precio estabilizado basado en el cálculo del precio promedio del cliente libre y de los clientes regulados.

Finalmente, sintetizó la postura de Acera respecto del proyecto de ley, del siguiente modo:

- El estudio de la consultora Vinken -que remitirá a la Comisión[19] da cuenta de diferencias en la recaudación esperada, así como de la incertidumbre asociada a las fuentes de recaudación propuestas.

- El subsidio planteado por el Ejecutivo debe ser financiado con recursos fiscales, y, por lo tanto, su dimensionamiento ser acorde a los recursos disponibles.

- No están de acuerdo que el financiamiento del subsidio provenga de fondos que aporte el sector eléctrico, en cualquiera de sus segmentos o escalas:

• El subsidio busca mitigar un alza de tarifas, que se originó por la decisión de congelar las tarifas de los clientes regulados entre 2019 y 2024.

• Algunas de las medidas propuestas tienen una naturaleza expropiatoria y afectan el principio de certeza jurídica que ha hecho posible el desarrollo de la industria eléctrica en la última década.

• Se deben buscar otras herramientas regulatorias que permitan la disminución de tarifas de los clientes finales, tales como fomento al autoconsumo.

- Las medidas propuestas presentan importantes riesgos regulatorios con impactos en inversiones presentes y futuras, al introducir cambios regulatorios para problemáticas temporales mermando la confianza de inversionistas y financistas, resultando en menor competencia y mayores costos de la energía en Chile.

A continuación, el Ministro de Energía, señor Diego Pardow expresó entender -conforme a lo expuesto- que la metodología del Ejecutivo no considera que el subsidio aumentaría la base imponible del impuesto.

Comentó que el Servicio de Impuestos Internos (SII) ha despejado el punto, señalando que el subsidio no forma parte de la base imponible del IVA. Es decir, el cálculo del subsidio se realiza después de aplicar el IVA, y el descuento se aplica sobre el monto afecto.

En otras palabras, el subsidio no aumenta la base imponible del IVA, lo que fue una preocupación durante la discusión parlamentaria de la Ley de Estabilización. El SII ha confirmado esto a través del oficio ordinario N° 1373 del 10 de julio de 2024, que remitirá a esta instancia [20]. Dicho oficio aclara la situación y evita cualquier confusión sobre cómo se calcula el subsidio y su relación con el IVA, acentuó.

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow expresó entender que el diputado Patricio Rosas se refiere a la diferencia entre el cargo por servicio público que Acera apoyó anteriormente y el nuevo cargo (FET) que les genera observaciones de constitucionalidad. Explicó que el cargo por servicio público actual financia los subsidios a través de un subsidio cruzado, donde los grandes consumidores eléctricos pagan por los pequeños consumidores. Sin embargo, el nuevo cargo ha generado críticas y observaciones de constitucionalidad debido a su impacto en la economía y la competencia en el mercado eléctrico por dicha Asociación.

El Presidente de Acera, señor Sergio del Campo respondió que el argumento del transitorio se centra en la magnitud de las inversiones en proyectos de generación de energía, que son intensivos en capital. Se trata de aproximadamente 1.300.000 dólares en megawatt, considerando todo el equipamiento necesario. Esto ha atraído a la banca internacional para financiarlos, incluso los más pequeños.

La política pública implementada durante el gobierno del expresidente Ricardo Lagos permitió la entrada de PMGD y la adquisición de proyectos por parte de inversionistas internacionales, lo que transformó el mercado y permitió a los empresarios desarrollar portafolios amplios con proyectos eólicos, solares y PMGD.

La magnitud de estas inversiones requirió de un transitorio para garantizar la recuperación de la inversión.

Respecto a los menores costos en el sistema, respondió que se debe a que las unidades de generación se despachan desde menor a mayor costo, y las unidades de PMG tienen autodespacho en centros urbanos (principalmente en las regiones Metropolitana, de O’Higgins y del Maule), evitando la entrada de energía más cara (en el día). Esto fue posible gracias a una política pública que creó un precio estabilizado para los PMGD.

Los contratos se ven afectados porque la banca internacional financió proyectos basándose en un contrato de 100%, pero ahora enfrentan un escenario estresado, al que, además, se le pretende quitar una porción de energía para entregárselas a las pymes, que tiene en exceso -vender hoy día a costo marginal prácticamente cero- cuando el sistema está acoplado; entonces hay un daño importante. A mayor abundamiento, el contrato afectado es por diez años, en el cual las empresas afectadas dejan de percibir un monto total de 660 millones de dólares. Este escenario genera inestabilidad financiera y desconfianza en el mercado eléctrico chileno, afectando la viabilidad de proyectos futuros y la inversión en energías renovables.

Comentó que el decreto supremo N° 244 fue reemplazado por el decreto supremo N° 88 con un régimen transitorio, después de un año y medio de discusión, se acordó un período de catorce años para inversiones. El gobierno actual cerró la ventana para el precio estabilizado en octubre de 2022, pero la extendió por catorce años.

Antes no hubo un cambio de reglas, sino que se racionalizó una decisión en el sentido que el régimen actual ya cumplió su finalidad con los proyectos en construcción y ahora se propone un nuevo esquema.

En el caso actual, reiteró que el proyecto de ley establece una extracción del 35% de los ingresos por tres años, sin devolución. Esto significa que las empresas afectadas deberán entregar este porcentaje de sus ingresos sin recibir ninguna compensación. No hay un Proyecto de Estabilidad Contractual (PEC), lo que podría generar inestabilidad financiera y desconfianza en el mercado eléctrico chileno. Adicionalmente, los contratos que las generadoras ganaron en las licitaciones no serán devueltos después de diez años, lo que significa que dejarán de percibir ingresos, no podrán cumplir con el servicio de la deuda y que sus inversionistas no recuperarán su inversión.

Precisó que Acera tiene 160 socios, algunas empresas se han ido, pero otras ingresan. La Asociación es diversa y respeta decisiones de salir, no obstante, sigue creciendo y es unida; donde se destacan fondos de pensiones estadounidenses, canadienses y japoneses involucrados y tuvo una pequeña participación en el PEC 3, pero no en PEC 1 y 2, porque los contratos empezaron a suministrar energía a contar del año 2022. Es natural que existan divergencias en una asociación grande como Acera.

El proyecto en cuestión tiene un impacto transversal en la industria energética en general, afectando no solo a los PMGD. La preocupación principal es la modificación de estos contratos para suministrar energía a las pymes, lo que puede generar costos sistémicos adicionales, reiteró.

8) El Presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, señor Juan Carlos Olmedo junto al Director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia, señor Paulo Oyanedel [21].

El señor Juan Carlos Olmedo mencionó que el Coordinador Eléctrico Nacional es un organismo técnico e independiente, encargado de la coordinación de la operación del conjunto de instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Es una corporación autónoma de derecho público, sin fines de lucro, independiente de las empresas que participan en el mercado, compuesta por más de 370 profesionales con altos grados de especialización.

El actuar del Coordinador se encuadra en 3 principios de la operación: segura, a mínimo costo y con acceso abierto.

En esa línea sus principales funciones dicen relación con garantizar la operación segura y económica del SEN, y el acceso abierto a los sistemas de transmisión. Además, de administrar el mercado mayorista de energía, es decir, las transacciones que ocurren entre generadores y servicios complementarios; recomendar obras de expansión de la transmisión a la Comisión Nacional de Energía; licitar obras de transmisión que decreta el Ministerio de Energía; hacer seguimiento del desarrollo de obras; gestionar el proceso de conexión de proyectos; monitorear las condiciones de competencia en el mercado, y promover la innovación, investigación y desarrollo (I2D) en el sector eléctrico.

En relación a la estructura del sector eléctrico en Chile, expresó que es bastante compleja. En la parte superior, está el Estado, representado por el Ministerio de Energía, que tiene dos entidades claves: la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). La CNE se encarga de la política energética y la regulación, mientras que la SEC supervisa la seguridad y la calidad del servicio.

El Coordinador como operador del sistema, conjuga todas las instalaciones de generación, transmisión, distribución y de grandes usuarios. Esto implica trabajar con varias entidades que tienen funciones específicas, como el Panel de Expertos que resuelve controversias técnicas y operativas, y los tribunales que resuelven disputas legales relacionadas con el sector eléctrico y particularmente el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia que garantiza la competencia justa en el mercado eléctrico.

Precisó que el mercado eléctrico en Chile maneja transacciones anuales por valor de 1.400 millones de dólares en energía y 420 millones de dólares en potencia, con un costo de operación del sistema de aproximadamente 2.000 millones de dólares. Actualmente, hay cerca de 800 empresas participantes coordinadas en este mercado, lo que refleja la complejidad y magnitud del sector.

Manifestó que el proyecto de ley les asigna nuevas responsabilidades, incluyendo la recaudación del FET, determinación de retenciones para compensación de precios estabilizados y contabilidades por empresa. También deben calcular el cargo PMGD y reflejar los retiros PMGD en los balances de transferencias, excluyendo pagos sistémicos y retiros PMGD. Además, de incorporar la disminución de energía a facturar en los contratos con distribuidoras.

Aseveró que estas tareas adicionales presentan complejidades, especialmente en cuanto a la necesidad de medidores precisos para registro de consumos y recepción de información en tiempo real desde las plantas PMGD. Es fundamental considerar estos aspectos en los análisis y evaluar la posible necesidad de un suplemento presupuestario.

Finalmente, expresó que el precio estabilizado en el mercado eléctrico chileno, tal como han señalado desde el año 2020, presenta distorsiones competitivas y no cumple con la ley.

Complementó el Director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia (UMC), señor Paulo Oyanedel quien como dato de interés informó que el mercado de PMGD en Chile cuenta con una capacidad instalada que alcanza los 3.000 MW, equivalente a un cuarto de la demanda nacional. Los PMGD participan mediante autodespacho, inyectando directamente el 25% de su energía al sistema. La tecnología solar domina con un 82% de participación y su expansión se concentra geográficamente entre las regiones de Coquimbo y Maule, con un notable crecimiento entre 2018 y 2024.

La UMC tiene la función de vigilar posibles conductas anticompetitivas y evaluar recomendaciones normativas para fomentar la competencia en este dinámico sector. A su vez, abarca también una mirada crítica de las acciones del Coordinador, enfocada en la mejora de procesos internos para mayor eficiencia y el fortalecimiento de la competencia en el mercado eléctrico.

A modo de resumen, señaló que la ley N° 19.940 (Ley Corta I), del año 2004, promovió la entrada de medios de generación de pequeña escala mediante un mecanismo de estabilización de precios, específicamente del costo marginal de la energía dado que estas plantas no tendrían contratos de suministro eléctrico.

Posteriormente, el Ministerio de Energía en el año 2006 mediante un reglamento explicitó el mecanismo de cálculo del precio estabilizado, lo que dio lugar al decreto supremo N° 244 que posteriormente, en el año 2020, fue modificado en virtud del decreto supremo N° 88 del Ministerio de Energía, estableciendo unas disposiciones transitorias que prolongan el régimen del decreto supremo N° 244 por un largo período. Hizo presente que este proceso involucró al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, a la Fiscalía Nacional Económica y al Coordinador. El Tribunal no emitió un veredicto claro sobre si el precio estabilizado era bueno o malo, sí destacó la necesidad de obtener más antecedentes para tomar una decisión informada, y se abstuvo.

Ahora el monitoreo del mercado que hace el Coordinador desde 2020 revela que esta estabilización ha generado distorsiones significativas. Ha provocado sobreinversión en PMGD, sobreoferta en horas solares y, en última instancia, ha distorsionado la competencia en el mercado. Se debe considerar que si bien el decreto N° 88, reemplazó al decreto N° 244, se espera que los efectos distorsionadores de sus artículos transitorios persistan durante al menos los próximos diez años, es decir, hasta el 2034.

Hizo presente que si se observa el mercado energético chileno se presenta una paradoja consistente en precios en descenso, costos sistémicos y de transmisión en aumento, y costo marginal bajo. Esto genera una situación donde centrales solares utility tienen precios cero en el mercado, mientras otras de la misma tecnología reciben 70 u 80 dólares. Es decir, centrales de la misma tecnología ven un precio de 70 dólares y otra ven un precio de cero.

Otro punto relevante, acentuó, es que la inversión en proyectos de energía ha cambiado. Antes financiados con deuda, ahora por fondos de inversión como BlackRock invierten directamente, sin necesidad de financiamiento. Esto sugiere un negocio atractivo con subsidio implícito.

También destacó que si bien el mercado de los PMGD es desconcentrado (bajo los 500 puntos), se está concentrando puesto que desde el 2021 a la fecha se observa que las diez empresas más grandes de este segmento han ido aumentando su participación. Hoy tienen el 50% de la generación PMGD (en 2021 era 37%), tal como exhibió en la siguiente imagen:

A mayor abundamiento, expresó que si se consideran los conglomerados más grandes, éstos controlan el 90% de la energía, mientras una cantidad significativa de centrales PMGD son propiedad de un solo actor.

Adicionalmente, el mercado de PMGD presenta una situación preocupante en cuanto a la asimetría de precios. Los PMGD eólicos e hidráulicos pagan al sistema, mientras los solares reciben una compensación significativa, entre 60 a 80 o 20 a 40 dólares, dependiendo del régimen (decreto supremos N°s 244 o 88, respectivamente). Esto se debe al precio estabilizado y autodespacho.

Esta distorsión marcada, con una diferencia de precios de hasta 80 dólares, no se basa en eficiencia o competitividad, sino en subsidios, que será traspasada a los clientes regulados desde 2027 como costo sistémico.

Finalmente, expresó que en 2023, la UMC envió dos recomendaciones normativas al Ministerio de Energía respecto de los PMGD (cartas CD 00061-23 y CD 00075-23), por medio de las que proponían:

1.- Precio estabilizado basado en la proyección futura del costo marginal: establecer un precio estabilizado desvinculado del precio medio de mercado, basado en una proyección futura del costo marginal de la energía.

2.- Reliquidación semestral: sugerir la reliquidación semestral del precio estabilizado mediante una cuenta individual para mantener la neutralidad financiera y estabilizar los flujos de ingresos.

3.- Eliminación de compensaciones por inyecciones en transmisión: solo mantener compensaciones cuando las energías se utilice en distribución. Ante escenarios de exceso de generación en distribución, puede suceder que los flujos se inviertan y los PMGD terminen inyectando en transmisión, como una central convencional, lo cual aumenta las distorsiones en el mercado.

4.- Entrega de señales de operación de las centrales PMGD en tiempo real al sistema de monitoreo (SCADA) del Coordinador para la operación segura y confiable del SEN.

Afirmó que, a la fecha, no han obtenido respuesta del Ministerio sobre las mencionadas cartas.

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow hizo presente que el sector eléctrico enfrenta múltiples desafíos, incluyendo la organización industrial del sector. Sin embargo, el proyecto de ley actual busca proporcionar un subsidio a 4.7 millones de hogares y establecer un programa de ayuda para pymes a un precio preferencial; que, aunque ha generado críticas, es importante considerar el contexto y la finalidad social del proyecto.

La iniciativa surgió de una mesa de trabajo creada por la Ley de Estabilización, que a su vez tiene su origen en la mesa de pobreza energética establecida en la ley del PEC 2. Es parte de una serie de iniciativas legislativas para abordar la estabilización de las cuentas de los clientes residenciales.

Comentó que la implementación de un cambio normativo reglamentario podría generar objeciones significativas, especialmente considerando la totalidad de los ingresos de la tecnología solar y su impacto permanente. Es crucial evaluar el tipo de litigio que podría surgir si se lleva adelante reglamentariamente.

De ahí que, es fundamental recordar el contexto y la historia detrás de este proyecto de ley, así como las iniciativas legislativas previas que buscan abordar los desafíos del sector eléctrico. Esto permite comprender mejor los objetivos y las limitaciones del proyecto actual.

En esa línea, recordó que la ley PEC 2 estableció un cargo por servicio público para financiar la estabilización del sistema eléctrico, recaudando fondos de los grandes consumidores eléctricos, y en dicha instancia, Acera valoró ese diseño, destacando que el cargo no se acumularía fiscalmente (100 millones de los subsidios provienen de ese cargo). No obstante, esa lógica, que consideró buena política pública entonces, ahora la cuestiona y esgrime como inconstitucional.

Estimó que esta “inconstitucionalidad por conveniencia” le hace mal a la discusión pública y que es crucial centrarse en temas que permitan avanzar y abordar las necesidades urgentes de las familias afectadas por la estabilización. El Tribunal Constitucional es el lugar adecuado para resolver objeciones de constitucionalidad, aseveró.

El señor Juan Carlos Olmedo al diputado Jaime Mulet respondió que la ley de 2004 creó un mecanismo de estabilización (no un precio estabilizado fijo) para suavizar variaciones del costo marginal de energía que presentaba grandes variaciones y había empresas que optaban por estar en el mercado spot. Posteriormente, el decreto N° 244, de 2006 creó el precio estabilizado, (similar al antiguo precio de nudo) que consistía en proyectar costos marginales a cuarenta y ocho meses y contrastarlos con el mercado de clientes libres o no regulados, ajustando dentro de una banda de variación. Sin embargo, este mecanismo no se utilizó durante muchos años porque el costo marginal era muy alto en esa época, llegando a superar los 100 dólares por megawatt hora.

Los PMGD comenzaron a tomar el precio estabilizado en 2016, cuando los costos marginales disminuyeron debido a la entrada de nuevas plantas contratadas en 2010. La idea original era proyectar un promedio de costos marginales para evitar variaciones instantáneas. Al dejar de ser rentable la venta spot, los PMGD comenzaron a tomar el precio estabilizado, buscando estabilidad y previsibilidad en el mercado energético.

Sin embargo, este mecanismo ha sido modificado tres veces, generando una distorsión competitiva. El crecimiento explosivo de los PMGD ha demostrado que el mecanismo actual es inconsistente con la ley y ha creado una distorsión en el mercado.

9) El Ministro de Hacienda, señor Mario Marcel [22].

A modo de contexto señaló que el subsidio eléctrico proviene de la Ley de Estabilización de Tarifas Eléctricas aprobada este año en el Congreso Nacional, que busca actualizar y normalizar las tarifas del sector eléctrico después de cinco años de congelamiento desde 2019, que acumuló una deuda con las generadoras ascendente a 4.500 millones de dólares más 1.500 millones de dólares en intereses.

Precisó que parte importante de la deuda se acumuló durante el gobierno anterior y en su momento, por lo menos en lo que le concierne como Ministerio de Hacienda, no se le advirtió de la existencia de esas obligaciones. De ahí que, es particularmente oportuno que el exdirector de Presupuestos, señor Matías Acevedo se encuentre presente en esta sesión.

Siguiendo con los antecedentes de contexto, la ley estableció un subsidio eléctrico transitorio dirigido a aquellos afectados por la normalización de tarifas de sectores vulnerables. Además, se creó una mesa técnica para buscar alternativas de financiamiento para ampliarlo. El resultado de la mesa es el proyecto de ley que hoy se discute.

Desde el punto de vista de diseño, sostuvo que el subsidio eléctrico es una medida transitoria diseñada para compensar el aumento de tarifas durante el proceso de normalización. Se dirige al 40% de hogares del Registro Social que se extiende hasta el año 2027, con una reducción progresiva del monto hasta su expiración en 2028.

Destacó que no es un subsidio permanente, sino focalizado en el período de ajuste tarifario. Posteriormente, las tarifas disminuirán debido a otras características del proceso tarifario, haciendo que el subsidio sea menos necesario.

Su objetivo consiste en mitigar el impacto inicial del aumento tarifario en hogares vulnerables, permitiendo una transición suave hacia nuevas tarifas.

Sostuvo que, en un contexto de escasez fiscal, se busca financiar el subsidio eléctrico sin comprometer otras prioridades de gasto. Para ello, se exploraron fuentes de financiamiento dentro del propio sector eléctrico, evitando que el subsidio compita con otras necesidades urgentes, y de ese modo se equilibra la necesidad de apoyar a los hogares vulnerables con la realidad fiscal del país, asegurando que el subsidio sea sostenible y no ponga en riesgo otras áreas críticas del presupuesto.

En consecuencia, el financiamiento para el subsidio eléctrico contempla cuatro fuentes, tres de las cuales provienen de un aporte fiscal (N°s 2, 3 y 4). Éstas son:

1) El cargo FET (no es parte del aporte fiscal).

2) Recaudación de IVA por aumento de tarifas. Se dimensiona el mayor IVA bruto recaudado por las tarifas incrementales y se resta el menor IVA recaudado por otros productos (debido a la reducción del ingreso disponible de los hogares por el mayor valor de tarifas, se reduce su ingreso disponible y en consecuencia el consumo de otros productos que tienen IVA).

Para calcular el efecto neto del IVA, se utilizó una propensión al consumo de 0,84 calculada por el Banco Central en 2020, y se agrega una proporción del gasto grabado con IVA de 78%, según la encuesta de presupuestos familiares del 2022.

Sobre la recaudación neta de IVA por incremento de tarifas eléctricas, exhibió la siguiente lámina:

El cálculo del efecto neto del IVA en el subsidio eléctrico muestra un aumento significativo en los recursos comprometidos entre el segundo semestre de 2024 y 2027. Esto se debe al aumento del IVA recaudado por las tarifas eléctricas y la reducción del IVA recaudado por otros bienes debido a la disminución del ingreso disponible de los hogares, como ya señaló.

Los recursos comprometidos para financiar el subsidio eléctrico alcanzan $22.000 millones en el segundo semestre de 2024, aumentando a $95.000 millones en 2025, luego disminuyen a $64.000 millones en 2026 y $66.000 millones en 2027. Estos fondos permitirán apoyar a los hogares vulnerables durante el período de ajuste tarifario.

3) Recaudación por aumento transitorio del impuesto al CO2 (un impuesto temporal para financiar el subsidio).

Estimó que el aumento transitorio del impuesto al CO2 recauda en promedio $65.000 millones anuales entre 2025 y 2027.

Se planea aumentar transitoriamente el impuesto al CO2 en el sector de generación de energía eléctrica de 5 a 10 dólares por tonelada, al que catalogó como un incremento moderado considerando que el precio social del carbono estimado por el Ministerio de Desarrollo Social es de 63 dólares por tonelada.

Para calcular la recaudación, se utilizó el escenario de emisiones de CO2 proyectado en la planificación energética de largo plazo, que permitirá calcular la recaudación anual durante tres años. Mostró el siguiente cuadro sobre recaudación adicional por impuesto al CO2:

El aumento del impuesto al CO2 busca generar recursos adicionales para financiar el subsidio eléctrico, al mismo tiempo que fomenta la reducción de emisiones de carbono en el sector energético, aseveró.

4) Recaudación de multas cursadas por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), aplicadas a empresas eléctricas y de combustibles.

Los recursos recaudados por las multas impuestas por la SEC también financiarán el subsidio eléctrico. Según datos históricos de 2015 a 2023, las multas cursadas por la SEC han generado un promedio anual de $13.500 millones para las arcas fiscales.

Se proyecta que las multas recaudadas entre 2025 y 2027 contribuirán significativamente a este fin.

Un resumen del aporte fiscal para financiar el subsidio y las fuentes de financiamiento señalada en los números 2, 3 y 4 precedentes, es el siguiente:

En consecuencia, el IVA neto recaudado por el aumento de tarifas, las multas impuestas por la SEC y el aumento transitorio del impuesto al CO2, permite que el subsidio eléctrico cuente con un aporte fiscal significativo de $535.000 millones, distribuidos en $185.000 millones para 2025 y 2026, y $165.000 millones para 2027.

Estimó crucial destacar que, según la Constitución Política de la República no se pueden asignar impuestos a fines específicos. Por lo tanto, el aporte fiscal de $535.000 millones es a todo evento, es decir, no depende de la recaudación específica de cada fuente (impuesto al CO2, multas de la SEC e IVA), sino que se compromete un monto fijo. Esto significa que:

- La variación en la recaudación por alguna de estas fuentes no afectará el monto total del aporte fiscal.

- Se garantiza un financiamiento estable y predecible para el subsidio eléctrico.

Al comprometer un aporte fiscal fijo, se proporciona mayor certeza y estabilidad al financiamiento del subsidio, asegurando que los hogares vulnerables reciban el apoyo necesario durante el período de ajuste tarifario.

El señor Mario Marcel respondió al diputado Andrés Celis que el gobierno no tiene intenciones de aumentar el subsidio eléctrico. De hecho, en la Comisión de Hacienda se ha discutido sobre el escenario fiscal y se ha concluido que no hay espacio para compromisos adicionales, pese a las intenciones en otro sentido de algunos parlamentarios.

De igual modo, aseguró que no se introducirán cambios en el Senado; no obstante, aún hay temas pendientes de discusión que se materializarán por medio de indicaciones que se discutirán en esta instancia, pero no afectarán los montos de los subsidios ni el compromiso fiscal. En lugar de eso, se centrarán en el orden de prioridad para la asignación de recursos, debido a las inquietudes expresadas por los pequeños generadores, se está considerando invertir esta relación, es decir, que el compromiso fiscal quede a firme y que en caso de haber menor demanda se descuente del FET. El proyecto actualmente dispone que se aplican los recursos del FET y después si llegara a haber menor demanda por el subsidio eso se rebaja del aporte fiscal.

Respecto a las consultas del diputado José Miguel Castro, manifestó entender que se refiere al protocolo de acuerdo sobre el proyecto de cumplimiento tributario, que en lo pertinente prescribe: “Se constata que, dados los incrementos estimados en los ingresos no tributarios, las metas de ahorro de gasto y los proyectos de ley en estudio sobre sala cuna y subsidio eléctrico, la mayor recaudación proyectada en este proyecto de ley permitiría cubrir las necesidades de financiamiento de las medidas sociales establecidas en el Pacto Fiscal, sin requerir que otros proyectos tributarios contengan un incremento neto de recaudación [23].”.

Es decir, el proyecto de ley no contradice lo acordado en el protocolo, ya que se le excluye expresamente con la frase "otros proyectos tributarios".

Sobre los inversionistas, señaló que esta iniciativa legal consideró sus propuestas y preocupaciones. Además, como es sabido ha habido un lobby extenso en torno a este tema, y que ya ha tenido que responder a consultas y enfrentar planteamientos relacionados con este proyecto.

Acentuó que el proyecto busca que todos los actores del sistema eléctrico, incluyendo al Estado, contribuyan a aliviar el impacto de la normalización de las tarifas en hogares de bajos recursos, considerando que todos los actores se beneficiaron del hecho de que aún, en un escenario de congelamiento de tarifa, se le respetó su retribución y se le acumuló como deuda, lo que mantuvo la estabilidad de todo el sistema eléctrico. Para el caso de que simplemente se hubieran congelado los precios en el sistema eléctrico, todos los actores habrían sido perjudicados, incluyendo los PMGD.

De igual modo, expresó que los proyectos de largo plazo en el sector energético, similar a lo que ocurre con las concesiones de infraestructura, enfrentan contingencias que impactan sus costos y recaudaciones.

Sin embargo, no todos los ajustes significan un cambio en las reglas del juego. Se buscan soluciones que mantengan la rentabilidad de estos proyectos, sin perjudicar la inversión ni el clima de inversiones en general, siempre respetando la soberanía tributaria del Estado para ajustar impuestos y regulaciones según sea necesario. Esto implica considerar los flujos de caja a largo plazo y encontrar formas de compensar los cambios, asegurando la viabilidad de los proyectos y la confianza de los inversores.

Consideró innecesario los condicionamientos cruzados para resolver problemas en la votación de la partida del Ministerio de Energía en el presupuesto. Se busca hacer política pública y lograr acuerdos en el Congreso, sin imposiciones ni presiones. Así como no se pretende obligar a los parlamentarios a aprobar proyectos de ley, tampoco se necesita que se obligue al gobierno a cambiar sus planteamientos en función de la votación de una partida específica.

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow precisó que si se vota este proyecto después del 6 de noviembre, no se podrá completar el trámite en el Senado antes del pago en enero, siendo crucial a tiempo para cumplir los plazos establecidos.

Recordó que se encuentran desarrollando un proceso administrativo de postulación al subsidio (desde el 7 de octubre al 6 de noviembre) en paralelo a la tramitación legislativa, sobre la base del calendario acordado en la mesa técnica. Además, de que existe preocupación sobre la capacidad para financiar la expansión del subsidio sin la aprobación de este proyecto de ley.

El señor Mario Marcel explicó que para estimar la demanda del subsidio se cuenta con una larga experiencia en distintos tipos de subsidios, que permiten comparar cobertura teórica y efectiva, lo que facilita hacer ajustes precisos sin necesidad de esperar al final de la postulación. Ofreció entregar toda la información sobre las postulaciones, incluso día a día.

El Ministro de Hacienda respondió que cuándo se ha referido a los subsidios a tarifas de servicios de utilidad pública se trata de subsidios de carácter permanente. La experiencia con el congelamiento de tarifas ilustra los desafíos -aunque no era un subsidio tradicional o monetario-, de acumular como deuda los pagos a generadores, lo que creó una "bola de nieve" que creció rápidamente.

En relación a la transitoriedad del subsidio que se discute hoy, expresó que el sistema de bloques de energía con costos altos irá expirando y será reemplazado por generación de energía a costos menores. Además, se agregó un año completo adicional con una baja gradual del subsidio en ese periodo de transición para que no ocurra de golpe.

Afirmó desconocer, en detalle, la moción parlamentaria aludida. No obstante, afirmó que mantener las tarifas eléctricas rebajadas sin ajustar los costos puede generar problemas financieros significativos, como una deuda flotante que puede crecer rápidamente y volverse irreversible. Esto se debe a que los pagos a los generadores están establecidos por contratos previos y los componentes de costos, como transmisión y distribución, también están fijos.

Complementó el Ministro de Energía en relación a la transitoriedad del subsidio que se discute hoy, recordó que el calendario de estabilización permitirá reducir el precio promedio de la energía. A fines de 2026, un conjunto de contratos caros expirará, lo que permitirá reemplazarlos con opciones más económicas. Por tanto, independientemente de las fluctuaciones del dólar, se espera una reducción en el precio promedio de la energía.

Además, el cargo MPC, que es el mecanismo legal que permite hacerse cargo de la deuda, tiene un período de vigencia hasta fines de 2027. A partir de entonces, el cargo MPC pasará de $22 a $9 por kilowatt hora, lo que representa una reducción de más del 50% en el cargo que se utiliza para saldar la deuda incorporada en la Ley de Estabilización.

Ambos factores son clave para establecer la transitoriedad del subsidio y garantizar la sostenibilidad financiera del sistema eléctrico, aseveró.

El Ministro de Hacienda señaló que los aumentos del dólar han estado ligados a la incertidumbre y movimientos internacionales, y que el Banco Central ha mantenido una política de tipo de cambio flotante, interviniendo cuando ha habido riesgos de que el tipo de cambio se desentienda de sus determinantes fundamentales.

El dólar tiene un impacto amplio, incluyendo tarifas eléctricas y otros servicios, y su influencia puede ser doble en casos de dólar e IPC. Sería deseable reducir el peso del dólar en la determinación de tarifas, pero se trata de temas más amplios que la tarifa.

Por tanto, la experiencia del Banco Central en manejar la volatilidad del dólar es crucial para mantener la estabilidad económica y la predecibilidad en tarifas.

El Ministro de Hacienda expresó que la dependencia del dólar tiene un triple impacto en la economía nacional: el IPC, el precio de los combustibles fósiles y el tipo de cambio. Sin embargo, al avanzar hacia una matriz energética más sostenible, se reduce la vulnerabilidad a estas fluctuaciones.

Recordó que en 2030, se espera que el 85% de la energía provenga de fuentes renovables, lo que disminuirá significativamente la dependencia de los combustibles fósiles importados.

El Ministro de Energía contestó que la letra “P" en PMGD proviene de la palabra "pequeñas" debido a que estos proyectos generan menos de 9 megawatts de energía. Sin embargo, ello no necesariamente refleja la estructura corporativa detrás de cada proyecto, pues tal como se vio en la presentación del Coordinador Eléctrico Nacional la industria se ha concentrado en manos de unos pocos conglomerados financieros.

Alrededor de diez conglomerados financieros controlan cerca del 50% de la energía generada por los PMGD. Esto ha llevado a considerar la exclusión de las pymes de ciertos cargos, ya que requieren una capacidad financiera que no todas pueden manejar.

El objetivo de la iniciativa es minimizar el impacto en la organización industrial y evitar consecuencias permanentes, especialmente en sectores vulnerables. Se busca diseñar un sistema que no perjudique a las empresas más pequeñas y que permita una transición energética sostenible.

Sostuvo que cuando se introduce un nuevo cargo, como el cargo FET o el impuesto verde, es común que surjan discusiones, especialmente desde el sector afectado por la recaudación. Empero, se debe recordar que la estructura administrativa del tercer pilar es muy similar al cargo por servicio público, que ya ha sido legislado tres veces en el Congreso.

Este cargo es pagado por todos los retiros y puede ser descontado posteriormente en compensación a medios de generación distribuida. Por lo tanto, es fundamental ser consistente en las opiniones respecto del cargo por servicio público y lo que hoy se plantea.

En ese orden de ideas, hizo presente la situación de la asociación gremial que habría cambiado su postura respecto al cargo por servicio público; en atención a que en la discusión parlamentaria de la ley PEC 2 expresaron su apoyo, destacando que era una buena idea y celebraban que los fondos recaudados no fueran a parar a las rentas generales de la Nación. Sin embargo, ahora argumentan que la misma medida es inconstitucional.

Este cambio de postura a la que denominó “inconstitucionalidad por conveniencia” genera preocupación sobre la consistencia y coherencia en la discusión democrática. Instó a revisar los antecedentes del debate de los PEC anteriores para entender las razones jurídicas detrás de la incorporación de este cargo en la legislación. Y, por supuesto se manifestó absolutamente convencido de la constitucionalidad de la iniciativa.

El señor Mario Marcel al diputado Marco Antonio Sulantay respondió encontrarse conforme con el proyecto, aunque hubiese preferido que no hubiera habido congelamiento de tarifas durante cinco años y se hubieran realizado ajustes más acotados, especialmente en momentos de complejidad social. Sin embargo, no se puede cambiar el pasado y es necesario buscar una fórmula cooperativa para resolver el costo de las tarifas para familias de menores recursos, no solo por razones de “generosidad o culpa” sino también por paz social. Hoy se está en un mundo de segundo mejor, el óptimo no ocurrió.

Expresó que el proyecto ha logrado acotar el problema después de encontrar la fórmula para normalizar las tarifas, tanto en lo temporal como en términos de la población objetivo. Además, se optó por un esquema con varios pilares, incluyendo uno fiscal y compromisos de recursos, además de ser acotado en el tiempo. Estos elementos son positivos.

Hay espacio para replantearse la manera en que se abordan los temas en la discusión legislativa mediante indicaciones que se presentarán y abordarán problemas relacionados con los PMGD, clientes pymes y usuarios del sistema eléctrico de menor tamaño.

Respecto a la confianza de los inversionistas, sostuvo que es crucial para el crecimiento económico y que depende de varios factores, como claridad en los objetivos y capacidad para retroalimentarse en la preparación de proyectos de ley. Un ejemplo exitoso de ello es el caso del royalty minero, donde encontró una fórmula que dio seguridad a los inversionistas, permitiendo cuadruplicar el número de proyectos de inversión minera registrados.

Lo anterior, demuestra que, cuando se abordan las preocupaciones de los inversionistas de manera efectiva, se puede lograr un beneficio mutuo. En este caso, se estableció un límite a la carga tributaria combinada, lo que generó confianza y reactivó la inversión.

Al diputado Cristián Tapia aclaró que la riqueza natural de Chile no garantiza la presencia perpetua de inversores como tampoco la orientación neoliberal asegura la inversión. La experiencia muestra que los inversores pueden retirarse si un proyecto se vuelve costoso o incierto, independientemente de su potencial físico o específico.

Respecto a la consulta sobre los intereses de la deuda, señaló que los contratos deben considerarse desde la perspectiva de los flujos futuros, porque es complejo cambiar o romper contratos existentes. El precio estabilizado se fijó para una ventana de tiempo determinada. Los intereses suben con el tiempo debido a la deuda, además, hubo tasas de interés más altas en Chile y el mundo después de la pandemia, y el endeudamiento prolongado en el tiempo incrementa la cuenta de intereses.

A la diputada Yovana Ahumada comentó que el PEC 2 no generó la deuda, sino que esta se originó cuando se congelaron las tarifas. El PEC 2 creó un mecanismo para garantizar el pago de esas deudas a los generadores, lo que se ha implementado a través del acuerdo con el Banco Interamericano de Desarrollo.

En cuanto a la recaudación tributaria, especialmente del IVA, se calcula a nivel macro, considerando el impacto de cambios en precios de productos en la recaudación. Sin embargo, en este caso, no se pudo incorporar en las estimaciones de recaudación inicialmente debido a la falta de legislación para la normalización de tarifas.

Una vez adoptada la normalización tarifaria, se discutió la ampliación de subsidios para devolver el aumento de la recaudación del IVA a los consumidores, especialmente aquellos de menores recursos, a través de subsidios. Esta ha sido la idea central en la estructuración de este pilar dentro de un cuerpo más amplio.

10) El Economista, Investigador Asociado CIES-UDD, y exdirector de Presupuestos, señor Matías Acevedo.

Iniciando su intervención, ante el cuestionamiento del Ministro Mario Marcel en el sentido de no haber sido informado por el gobierno anterior, hizo presente que el exministro Claudio Huepe conocía la existencia del fondo desde el 11 de marzo, y si no le informó, es un problema del exministro, no del gobierno anterior.

Asimismo, como ya relató la diputada Yovana Ahumada, el Ministro Mario Marcel junto con el exministro Claudio Huepe presentaron un proyecto para aumentar el límite de deuda, sin considerar descongelar la tarifa, pese a que las familias tenían más recursos, porque en esa época, hubo muchos subsidios y el IFE, que sugerían un momento oportuno para descongelarlas.

En relación con la iniciativa, en primer lugar, expresó llamarle la atención tratar esta materia en la Comisión de Minería y Energía y no en la Comisión de Hacienda, atendido que la discusión sobre subsidios y tarifas eléctricas es compleja y sensible. En su experiencia trabajando con varios países, asesorando a gobiernos en temas similares, especialmente en la promoción de una economía verde donde los gobiernos están empecinados en eliminar subsidios a la energía, tiene la certeza que eliminar subsidios y descongelar precios es complejísimo.

Tal como sabe el Ministro de Energía, hay ventanas de oportunidades para descongelar precios, como momentos de coyuntura por la baja de precios o la disponibilidad de recursos.

En el caso específico de principios de 2022, las familias tenían más recursos según estudios del Banco Central, a pesar de que la situación variaba según la población, con algunos grupos más afectados que otros por los retiros y la pandemia. Se debe ser muy cuidadoso al plantear políticas públicas de subsidios, ya que la urgencia de las familias puede superar cualquier propuesta.

Sostuvo que cuando se discuten proyectos de subsidios, se deben considerar como elementos básicos la justificación, cobertura, monto y restricción presupuestaria. Sí, además, por ejemplo, se involucran cambios en el sistema regulatorio de tarifas; aumentan su complejidad y requieren una discusión profunda y cuidadosa. La urgencia de entregar un subsidio a las familias afectadas por el alza de tarifas eléctricas puede llevar a apresurar la discusión, pero es crucial abordar estos temas en su mérito y no dejar dudas sin resolver.

En esa línea, expresó que es el Presidente de la República quien maneja la "billetera fiscal" y decide cómo se asignan los presupuestos.

En segundo lugar, sostuvo que el concepto de proyectos autocontenidos y autofinanciados plantean riesgos significativos en cuanto a la priorización y gestión presupuestaria. Cuando se abordan problemáticas en un sector, región o programa específico (autocontenido), con cargo a los actores de ese sector, región o beneficiario del programa (autofinanciado), puede surgir el riesgo de no priorizar adecuadamente las necesidades y recursos.

La responsabilidad fiscal significa definir primero el límite financiero y luego determinar qué se puede hacer y cuánto se puede cubrir, acentuó.

En tercer lugar, hizo presente que el proyecto daña la confianza de los inversionistas, tal como ya se ha visto, porque se está priorizando la demanda ciudadana sobre una evaluación cuidadosa del mismo. A su juicio, sería lógico moderar el proyecto en esta instancia, en lugar de esperar a que el proyecto esté radicado en el Senado, y de ese modo asegurar que sea discutido y evaluado de manera adecuada, sin generar desconfianza entre los inversionistas.

En cuarto lugar, respecto del financiamiento, estimó como una medida adecuada el aporte fiscal adicional de cerca de $15.000 millones provenientes de los ingresos generales de la Nación.

También le pareció correcto que se discuta la sobretasa transitoria del impuesto a las emisiones; no obstante, a su entender, no es adecuado abordarlo en esta instancia; sino que debió haberse discutido en la Comisión de Hacienda, ya que se trata de un tema tributario.

En relación al IVA, expresó que si se hubiera planteado este proyecto de ley como autocontenido y autofinanciado, no se podría haber utilizado el IVA para financiar parte del subsidio. Esto se debe a que congelar las tarifas significa dejar de recaudar IVA y si no se recauda IVA el proyecto no puede ser autofinanciado. Además, el IVA que se va a recaudar cuando suban las tarifas tiene que ir al Fisco.

Este ejemplo, ilustra los riesgos del concepto de autocontenido y autofinanciado, ya que puede llevar a una falta de transparencia y responsabilidad en la gestión de los recursos públicos.

Reiteró que el concepto de proyectos autocontenidos y autofinanciados puede ser riesgoso porque implica que los ingresos fiscales se "inventen" en lugar de ser reales, lo que puede resultar en una situación en la que los ingresos fiscales están "marcados" o asignados para un propósito específico, que si bien puede ser beneficioso para un Director de Presupuestos, porque ayuda a evitar la ejecución de gastos y mantener un mejor balance fiscal; puede ser perjudicial para la política pública y el financiamiento ordenado y responsable del Fisco, como se ha visto en países como Colombia y Perú.

Expresó que la discusión sobre los 150 millones de dólares que faltan para financiar el subsidio, es solo una pequeña parte del presupuesto nacional, equivalente al 0,16%. Es el 0,8% de los gastos no comprometidos por ley, lo que representa menos de 1% del presupuesto total y es 23 veces menos que el monto dejado de ejecutar en inversiones entre 2022 y 2023 y que se ha gastado en gasto corriente en otras cosas.

Es decir, el gobierno gastó 3.500 millones de dólares en gasto corriente en otras áreas, mientras que esta política pública requiere solo entre 300 y 450 millones de dólares. Esto es 7 veces menos que el gasto incurrido para financiar los incendios en Viña del Mar.

En este contexto, la ampliación del subsidio no parece ser una prioridad para el gobierno en términos presupuestarios, puesto que, con un presupuesto total de 92.000 millones de dólares como fue presentado en la Comisión Mixta, los 150 millones de dólares no están incluidos en esa prioridad. En cuyo caso es clave preguntarse quién es más prioritario para el gobierno: el subsidio u otras áreas que requieren financiamiento. El presupuesto es una cuestión de priorización, y en este caso, parece que el gobierno ha elegido priorizar otras áreas.

Estimó que es sorprendente que la discusión sobre los 150 millones de dólares haya generado tantos problemas y complejidad, considerando que es una fracción pequeña del presupuesto total. La búsqueda de mecanismos de financiamiento para financiar cosas concretas es crucial, pero también es importante considerar el costo-oportunidad y las prioridades del gobierno.

El Ministro Mario Marcel mencionó que hay programas que no se ejecutarán hasta fin de año, lo que liberará recursos. Sin embargo, los 150 millones dólares necesarios anualmente para financiar el subsidio no parecen ser una prioridad en el presupuesto.

Destacó que la partida para estos recursos debería estar en el Ministerio de Energía o el Tesoro Público, si es que el gobierno considera que es una prioridad y urgencia.

En conclusión, reiteró que mezclar temas de financiamiento con política pública genera una contienda desigual entre la necesidad social urgente y la política pública que requiere análisis y profundidad. Los inversionistas tienen dudas y el gobierno debe abordarlas. No se trata de competir con prioridades urgentes y populares, sino de discutir las cosas en su mérito y no generar incertidumbre.

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow señaló que el programa de subsidio temporal, desde la perspectiva del aporte fiscal, asciende a cerca de 500 millones de dólares, lo que es significativamente mayor que el presupuesto anual del Ministerio de Energía que es de solo 50 millones de dólares. Es decir, representa aproximadamente un décimo de lo que se necesita para financiar el programa.

El presupuesto del Ministerio de Energía ha mantenido un tamaño similar desde su creación, oscilando entre 40 y 50 millones de dólares anuales, sin considerar los subsidios para gas natural que se otorgan a la Empresa Nacional del Petróleo que, a veces están dentro y otras fuera de la partida de la Subsecretaría de Energía.

Expresó que entendiendo la discusión sobre si el proyecto es misceláneo y si se ajusta al principio de autocontención o no, recordó que nació de una mesa de trabajo técnica establecida por la Ley de Estabilización, que buscaba encontrar nuevos mecanismos de financiamiento para sostener un aumento del subsidio. Esta mesa técnica cuenta con una habilitación legal que le fijó plazos y estableció temas, y su texto fue acordado de manera consensuada y unánime.

El origen de este proyecto se remonta a la Ley de Estabilización, específicamente a una disposición transitoria, incorporada a solicitud de los miembros de la Comisión, que luego de varias redacciones se aprobó por unanimidad.

Por lo tanto, las ideas matrices de este proyecto no son una creación espontánea de un individuo en particular, sino que forman parte de los acuerdos adoptados durante el proceso de estabilización.

En este contexto, es que el gobierno ha manifestado su disposición a llegar a tiempo con un proyecto de ley que pueda ser objeto de conversación y evaluación, siempre con el objetivo de evitar el impacto en los distintos sectores productivos, y tal como mencionó el Ministro Mario Marcel se encuentran trabajando en indicaciones para minimizar este impacto y asegurar que el proyecto de ley sea beneficioso para todos los sectores involucrados.

Expresó que alargar las discusiones aumenta la incertidumbre en el sector, ejemplo de ello, fue el royalty.

11) El Ministro de Energía, señor Diego Pardow [24].

Comentó que la iniciativa surgió como un acuerdo en la mesa técnica con pilares y orientación claros, pero con un trabajo prelegislativo limitado para lograr una pronta aprobación. Es por ello que después de su presentación, han mantenido conversaciones con grupos de parlamentarios y miembros de la sociedad civil para mejorar el proyecto.

En esa línea, han trabajado en paralelo recogiendo los principales aspectos y oportunidades de mejora, con el objetivo de votar en general lo antes posible para abrir el espacio de indicaciones y tener un voto informado.

Adelantó que el contenido de las indicaciones del Ejecutivo, solicitadas por distintos actores, busca abordar los aspectos de mayor debate, relacionados con el cargo FET.

El primer objetivo consiste en evitar la "pendiente resbaladiza" que han advertido algunas empresas y gremios ante la extensión del mecanismo más allá del 2027, mediante la incorporación de una compensación a partir del año 2028, y de ese modo evitar que el mecanismo se extienda en cobertura o temporalidad.

El segundo objetivo pretende apoyar a pequeñas y medianas empresas en dos dimensiones: a) exclusión del cargo FET para pequeñas y medianas empresas que efectivamente participen en la generación distribuida y b) creación de un programa de créditos tributarios para fomentar la inversión en energías renovables a nivel distribuido para pymes que adquieran paneles solares, en colaboración con el Ministerio de Economía.

El tercer objetivo dice relación con la modificación de la estructura financiera de los pilares para priorizar el aporte fiscal en la asignación de demanda y ajustar el financiamiento a la tasa de uso esperada del fondo que puede tener un impacto significativo en la reducción del cargo FET, de aproximadamente un 60%.

En ese sentido, estimó crucial considerar la experiencia previa en la asignación de recursos y las postulaciones realizadas hasta el momento. Al ajustar la estructura financiera y el financiamiento a la demanda esperada, se puede lograr una mayor eficiencia en la asignación de recursos y reducir el cargo FET de manera significativa.

De acuerdo con las proyecciones solicitadas a SPEC -consultora independiente con larga reputación en el sector eléctrico-, las compensaciones por precio estabilizado alcanzarán, al menos, los 500 millones de dólares anuales durante el período 2025 a 2027, según exhibió con el siguiente gráfico:

Explicó que los principales puntos del resultado de la proyección realizado por SPEC sobre el pilar de la generación distribuida, dicen relación con que:

- Los costos marginales de energía serán menores a 10 dólares/MWh en los próximos años (2025-2027).

- Por contraste el ingreso estabilizado será significativamente mayor.

En consecuencia, el mecanismo de precio estabilizado funcionará como un subsidio cruzado en los próximos tres años, donde el sistema subsidia a los ingresos de la generación distribuida en un monto que oscila entre 600 millones y 500 millones de dólares anuales. Acentuó que la expectativa original de recaudación era de 150 millones de dólares anuales, pero esto cambiará significativamente por dos razones que explicará posteriormente.

En consecuencia, la propuesta de indicaciones del Ejecutivo contempla:

1) Disminución del cargo FET.

La primera razón para cambiar la expectativa de recaudación del cargo FET es que la tasa de uso realista es difícil de alcanzar en un 100%. La tasa de uso más alta registrada en programas sociales es del 85% en la PGU. Luego considerando una trayectoria conservadora, se estima que la tasa de uso comenzará en un 64% en el primer semestre de 2025 y llegará al 85% en el segundo semestre de 2027.

A su vez, se invierte el orden de imputación de los pilares de financiamiento, haciendo que el aporte fiscal cubra la mayor parte de este, y con ello se puede disminuir significativamente la expectativa de recaudación del cargo FET.

Estas consideraciones permiten una reducción del cargo FET desde $1.8 por kWh a un monto variable y decreciente según el siguiente esquema: 2025 $1 por kWh, 2026 $0.8 kWh y 2027 $0.6 kWh. Esto representa una disminución del 60% en la expectativa agregada de recaudación, pasando de $450.000 millones a $200.000 millones.

2) Uso del cargo FET como crédito.

El cargo FET se utilizará como un crédito contra el sistema, permitiendo acumular cuentas por cobrar y “netearlas” con cuentas por pagar a partir de 2028. Esto genera dos beneficios claves: uno, claridad legal porque se establece explícitamente la existencia de dos periodos, elevando el mecanismo transitorio del decreto supremo N° 88 a nivel legal (actualmente a nivel reglamentario); y dos, permite descontar créditos a nivel de holding o grupo empresarial, no solo en la misma unidad económica o proyecto.

Aclaró que el punto dos, promueve la diversificación tecnológica, ya que tecnologías como la eólica, hidroeléctrica y baterías aportan al sistema, mientras que la tecnología solar (mayoritaria) recibe subsidios cruzados. Al permitir el uso de créditos dentro de un mismo holding se aborda el argumento de la "pendiente resbaladiza" y se establece un mecanismo de compensación futuro, ambas críticas que ha recibido el proyecto de ley en su propuesta inicial.

3) Diferimiento del mecanismo asociado al cargo FET.

Expresó que el tercer grupo de indicaciones busca abordar la situación de proyectos de generación distribuida que iniciaron operaciones después de cerrada la ventana de incorporación, que enfrentaron dificultades en permisos y desembolsos iniciales significativos.

En consecuencia, para brindar flexibilidad, se permitirá que pospongan su entrada en operación al sistema durante doce meses, es decir, posterga el pago del cargo durante los primeros doce meses de operación de los proyectos PMGD.

4) Exención de pymes.

Se excluye del sistema a las pymes propietarias-desarrolladoras de PMGD, considerando la norma tributaria que distingue entre pymes auténticas y aquellas dentro de grupos empresariales más grandes, en favor de los pequeños emprendedores propietarios de medios de generación distribuida.

5) Crédito tributario para pymes para instalación de paneles solares de autoconsumo.

Sostuvo que esta propuesta se logrará mediante políticas de asistencia como precios preferentes de energía, conocida como "bolsa pyme", y medidas que faciliten la adquisición de paneles solares para autoconsumo para ese tipo de empresas.

Como medida de fomento a la transición energética, el autoconsumo y la consecuente disminución de costos de energía, se incorporan incentivos tributarios para la inversión en sistemas fotovoltaicos para autoconsumo a empresas de menor tamaño con una vigencia de dos años, mediante el otorgamiento de un 25% del valor de la inversión como crédito tributario con un tope, mientras que el 75% restante se reconoce como gasto vía depreciación instantánea. En caso de remanente de crédito tributario, las empresas tendrían derecho a la devolución del impuesto de primera categoría en el ejercicio correspondiente.

Finalmente, afirmó que las indicaciones mencionadas, buscan abordar las principales críticas iniciales y mejorar el proyecto de ley.

12) El Director Ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar A.G., ACESOL, señor Darío Morales [25].

Iniciando su intervención, expresó que Acesol representa a 160 empresas relacionadas con la energía solar, incluyendo proveedores de equipos, servicios legales, ingeniería, ambientales, generación de gran escala, PMGD, autoconsumo, generación residencial y promoción de energía solar térmica.

Acentuó que el proyecto de ley es de gran interés de la Asociación y han seguido la discusión pública y las sesiones de la Comisión; sin embargo, ha notado que el aumento de la generación distribuida, especialmente la solar, es percibida como un problema. No obstante, a su juicio, la generación distribuida (PMGD), autoconsumo y generación residencial, es parte de la solución y no del problema.

Comentó que la iniciativa legal, en su forma actual, tendrá graves consecuencias sobre las inversiones en ERNC y sistemas de almacenamiento, y por sobre todo no resuelve de manera definitiva el problema del alza de la tarifa de las familias chilenas, y en esa línea compartirá una propuesta de solución.

A mayor abundamiento, afirmó que la tendencia mundial para la siguiente fase de la transición energética es precisamente la promoción de la generación distribuida.

La generación distribuida es una solución clave para abordar el problema del alza de las tarifas de energía para las familias chilenas, aunque existe la errada percepción de que es parte del problema.

A nivel internacional, países como Alemania, Francia y Estados Unidos fomentan la generación distribuida y residencial. En Chile, el Ministerio de Energía y expertos como el Instituto de Sistemas Complejos de Ingenieras reconocen sus beneficios y la necesidad de políticas públicas de apoyo.

El Ministerio de Energía, encargó al Instituto de Sistemas Complejos de Ingeniería y al Imperial College London, un estudio que revela que la generación distribuida puede reducir el costo de la transición energética en aproximadamente 2 billones de dólares en un escenario con alta penetración de recursos distribuidos, flexibilidad en la demanda y electromovilidad en el horizonte de análisis.

Aludió a diversos ejemplos de generación distribuida relativas a instalaciones como PMGD (pequeñas centrales hidroeléctricas y mini centrales hidroeléctricas) en Concepción y en la Región Metropolitana e instalaciones de autoconsumo en sectores rurales, cuya única diferencia es la cantidad de paneles solares. Los beneficios de la generación distribuida llegan directamente a familias y empresas chilenas, independientemente de su ubicación en el territorio nacional, aunque el desierto de Atacama tiene la mejor radiación solar del mundo, la zona centro y centro-sur también pueden beneficiarse de la energía solar, aseveró.

Explicó que su propuesta busca demostrar que la generación distribuida es una solución efectiva y económica para la transición energética en Chile. La generación distribuida, ejemplificada por plantas PMGD, ofrece múltiples beneficios por su bajo impacto ambiental y porque pueden conectarse cerca de los centros de consumo, mejorando la resiliencia del sistema eléctrico.

Además, las plantas PMGD invierten en las redes de distribución, beneficiando a la comunidad. La regulación actual, vigente desde 2004, es una política pública que fomenta la generación distribuida, pero requiere adaptarse a los avances tecnológicos y la irrupción de energías renovables no convencionales.

A mayor abundamiento, la energía solar ofrece flexibilidad y acceso a energía renovable en zonas rurales y urbanas, ya que su característica de modularidad permite su instalación en cualquier lugar, desde Atacama hasta Puerto Montt, impulsando el desarrollo económico local. Catalogó como fundamental actualizar la regulación para aprovechar al máximo la capacidad de las plantas PMGD y hacer el sistema eléctrico más resiliente y sostenible.

En términos normativos, señaló que el mecanismo de estabilización de precios del decreto supremo N° 244 de 2006, fue diseñado para reducir las barreras de mercado y promover la creación y desarrollo de centrales de pequeño tamaño conectadas a las líneas de distribución. Sin embargo, en 2020, por medio del decreto supremo N° 88, la autoridad decidió modificar este mecanismo y ya no está disponible para nuevas empresas adscribirse al precio estabilizado.

Destacó que fue un mecanismo que buscó fomentar la instalación de generación cerca de los centros de consumos, cuyo objetivo fue que se redujeran las barreras de mercado para este tipo de proyectos y que estuvo disponible para cualquier actor del mercado, lo que contribuyó a la diversificación de la oferta energética

Exhibió la siguiente imagen sobre la capacidad instalada y distribución geográfica:

El resultado de la política pública para la promoción de la generación distribuida bajo el mecanismo de precios establecido en el decreto supremo N° 244, muestra que los PMGD representan un importante aporte a la matriz energética chilena, con aproximadamente 3,3 GW de potencia instalada, equivalente al 9% de la capacidad total.

De igual modo, se demuestra que la generación solar es la principal fuente de energía en este segmento, con un 80% del total. La distribución geográfica de los PMGD se concentra en las regiones de Coquimbo y Biobío, en la zona centro y centro-sur del país.

En cuanto a los empleos, precisó que la industria PMGD ha generado alrededor de 38.000 empleos directos e indirectos en los últimos cinco años. Entre el 20% y 35% de la inversión en una central PMGD queda en los territorios en forma de empleo, lo que representa un importante beneficio para las comunidades locales. Además, los empleos de operación en este sector son estables y requieren alta y mediana calificación, con una duración de veinte a veinticinco años, que es la vida útil de los proyectos.

Exhibió el siguiente gráfico [26] sobre los empleos generados en los últimos cinco años:

Comentó que un estudio encargado por la Asociación al Centro de Energía de la Universidad de Chile, sobre los beneficios de los PMGD y la generación distribuida en 2023 arrojó resultados interesantes.

Si no hubieran existido los PMGD, se habrían producido 2,4 terawatts adicionales de energía fósil, lo que representa un 80% de la matriz de generación anual. Esta reducción tuvo un impacto significativo en la emisión de gases de efecto invernadero, ya que se evitó la emisión de 2 millones de toneladas de CO2 a la atmósfera.

En esa línea, recordó que el Ministro de Hacienda cuando vino a esta Comisión destacó que el costo social del CO2 es de aproximadamente 60 dólares por tonelada, lo que implica un ahorro social de 125 millones de dólares. Esto es especialmente relevante en zonas de sacrificio, donde la disminución de emisiones es más notable.

En consecuencia, aseveró que la generación distribuida de los PMGD ha permitido: a) La reducción del consumo de combustibles fósiles, el sistema eléctrico ahorró 268 millones de dólares en combustibles fósiles en 2023; b) Menor dependencia de energía importada. La generación cerca de los centros de consumo redujo la transmisión de energía y ahorró $11.6 millones de dólares en pérdidas por transmisión, y c) Reducción de entre 12.1 y 17.7 dólares /MWh en los costos marginales.

A continuación, realizó una analogía con las ampolletas eficientes, que pueden ahorrar entre 40% y 90% del consumo de electricidad, con la generación distribuida que ofrece beneficios que pueden ser difíciles de apreciar a primera vista, pero que existen y son significativos y se ven en las boletas, tal como ocurre con las mencionadas ampolletas.

La generación distribuida y los PMGD han demostrado ser beneficiosos para el sistema eléctrico, pero también es importante considerar sus costos para seguir fomentando la generación distribuida de manera eficiente.

Estimó crucial analizar cómo ayudar a las familias más vulnerables a enfrentar el aumento de las cuentas de energía eléctrica. A modo de ejemplo concreto, una vivienda en la comuna de Independencia con un consumo promedio mensual de 240 KWh gasta alrededor de $360.000 al año en energía; sin embargo, con la instalación de solo dos paneles fotovoltaicos, se puede ahorrar aproximadamente $133.000 anuales, lo que representa un 37% de la cuenta anual de energía. Lo más destacable es que este ahorro no se limita a dos o tres años, sino que es permanente por veinte años.

Por ello, es importante optimizar los programas públicos existentes para apoyar la generación residencial y alcanzar un mayor impacto. Un subsidio directo para financiar paneles fotovoltaicos podría ser una solución efectiva, aseguró.

Con este enfoque, se podría apoyar a entre 300.000 y 400.000 familias adicionales en un plazo de tres a cuatro años, proporcionándoles una solución permanente por veinte años. Esto no solo reduciría la dependencia de los combustibles fósiles, sino que también no dependería de variables externas ni del tipo de cambio del dólar. Además, de que agregaría resiliencia y continuidad de suministro en caso de fallas en la red eléctrica. Este programa sería un paso importante hacia la equidad energética y el bienestar de las familias chilenas.

Ante la inquietud de que algunas viviendas sociales pueden no estar preparadas para recibir energía solar, arguyó que hay ejemplos de proyectos exitosos que demuestran que es posible y beneficioso. Tal es el caso de proyectos de condominios sociales Chañaral y Villa Valparaíso, proyectos de condominios sociales de Tierras Rojas - Quilpué y la reconstrucción sostenible Villa Papalillo, Santa Olga post incendio 2017

Precisó que los proyectos de condominios sociales con paneles fotovoltaicos suministran energía para espacios comunes e iluminación interior. Además, se han instalado sistemas de iluminación pública solar que inyectan energía durante el día y se venden al sistema, reduciendo costos de iluminación nocturna.

Estos proyectos demuestran que la energía solar es viable y beneficiosa para las comunidades más necesitadas. Al aprovechar economías de escala en instalaciones comunitarias, se puede reducir significativamente las cuentas de energía para familias vulnerables y promover resiliencia y continuidad de suministro.

En función de todo lo expuesto, sintetizó su propuesta del siguiente modo:

1) La utilización de recursos para subsidio directo a la inversión en autoconsumo y generación residencial para viviendas sociales, es clave para resolver los problemas de las familias chilenas a largo plazo. En lugar de subsidiar el gasto, subsidiar la inversión es más eficiente ya que va directo a resolver el problema.

2) Una reducción temporal del IVA para proyectos de autoconsumo para pymes y para otros grupos socioeconómico de familias. Esto motivaría la oferta y demanda, compensando la menor recaudación fiscal con un aumento en la actividad económica. Ello, porque el enfoque del primer punto tiene un número limitado de familias beneficiadas.

3) Transformar el programa "Casa Solar" a un modelo de voucher, similar al utilizado por la Comisión Nacional de Riego. Esto permitiría una mayor eficiencia en el uso de recursos públicos y mejorar la coordinación entre ministerios.

4) Es importante mejorar la coordinación pública-privada para maximizar el impacto de estos programas y promover el desarrollo de la industria de generación y autoconsumo. Los programas existentes, como el acondicionamiento térmico en el Ministerio de Vivienda y Urbanismo, pueden ser mejorados y coordinados para alcanzar un mayor impacto.

5) La tramitación del proyecto de ley de impulso a las energías renovables -actualmente radicado en el Senado- es fundamental para avanzar en la generación distribuida y abordar la pobreza energética en Chile.

6) La propiedad conjunta de sistemas de autoconsumo es una excelente opción para comunidades y personas que desean invertir en energía renovable de manera colectiva. La Agencia de Sostenibilidad ofrece programas que facilitan esta iniciativa.

7) El modelo ESCO (Energy Service Companies) es clave para fomentar la inversión en energía renovable, especialmente en el sector privado. Ello permite a las empresas invertir en sistemas fotovoltaicos y compartir los beneficios con los clientes, reduciendo la carga fiscal y promoviendo la eficiencia energética.

8) Disponibilizar fondos de garantía o fondos de inversión por parte de Corfo para ser utilizados en el desarrollo de financiamiento verde para autoconsumo.

Sostuvo que todas estas medidas benefician a familias y pymes, impulsan la economía y crean empleos calificados en el sector del autoconsumo. Además, están alineadas con los objetivos del país en materia de política energética. De igual modo, su implementación no afecta negativamente el clima de inversiones y permite que se pueda avanzar en la discusión sobre la ley de distribución y generación distribuida, paralizada desde 2017.

Enfatizó que es hora de tomar acción y trabajar en conjunto para construir un futuro más sostenible y próspero para Chile. La generación distribuida es una oportunidad para transformar la forma en que se produce y consume energía, y es fundamental aprovecharla para beneficiar a las familias y comunidades más necesitadas.

El programa busca beneficiar al 40% de las familias más vulnerables, aproximadamente 5 millones. Sin embargo, surge la pregunta de cómo elegir entre ellas. La respuesta es que no se puede elegir, hay que llegar a todas, aseveró.

El proyecto de ley busca precisamente lograr este nivel de cobertura, considerando la magnitud del problema y la necesidad de abordarlo de manera integral. El desafío es encontrar una forma de financiar este programa, que requiere una inversión de 500 millones de dólares, considerablemente mayor que el presupuesto del Ministerio de Energía que asciende a 50 millones de dólares.

Sostuvo que el proyecto de ley para implementar sistemas fotovoltaicos en Chile enfrenta desafíos significativos de magnitud y tiempo. La cobertura requerida es del 40% de las familias más vulnerables, (aproximadamente 5 millones), mientras que los programas actuales solo alcanzan un 10% de esa cantidad.

Además, el Programa Casa Solar Social, incluso con modificaciones para agilizarlo, tardaría entre 18 y 24 meses en implementarse, lo que plantea preocupaciones sobre el uso eficiente de los recursos públicos y la necesidad de concursabilidad para elegir beneficiarios y ejecutores.

Luego considerando la urgencia del proceso de estabilización, que debe concluir en enero de 2027, es crucial evaluar la viabilidad de cumplir con este plazo. El Ejecutivo ha demostrado pragmatismo al proponer un crédito tributario para sistemas fotovoltaicos en pymes, lo que podría ser complementario al proyecto de ley.

Catalogó como fundamental encontrar soluciones efectivas y realistas para abordar estos desafíos y asegurar que el proyecto de ley tenga el impacto deseado en las familias vulnerables.

No obstante, de todos modos, se sigue trabajando en el programa Casa Solar Social, que ha enfrentado desafíos en la ejecución presupuestaria pasada. El problema radica en las glosas incluidas para controlar las transferencias entre entidades que no son públicas, como la Agencia de Sostenibilidad Energética, que es un organismo ejecutor del sector energía que, por razones históricas, es una corporación de derecho privado. Esto ha generado complicaciones en la aplicación de las glosas, lo que ha limitado la capacidad de ejecución de los programas, a pesar del interés de los gobiernos regionales.

Este problema se está trabajando en la quinta subcomisión mixta de presupuestos, a fin de proponer nuevas modificaciones en el régimen de glosas que permitan una ejecución eficaz. Se ha discutido con los parlamentarios de la subcomisión y se está coordinando con la Dirección de Presupuestos para encontrar una solución.

Expresó que la Ley de Presupuestos parece prometer un sistema más ágil para el 2025, lo que permitirá avanzar significativamente en el programa Casa Solar Social.

Hizo presente que los programas actuales en colaboración con otros organismos tienen un alcance limitado, con solo 500 unidades en el programa más grande de Casa Solar Social. Aunque se puede expandir, estimó que es crucial no confundir lo complementario con lo esencial. La estabilización requiere un enfoque rápido y efectivo, lo que implica un sistema de subsidios en los órdenes de magnitud necesarios para abordar el problema.

El Director Ejecutivo de Acesol, señor Darío Morales señaló que la implementación de programas de generación distribuida, como el de Casa Solar Social, enfrenta varios desafíos; y que la experiencia de las empresas socias de la Asociación en la ejecución de proyectos puede ser un valioso aporte para mejorar la eficiencia y reducir los obstáculos.

Al diputado Jaime Mulet respondió que entre las barreras identificadas se encuentran las regulaciones, la tramitación de permisos con entidades públicas y empresas distribuidoras, y la coordinación entre el sector público y privado. Es fundamental la colaboración entre los diferentes actores involucrados para abordarlas.

Precisó que el estudio encargado por Acesol, que será compartido con esta instancia, identifica específicamente las barreras regulatorias, de tramitación de permisos y con empresas distribuidoras. Estas medidas pueden ser tomadas rápidamente para impulsar los proyectos.

Reiteró que la generación distribuida puede ser una herramienta clave para alcanzar la estabilidad energética y reducir la dependencia de fuentes de energía no renovables. Al trabajar juntos, se pueden superar las barreras y avanzar hacia un futuro más sostenible.

En relación a la pregunta del diputado Cristián Tapia, contestó que Acesol cuenta con una diversa base de empresas socias, con un 31% de pequeñas empresas, 10% de microempresas, 4% de profesionales, 22% de empresas medianas y 23% de empresas grandes.

En cuanto a la pregunta sobre por qué el desarrollo de la energía solar se ha concentrado en la zona norte y no en la zona centro-sur, comentó que la respuesta radica en las condiciones excepcionales del desierto de Atacama. Esa región ofrece economías de escala impresionantes para el desarrollo de la energía solar, lo que la convierte en una ubicación ideal para proyectos de este tipo.

Es más, Chile cuenta con la mejor radiación solar del mundo, lo que la convierte en un lugar ideal para la generación de energía renovable. El Ministerio de Bienes Nacionales ha implementado programas de concesiones para utilizar terrenos para la energía renovable, haciendo que sea más rentable construir plantas de gran escala.

Mostró su mejor disposición para trabajar con el Congreso y el Ministerio de Energía, a fin de compartir experiencias y mejorar los programas de energía renovable, con el objetivo de aumentar su alcance y eficacia.

Aclaró que su propuesta de entre 300 y 500 mil viviendas o instalaciones adicionales, incluyendo instalaciones comunitarias, para sumar a las 1.6 millones de viviendas ya financiadas con subsidio, no cubre al 10% de las familias vulnerables.

13) El Coordinador Nacional de la Asociación Nacional APR´s Chile, señor Rufino Hevia [27].

Iniciando su intervención, expresó que son una Asociación que cuenta con una trayectoria de dos años aproximadamente, que surgió en respuesta a la ley N° 20.998, que regula los servicios sanitarios rurales. Entre sus logros destacó la creación de una mesa única nacional para discutir la ley y abordar problemáticas profundas y los avances en la búsqueda de soluciones para resolver los desafíos relacionados con el agua potable rural. Ello demuestra el compromiso de APR Chile con la comunidad y su capacidad para impulsar cambios positivos.

Comentó que solicitaron asistir a esta Comisión porque el proyecto de ley en cuestión aborda intenciones que podrían aliviar la carga en recursos económicos y también avanzar en soluciones más estructurales, abordando el nexo agua-energía para permitir un ejercicio efectivo del cumplimiento del derecho humano al agua y saneamiento rural para las comunidades.

Es preciso tener presente que las organizaciones gestionan, administran el agua para más de dos millones de personas, y las dirigencias de APR son colaboradores no remunerados del Estado. Sus organizaciones son entidades sin fines de lucro, que no realizan un uso productivo del agua y por tanto no acumulan capital, más aún, los pocos fondos de reserva que pueden generar se utilizan en reparaciones básicas y en emergencias del día a día, sentenció.

Las alzas en las cuentas eléctricas revelan una realidad compleja que pone en peligro la continuidad del servicio de agua potable para las comunidades rurales, ya que, la tensión social que se está viviendo por los dirigentes de APR es muy grande, porque no existen mecanismos que permitan cubrir estas alzas eléctricas.

Como lo decía el Ministro Mario Marcel en la sesión pasada de esta Comisión, la paz social está en riesgo, es urgente dar respuesta a las alzas eléctricas, las APR carecen de fondos de reserva y mucha gente no podrá pagar un alza en las tarifas ya reguladas de consumo de agua, por lo tanto, la posibilidad de que las APR entren en insolvencia económica está latente, y esto acarrearía un caos social y dirigencial difícil de resolver.

Precisó que su opinión no está centrada en las cifras, ni en el conflicto que han posicionado las compañías eléctricas; sino que en el cumplimiento del derecho humano al agua y saneamiento rural.

Sostuvo que son de gran importancia los elementos sociales que se desprenden del proyecto en beneficio de las APR.

En consecuencia, es de suma relevancia:

1) Perfeccionar las facultades de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Estimó fundamental perfeccionar las facultades de la SEC, para abordar el trato displicente y discriminatorio que han recibido por parte de las compañías eléctricas, que los consideran como un cliente cualquiera o asimilado a una pyme. Han enfrentado problemas como cortes constantes de energía que afectan la continuidad del servicio de agua potable y/o dañan la infraestructura, diversidad de tarifas injustas, lentitud en proyectos de mejoramiento y deficiencias en respuestas a emergencias eléctricas.

Lo anterior, hace imprescindible mejorar la calidad energética que se brinda para la producción de agua potable rural, con una atención prioritaria para los APR ante situaciones de emergencias eléctricas, por cortes de energía o fallas en el servicio eléctrico, que podría hacer la diferencia en la continuidad del servicio de agua potable y en la protección de los operadores y dirigentes. Nunca más se deben lamentar accidentes como el ocurrido el día miércoles 22 de mayo del 2024, que costó la vida del operador don Sergio Vega Guzmán de la Cooperativa de Agua Potable Algarrobal de la comuna de San Felipe, Región de Valparaíso.

Afirmó que se necesita que los sistemas de agua potable rural sean considerados como infraestructura crítica para todos los efectos de atención, prioridad y respuesta ante emergencias que significa el nexo agua-energía.

2) Artículo segundo transitorio.

El artículo segundo transitorio en su inciso segundo señala que: “Para acogerse al Precio Preferente Pyme a que se refiere el artículo primero transitorio de la presente ley, las micro, pequeñas y medianas empresas deberán acreditar su condición de tales mediante el procedimiento que se establezca en la resolución exenta que el Ministerio de Energía dicte al efecto”.

En este punto, aclaró que las APR no son una pyme, sino que organizaciones colaboradoras del Estado sin fines de lucro, que no hacen un negocio con la gestión del agua.

En ese sentido, es de justa razón que las pymes reciban un apoyo del Estado ante estas alzas eléctricas, pues muchas de ellas también habitan los territorios rurales y son parte fundamental del desarrollo económico de las localidades. No obstante, es necesario que se haga la diferencia tanto en el lenguaje como en las exigencias que el proyecto contempla, solicitando una mención explícita para que las APR puedan acogerse al precio preferente dada la condición de prestadores de un servicio esencial e imprescindible para la vida y sin fines de lucro.

A continuación, por razones de tiempo, se refirió a la propuesta de la Organización consistente en que la ley incorpore un artículo de exclusividad para las APR, donde se aborde lo siguiente:

- Que el Ministerio de Obras Públicas actualice y fortalezca su registro para tener certeza de que las APR están identificadas, con número de cliente de cuenta de la luz asociado.

- Que se establezca expresamente la preferencia de las APR para acceder al precio preferente, dada la condición de prestadores de un servicio esencial e imprescindible para la vida y sin fines de lucro.

- Considerar a las APR como organizaciones con infraestructura crítica, con el fin de exigir una atención prioritaria de parte de las concesionarias eléctricas, en consideración al rol que se cumple y a la naturaleza de la organización de las comunidades, como entidades sin fines de lucro.

- Contar con un sistema tarifario único para APR, con rebaja tarifaria permanente, acordes al cambio climático y rol de servicio esencial para la vida que desarrollan en las comunidades rurales.

- Disponer de un subsidio directo a cada APR según el alza que le afecta, para evitar que caigan en insolvencia económica.

- Contar con una compensación directa a las APR ante cualquier interrupción del suministro eléctrico y ante daños o fallas en la infraestructura y equipos, provocados por esta interrupción en el suministro eléctrico, a fin de resguardar la continuidad del acceso al derecho humano al agua, procurando la reposición inmediata de equipos e infraestructura dañada.

- Compensación ambiental para las organizaciones de APR por la instalación de proyectos eléctricos, por ejemplo, proyectos eléctricos fotovoltaicos u otros.

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow recordó que en la legislatura pasada, se aprobó rápidamente la exención de hora punta para las organizaciones de agua potable rural (APR), lo que demuestra su compromiso con mejorar los procesos.

En esa línea, expresó que el Ejecutivo está dispuesto a incluir a las APR en la bolsa de subsidio de manera prioritaria, considerando su vital rol en los servicios sanitarios rurales.

En ese orden de ideas, propuso explorar una forma automática de asignación utilizando el registro existente, que ya ha demostrado ser efectivo en la exclusión del cargo de hora punta. Sin embargo, se debe mejorar el listado de APR, ya que algunas están fuera, para cuyo efecto trabajarán con el Ministerio de Obras Públicas para implementar esta ley a tiempo.

Se mostró comprometido con proteger el derecho humano al agua y garantizar la continuidad del servicio de agua potable rural.

Asimismo, aclaró que la identificación de las APR no es inconstitucional ni genera discriminación arbitraria, contrario a lo mencionado por el representante de Libertad y Desarrollo en esa instancia. La identificación de las APR se hace para garantizar el acceso a servicios esenciales y proteger el derecho humano al agua que no implica discriminación arbitraria, sino una distinción razonable para asegurar el bienestar de las comunidades rurales.

El señor Rufino Hevia respondió que la relación con el gobierno fue tensa en un inicio, especialmente debido al compromiso del Presidente Gabriel Boric de revisar la ley que afecta a las APR; sin embargo, una vez que se avanzó en el proceso, la comunicación se volvió más fluida.

Los representantes de APR Chile han mantenido un diálogo constante con los ministerios y han expuesto sus visiones en el Senado; pero, aunque han logrado hacerse escuchar, la ley sigue siendo un obstáculo que limita su progreso.

Reiteró que es crucial que las compañías eléctricas consideren la función vital que cumplen las APR y les brinden una atención adecuada. La muerte de un operador debido a la falta de atención oportuna de las compañías eléctricas es un ejemplo trágico de la importancia de esta consideración. En ello radica la necesidad de contar con más tiempo para exponer sus necesidades y visiones, subsidios directos para enfrentar las alzas de tarifas eléctricas y garantía para cumplir su rol en la sociedad.

Comentó que como dirigente social, le es difícil entender la legalidad y las cifras técnicas, pero es fundamental que se tenga en cuenta el sentido común y la realidad que enfrentan las APR. Es hora de que se escuchen sus voces y se tomen medidas concretas para apoyar su labor.

La situación es crítica, lo están pasando mal y las alzas de tarifas eléctricas requieren subsidios directos para mitigar su impacto y garantizar su rol. Es hora de tomar medidas urgentes, realzó.

14) El Académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile, señor Humberto Verdejo [28].

Sostuvo que se trata de un proyecto complejo porque busca resolver un problema creado por el Estado y los actores del sector, generando una contradicción entre la necesidad de resolver el problema y la necesidad de certidumbre y respeto a las reglas del juego en el sector.

No obstante, desde su perspectiva académica, puede expresar su opinión e ideas de manera objetiva.

Comentó que el mecanismo del precio estabilizado no es un subsidio como han planteado algunos invitados porque no hay fondos del Estado. Es una política pública implementada desde 2004, que ha demostrado ser exitosa en la promoción de la transición energética y la generación de energías renovables. Destacó que pese a que en 2004 se permitió la conexión de pequeños medios de generación (ley N° 19.940), recién en 2016 la industria aplicó el mecanismo; ese año, la primera unidad se acogió al precio estabilizado.

Sin embargo, es crucial revisar las regulaciones con cuidado y mesura para evitar repetir errores del pasado. En particular, llamó a considerar los siguientes aspectos:

- La experiencia fallida de la ley de estabilización del 2019 y el segundo mecanismo de estabilización del 2022, que se tramitaron rápidamente (menos de un mes) y generaron problemas.

- La importancia de no condicionar las inversiones en el corto plazo, ya que una legislación apresurada podría afectar negativamente la industria renovable.

- El papel clave que juegan los pequeños medios de generación en la transición energética, ya que financian su propia infraestructura y contribuyen significativamente a la incorporación de energías limpias.

Insistió que es hora de tomar una pausa y reflexionar sobre el camino a seguir, buscando un equilibrio que promueva la transición energética sin generar nuevos problemas, lo que requiere una revisión cuidadosa y mesurada de las regulaciones para asegurar un futuro sostenible y eficiente en el sector energético.

Es sabido que el país necesita inversión en almacenamiento y líneas de transmisión para avanzar en la transición energética. Sin embargo, para atraer a los inversionistas, es fundamental ofrecer certidumbre y respetar las reglas del juego establecidas.

Exhortó a considerar que la colaboración público-privada ha sido clave en la construcción de obras eléctricas y en la transición energética; en consecuencia, avanzar con un proyecto que va a modificar las reglas del juego introducirá mayor incertidumbre (precio estabilizado y al mismo tiempo modificar los contratos de suministro), que son buenas o no tan buenas.

En ese sentido acotó que en el mercado las reglas son claras: los pequeños medios de generación pueden optar al precio estabilizado o al costo marginal, mientras que los generadores grandes pueden optar por el mercado spot o contratos de suministro.

Respetar las reglas del juego y revisarlas en su justa medida fortalecerá la política pública y atraerá inversión. No se trata de caer en la inacción, sino de avanzar con certidumbre y respeto a las reglas establecidas, acentuó.

En relación al aporte por IVA extraordinario, señaló que es un tema crucial en la discusión sobre la recaudación de fondos para el sector eléctrico. A partir de los datos de facturación de clientes regulados solicitados a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, evaluó cuatro escenarios para determinar la recaudación potencial.

El primer escenario “IVA todas las tarifas BT1a”, arrojó una recaudación de 724 millones de dólares entre el segundo semestre de 2024 y el segundo semestre de 2027, lo que equivale a 241 millones de dólares anuales. Sin embargo, aplicando la regla de un tercio, este monto se reduce a 80 millones de dólares que corresponde al aporte anual del Estado considerando las reglas del Ministerio de Hacienda.

Ahora, si se considera el IVA extraordinario solo en el período de alza de tarifa, entre el segundo semestre de 2024 y el primer semestre de 2025, la expectativa de recaudación aumenta significativamente a 905 millones de dólares (versus los 724 que proyecta el Ejecutivo), lo que se traduce en 300 millones de dólares anuales. Con la regla de un tercio, este monto llegaría a 100 millones de dólares anuales (aporte anual del Estado considerando las reglas del Ministerio de Hacienda optimizado), superando los 80 millones inicialmente propuestos.

La única diferencia entre los dos cálculos es que en el segundo caso, solo se calculó el IVA extraordinario en el período de alza de tarifa.

Por tanto, según el proyecto de ley, al día de hoy, usando el modo de cálculo del Ministerio de Hacienda, el monto no es de 80 millones de dólares anuales, sino 100, considerando solamente el efecto de incremento de tarifa. Tal como explicó, en un medio de comunicación, el día de hoy el Ministro, después del segundo semestre de 2025 se espera un período de baja tarifa, lo que haría que el IVA sea contraproducente para el usuario.

En consecuencia, es fundamental considerar solo el efecto de incremento de tarifa en la modelación del aporte del Estado, reiteró.

El segundo ejercicio sobre “IVA todas las tarifas BT1a residenciales”, proyectó una recaudación total entre el segundo semestre de 2024 y segundo semestre de 2027 de 76 millones de dólares anuales considerando las reglas del Ministerio de Hacienda. Sin embargo, pensando solo el incremento positivo de la tarifa, también se llegó a 100 millones de dólares anuales.

En el tercer ejercicio “IVA todas las tarifas BT1a, BT4.3 y AT4.3”, al incluir las tarifas industriales, el monto ascendería a 123 millones de dólares anuales del Estado considerando las reglas del Ministerio de Hacienda. Si se considera el IVA de todas las tarifas, el fondo estatal pasaría de 100 millones a 150 millones de dólares anuales por la pendiente positiva del incremento de tarifa.

Entonces con el ejemplo, se tendría garantizada la política pública; no obstante, la argumentación de Hacienda sobre el IVA débito y el IVA crédito -aspecto tributario, que no es su especialidad-; los números muestran que la política pública podría garantizar la cobertura de 4 millones de dólares para los usuarios, afirmó. Ahora sobre cómo se distribuya es parte del ejercicio que tiene que hacer Hacienda.

Un último escenario, si se considera el IVA de todas las tarifas disponibles el monto de los 80 millones de dólares anuales del Estado se incrementa a 150 con el modelo actual, y si solo considera el incremento positivo de la tarifa se pasaría de los 100 a los 190 millones de dólares anuales.

Sostuvo que el mensaje clave de lo anteriormente expuesto es que hay recursos disponibles a través del IVA extraordinario.

A continuación, abordó otro elemento de la discusión, relativo a las multas aplicadas por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Comentó que según la información que solicitó por transparencia a la SEC sobre los montos asociados en multas a empresas eléctricas de los últimos cuatro años, obtuvo que solo en 2024, se pueden acumular 20 millones de dólares adicionales en el fondo.

Por ende, considerando los recursos por IVA extraordinario, manteniendo las reglas del Ministerio de Hacienda (100 millones de dólares), y la recaudación del Estado por las multas SEC de 20 millones dólares, la cobertura del subsidio se podría duplicar llegando a más de 3 millones de hogares beneficiados (6.093.843 personas), lo que representa casi el 36% de la cobertura del país.

Sin embargo, estimó importante mantener las proporciones respecto, por ejemplo, al subsidio del agua potable. Por ejemplo, el año 2023 se beneficiaron a 981.634 hogares. Solo con el IVA extraordinario y multas SEC, el subsidio eléctrico sería tres veces superior al del agua potable, es decir, el subsidio eléctrico triplicaría el subsidio del agua potable. Luego cabría preguntarse por qué incrementar el subsidio eléctrico y no el del agua potable.

Precisó que, si el Estado replicase el aporte que realiza hoy al copago del consumo de agua potable, más el IVA extraordinario y la recaudación por multas SEC, se tendrían los siguientes números: recursos actuales por ley N° 21.667, ascendentes a 20 millones de dólares por parte del Estado y 100 millones de dólares de los usuarios, que benefician a 1.5 millones de usuarios. Si a ello, se suman los nuevos aportes del Estado por 100 millones de dólares por IVA extraordinario, más los 20 millones de dólares por recaudación multas SEC y los 80 millones de dólares que se deberían incorporar para replicar el aporte al subsidio de agua potable, se podría apoyar a cuatro millones de hogares.

A modo de síntesis, concluyó que:

1) El problema de las alzas de tarifas es producto de dos decisiones que tomó el Estado en gobiernos distintos y que se tradujeron en las leyes N°s 21.185 y 21.472.

2) Los usuarios y participantes del sector eléctrico no tienen responsabilidad alguna por el desafortunado resultado de esas políticas públicas.

3) El Estado recaudará los recursos necesarios para financiar los anuncios del 1 de julio en relación con la cobertura del subsidio.

4) Cualquier otra forma de recaudación asignará responsabilidades a actores que no toman decisiones de políticas públicas.

5) Para avanzar decididamente en la transición energética es imprescindible respetar las reglas del juego. Sin ello, solo se pondrá en riesgo las inversiones y la certidumbre para todos los actores del sector.

6) Es importante recordar que las inversiones en infraestructura crítica se desarrollan a partir de una relación entre el Estado y los privados.

7) Es totalmente razonable revisar la regulación permanentemente y los aspectos que deben ser mejorados. Sin embargo, la coyuntura de las alzas de tarifas no es el espacio adecuado para lo anterior.

8) Se está perdiendo tiempo importantísimo en atender otras urgencias que tienen los usuarios finales del sector, específicamente producto de las consecuencias de cortes de suministro con ocasión del evento del 1 de agosto.

Reiteró que el Estado debe recaudar recursos para cumplir con el compromiso de cuatro millones de usuarios, sin perjuicio de esperar el resultado de la postulación. Los recursos por IVA, multa SEC y aportes del Estado están sobre la mesa, por lo que no es necesario introducir mayor incertidumbre al sector.

La regulación debe revisarse con cuidado y mesura para evitar hipotecar los avances logrados hasta ahora.

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow señaló que la situación de las personas electrodependientes ya fue considerada en la mesa técnica y se incorporó en la modificación del reglamento, que fue publicado el sábado pasado en el Diario Oficial.

Aseveró que las personas electrodependientes tienen prioridad en el subsidio eléctrico, independientemente de su posición en el Registro Social de Hogares en esta postulación y en las siguientes.

El Ministro de Energía señaló que el Ejecutivo siempre está dispuesto a revisar los números del informe financiero sobre las estimaciones de recaudación por mayor impuesto al valor agregado. Sin embargo, el informe compromete un aporte fiscal sin estar sujeto a recaudación efectiva, es decir, no hay una destinación específica de impuestos para gasto, lo que ha sido objeto de cuestionamientos en el pasado debido a su eventual inconstitucionalidad (aclaró que se hacen estimaciones conservadoras para evitar subdimensionar la recaudación).

Sobre la posibilidad de expandir el gasto, afirmó que el Ministro de Hacienda ha sido claro en que no hay más disponibilidad de recursos, y que la estructura de las finanzas públicas es un tema político. La necesidad de esta política social es clara, pero es importante considerar las limitaciones de las finanzas públicas y encontrar un equilibrio entre las necesidades sociales y la sostenibilidad fiscal.

Se busca asegurar que no haya un impacto permanente en el sector de la generación distribuida, mediante las indicaciones anunciadas en la sesión anterior.

Una cuestión fundamental consiste en responder si los recursos de la política de precios estabilizados -que actualmente funciona como un subsidio cruzado del sistema hacia el sector industrial-, es mejor que se mantengan ahí o se destinen a las familias vulnerables.

La posición de autocontención del Ejecutivo implica una decisión política. No se busca implementar mecanismos de financiamiento adicionales fuera de la Ley de Presupuestos, sino mantener las prioridades de gasto público establecidas por la ciudadanía, como son la seguridad, la recuperación del sistema de salud y la educación.

En cuanto a la cobertura, señaló que han realizado un ejercicio transparente para mostrar las expectativas; sin embargo, si no se alcanza a cubrir el 60% de la población más vulnerable en esta convocatoria, surge la pregunta de si se debe ajustar la recaudación a la baja o realizar una convocatoria extraordinaria.

La posición del Ejecutivo es llegar a la mayor cantidad de familias vulnerables posible. En los próximos tres años, el enfoque debe estar en acompañar el proceso de estabilización y apoyar a las familias más necesitadas.

Reiteró que es una decisión política sobre dónde asignar los recursos. A su juicio, el último peso disponible debe ser destinado a las familias más vulnerables, con celeridad y prontitud.

El Académico, señor Humberto Verdejo a la diputada Marcela Riquelme respondió que sí, efectivamente, si se hace el ejercicio, las pymes podrían tener una rebaja en la tarifa. El precio regulado está muy por encima del precio estabilizado debido a desacoples y contratos costosos de diferentes coyunturas. En un escenario ideal, no debería haber una diferencia tan grande entre el precio estabilizado y el costo marginal, lo que se traduce en pagos adicionales laterales. A su juicio, si se tuvieran líneas de transmisión y sistemas de almacenamiento no habría esta discusión.

Enfatizó que el tema de fondo es que cambiar las reglas de juego puede resolver un problema hoy, pero generar uno mayor en el futuro. La propuesta de sacar medio Tera de la energía regulada puede tener consecuencias impredecibles, ya que la demanda puede variar significativamente con el tiempo.

Cosa distinta es que en la próxima licitación, se diga que ahora entran los PMGD de manera gradual, ya que están en un período transitorio. En ese caso las reglas del juego para los PMGD tienen un inicio y un fin (el precio estabilizado terminará en algún momento). De ese modo las nuevas licitaciones tendrán reglas claras para todos los participantes, lo mismo aplica para el caso de modificar los contratos de suministros.

Es crucial aprender de los errores del pasado para evitar cometerlos en el futuro. La experiencia con el PEC 1 y PEC 2, tal como anunció en su discusión, demostró que no se aprendieron las lecciones necesarias, llevó a fallas repetidas. Ahora, en esta nueva coyuntura, no se puede permitir que la historia se repita y se deben tomar decisiones informadas para evitar errores similares.

El Ministro de Energía aclaró que la postulación al subsidio es un indicador crucial de cómo está llegando a los sectores más vulnerables del país; sin embargo, el número de postulaciones no debe utilizarse como evidencia respecto de la necesidad de esta política pública.

Por ejemplo, el hecho de que hoy haya 250.000 postulaciones no significa que las familias que no están postulando no necesiten el beneficio; sino que, refleja la dificultad de llegar a esos espacios por parte del Ejecutivo. No cabe duda que el subsidio es necesario.

Hizo presente que es hora de trabajar juntos para asegurar que este subsidio llegue a quienes más lo necesitan, sin importar el color político, y con la disposición del Ejecutivo de hacer un procedimiento extraordinario para asegurar su continuidad.

15) El Director Ejecutivo de Generadoras de Pequeñas y Medianas GPM A.G., señor Matías Cox [29].

A modo de contexto señaló que el debate gira en torno a una política pública impulsada por el gobierno para triplicar el subsidio a las familias más vulnerables, en base a tres pilares, a saber:

1. Recaudación adicional del IVA, cuestión que consideran adecuada.

2. Aumento temporal al impuesto al carbono.

3. Recaudación con cargo a los retiros y bolsas pymes.

Sostuvo que son los dos últimos pilares con los cuales tienen diferencias, dado que consideran que dichos pilares retiran ingresos de las empresas para poder financiar políticas públicas. Lo anterior, señaló, transgrede los principios tributarios del país, que han sido la base de desarrollo en los últimos años. En esta línea, sostuvo que se está ampliando un subsidio social mediante la confiscación de las rentas legales de los privados.

Afirmó que el gobierno está incurriendo en una práctica inconstitucional, toda vez que está destinando un ingreso a un fin determinado, lo que transgrede el principio de no afectación. Agregó que el rol de las empresas no es proponer políticas públicas y tampoco financiarlas, porque es el Estado quien debe determinar, en el presupuesto de la Nación, el uso y destino de los recursos públicos para financiar las políticas públicas conforme a las prioridades del país.

Manifestó que este pilar ha sido controversial, porque las empresas han debido gastar tiempo en discutir este tema, en vez de estar discutiendo cuestiones de largo plazo, como la distribución eléctrica.

A su vez, señaló que el Ministro de Energía ha afirmado que este mecanismo de financiamiento del subsidio es fruto de un acuerdo. Sin embargo, si se revisa el informe de la mesa técnica y las sesiones realizadas, en ninguna sesión hubo votación alguna respecto a estos pilares. Tampoco puede ser un acuerdo, cuando incluso los diputados que integraron dicha instancia propusieron medidas alternativas o manifestaron que estaban en desacuerdo con la forma en que se estaba impulsando esta medida para triplicar el subsidio.

En este mismo orden de ideas, manifestó que no se ha escuchado a las distintas voces de la industria, porque académicos, expertos, empresas, exministros, entre otros, han declarado su desacuerdo con esta política pública. No se ha visto ninguna voz a favor de esta o que haya manifestado que esto es una buena idea.

Señaló que con estas medidas se alteran las condiciones para inversiones ya realizadas y se transgrede la certeza jurídica.

Por otro lado, explicó que solicitaron por transparencia el informe de impacto regulatorio, que de acuerdo al instructivo presidencial del 2019, debe acompañar a los proyectos de ley, ya que es deseable que se tengan a la vista los efectos de los proyectos de ley que se tramitan. El informe de impacto regulatorio, que fue recibido la semana pasada, establece que ningún ámbito de la economía nacional se ve afectado por este proyecto de ley, tampoco se ve afectada la previsión social, el empleo, la competencia, los mercados, las relaciones internacionales, etc. El informe de impacto regulatorio solo muestra una afectación del presupuesto público y la vida personal y familiar.

En razón de lo anterior, como gremio solicitaron una serie de estudios que demuestran que este proyecto de ley sí tiene impacto en el crecimiento y la productividad, en el desarrollo regional, en el empleo, en la sustentabilidad y la innovación, en el desarrollo tecnológico, el medio ambiente y las relaciones internacionales.

Explicó a continuación, los máximos hallazgos de estos estudios, señalando que todos los PMGD, sin excepción, van a tener que ir a renegociar su deuda con los inversionistas para evitar la quiebra. Es decir, todas las empresas entran en riesgo de quiebra y van a tener que buscar financiamiento para poder evitarlo.

A su vez, sostuvo que el 65% de los PMGD con el proyecto original perderían todo su patrimonio, y con las indicaciones sería el 36%. Ahora, con el mensaje en su forma original el 35% restante tendría que reestructurar la deuda por violación de los covenants, y con las indicaciones sería el 64%, lo que significa que va a salir más caro, y esto implica que ese mayor costo se traspasa a tarifa.

El informe de Moray Consulting señala que el costo de las cuentas de electricidad de algunos usuarios sería solo un espejismo con un beneficio de corto plazo significativamente menor que el mayor costo futuro que los usuarios enfrentarían producto del incremento de precios. Lo anterior, por cuanto esto va a afectar el valor presente de las inversiones, y por tanto las cuentas futuras van a aumentar en 900 millones de dólares.

El efecto económico que va a provocar este proyecto de ley es el doble de lo que se pretende recaudar con el pilar de PMGD, que son 500 millones de dólares, y esto se va a traspasar desde el año 2018 en adelante a tarifas de los usuarios.

El informe realizado por la Universidad Adolfo Ibáñez señala que los PMGD aportan empleo al país, y que desde el 2025 en adelante se afectarían 100.000 empleos. Los proyectos PMGD están ubicados desde la Región de Coquimbo a la Región de Ñuble principalmente, y por tanto habría un problema de desarrollo regional.

Se preguntó desde cuando las inversiones en el sector eléctrico son un problema. Esto por cuanto se dice que hay grandes fondos de inversión, los que estarían ganando mucho y que esto sería un problema. SI se revisa la historia de la ley que creó el precio estabilizado y el subsidio para las PMGD, en ningún caso se habla de que hay empresas que no deben invertir en este sector. Lo que se hizo con esta ley fue incentivar el desarrollo de una tecnología de generación que está cerca de los centros de consumo. Pero nada se dice respecto del tamaño de las empresas. De hecho, estos fondos de inversión que se han presentado como un problema, ayudan a las pymes, se ubican en sectores no congestionados, son desarrolladores iniciales ya que compran proyectos a pequeños desarrolladores, arriendan terrenos de familias agricultoras que no pueden ser explotados por falta de agua, generan inversión para grandes actores, aportan a la infraestructura eléctrica, aportan al sistema eléctrico y son fuente de empleo.

Señaló que no corresponde quitarle las legítimas utilidades a una pyme o un fondo extranjero, ya que dichas utilidades han sido obtenidas al amparo de la ley y los decretos. En caso de insistir en hacerlo, debe hacerse abiertamente como un impuesto, un royalty o como una expropiación con su debida indemnización. Los ejemplos anteriores son medidas estatales que deben ser propuestas y discutidas por lo que son y no maquillándola como un subsidio para la gente de escasos recursos, que si la empresa no lo acepta entonces la empresa es mala.

Finalmente, se refirió brevemente a la otra iniciativa que contempla el proyecto de ley, correspondiente a la bolsa pyme. Al respecto señaló que el Ministerio hizo llegar dos informes sobre este tema, que hablan de la propuesta de traspasos de precios estabilizados a contratos regulados, y en los dos informes que tiene el Ministerio, tanto de SPEC como de la ISIC, de la Universidad de Chile, se señala que esto es una mala idea, ya que exacerbaría la sobrecontratación de la demanda regulada de los contratos actuales, afectando los balances comerciales de las empresas y que no sería una buena idea traspasar el precio estabilizado a los contratos regulados directamente.

El señor Matías Cox, señaló que son más de 100 empresas las que están en riesgo. No obstante lo anterior, explicó que, porcentualmente todas deberían acudir a la banca internacional a renegociar la deuda perdiendo el total del patrimonio. Se comprometió a hacer llegar el informe[30].

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow, expresó que es importante ser rigurosos, la información sobre impacto regulatorio de la iniciativa está disponible en la página web del Ministerio. Cosa distinta es discrepar sobre el contenido de aquello. Se entiende que una empresa no tenga la voluntad de contribuir al financiamiento de una política como esta, pero existió una mesa de trabajo, no hay falta de diálogo.

16) El Director Ejecutivo de la Asociación de Empresas Eléctricas A.G., señor Juan Meriches [31].

Señaló que no puede obviarse la necesidad del subsidio eléctrico para las familias vulnerables, y que cosa distinta es la discusión legítima sobre el financiamiento de este instrumento. Añadió que, las deudas eléctricas superan los 45 días de morosidad y que existen 531.000 clientes en dicha condición, lo que es un alto nivel si se compara con la situación pre pandemia.

Se refirió a algunos aspectos que han sido muy poco conversados en el marco de la discusión del proyecto de ley, y que dicen relación con el perfeccionamiento de la ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en lo que referente al aumento de multas a los fiscalizados, el aumento de compensaciones por interrupciones de suministro y el aumento de atribuciones de la Superintendencia.

Aclaró que como sector no se oponen a las multas y compensaciones, pero sí estiman que debe tenerse en consideración la proporcionalidad de lo que se está proponiendo, que es el aumento de las multas, y que la recaudación de las multas vaya destinada al financiamiento del subsidio eléctrico.

Lo anterior, porque en comparación a los instrumentos sancionadores en los distintos mercados regulados, las multas que impone la SEC son bastante altas, y con este aumento de las multas se incurre en una discriminación arbitraria y se vulnera el principio de proporcionalidad de la sanción administrativa. Además, señaló, se generaría un incentivo perverso, porque el fiscalizador a fin de recaudar recursos para financiar una política pública se puede ver tentado en maximizar estas multas.

Por su parte, señaló que el aumento de las compensaciones genera una diferencia sustancial con otros mercados del mismo ámbito energético, como ocurre con la transmisión o distribución de gas natural, donde los niveles de compensación llegan a 15 veces la tarifa, además de existir un límite a compensaciones de 5% de los ingresos regulados en el año calendario anterior. Señaló que para la industria eléctrica dicho límite no existe, y las compensaciones alcanzarían 30 veces la tarifa, cuestiones que podrían comprometer la continuidad financiera de las empresas.

En cuanto a las nuevas atribuciones de la SEC que están incluidas en el proyecto, se encuentran requerir e incluir adecuaciones que aseguren la mitigación de riesgo y la integridad de las redes, como también solicitar planes de acción y planes de cumplimiento para subsanar incumplimientos y promover el cumplimiento normativo. Al respecto señaló que, si bien es un pilar bien orientado, deben tenerse presente algunas advertencias, a saber:

1. La posibilidad de instruir adecuaciones que mitiguen riesgos en la red, tiene que enmarcarse dentro de las exigencias definidas en la normativa vigente, ya que como está propuesta la norma, deja un libre albedrío.

2. Se debe definir detalladamente la forma en que se deben implementar los planes de acción y los planes de cumplimiento que se definan, ya sea a través de algún protocolo u otro mecanismo normativo.

3. La presentación de un plan de cumplimiento debe suspender el procedimiento sancionatorio. Es decir, ante un incumplimiento, la Superintendencia exige un plan de cumplimiento a la empresa, la que debe presentarlo. En este contexto, no puede el procedimiento sancionatorio seguir su curso, ni multar a la empresa. Por otro lado, si la empresa no cumple el plan, se vuelve a multar a la empresa, por lo que podría haber doble sanción por un mismo hecho.

La pregunta es, entonces, cuando se habla del problema de fondo de la distribución. Se requiere avanzar en señales en el corto plazo, que permitan el desarrollo de inversiones necesarias en la red en favor de los usuarios. Más allá de la reforma de fondo que requiere la regulación de la distribución eléctrica, es necesario discutir acerca de la necesidad de adaptar la legislación vigente para habilitar el desarrollo de inversiones urgentes en resiliencia climática y en adaptación a la transición energética, bajo un esquema que dé garantías a las inversiones en el largo plazo y certezas de su ejecución a la autoridad.

El señor Juan Meriches, aclaró que no se oponen al aumento de multas y compensaciones, sino que lo que solicitan es que exista cierto grado de proporcionalidad en dichos aumentos.

Con relación a lo dicho por el diputado Celis, sostuvo que debe existir un subsidio permanente y de largo plazo, tal como existe para el agua potable, pero financiado con recursos estatales y rentas generales de la Nación.

El Ministro de Energía explicó la razón por la cual el subsidio se incorpora como transitorio, y tiene que ver con la incapacidad de alcanzar acuerdos para financiamiento y recaudación de mecanismos permanentes, porque hay alta oposición de la industria a este tipo de cuestiones.

17) La Presidenta de la Agrupación FAME Chile, señora Paulina González.

Expuso en representación de las familias con pacientes con Atrofia Muscular Espinal, de la Organización Luz para Ellos y de FENPOF (Federación de Enfermedades Poco Frecuentes), enfatizando que la energía eléctrica no es un lujo sino una necesidad vital para los electrodependientes, especialmente aquellos con enfermedades graves. Solicitó que se deje de ver a estos pacientes como simples consumidores de electricidad y se les reconozca como personas cuya vida depende del suministro eléctrico constante. Por último, informó cómo, en apagones recientes, muchas madres debieron ventilar manualmente a sus hijos por horas para evitar su fallecimiento, haciendo presente que estos pacientes enfrentan costos eléctricos inasumibles y se sienten abandonados por el Estado.

18) La Presidenta de la Fundación Deportistas por un Sueño, señora Sandra Corrales.

Se refirió a la crítica situación de niños con atención domiciliaria. Afirmó que las familias de estos pacientes enfrentan enormes deudas debido a que la atención en casa conlleva altos costos eléctricos, además de gastos médicos y de insumos como pañales y leche. Recordó un caso trágico en que una madre, después de perder a su hijo y recibir un aviso de embargo por deuda de electricidad, se quitó la vida. Instó, asimismo, a la creación de políticas públicas que alivien esta carga financiera y emocional, destacando que estos niños deben poder vivir una infancia digna sin el peso de deudas insostenibles.

19) La Presidenta de la Organización Luz para Ellos, señora Cindy Carola González.

Si bien agradeció el trabajo de la Fundación Deportistas por un Sueño, pidió que cada organización se enfoque en su área, dado que ellos ya trabajan en temas específicos de la electrodependencia y gestionan acuerdos con empresas eléctricas para aliviar las deudas de estas familias. Resaltó la reciente pérdida de un niño electrodependiente y cómo lograron un acuerdo con CGE para dar facilidades de pago a la familia afectada, recalcando la necesidad de integrar estas situaciones en la Ley de Presupuestos para que las familias tengan un respaldo económico adecuado.

Al respecto, la señora Sandra Corrales junto con manifestar su angustia ante la falta de recursos para cubrir las necesidades de estas familias, especialmente los costos eléctricos, mencionó que, a pesar de haber conversado con distintos ministros y senadores, sigue sin una solución concreta.

El Ministro de Energía detalló las líneas de trabajo en beneficio de las familias electrodependientes. Hizo presente una modificación reciente al reglamento que prioriza a estas familias en el subsidio de hogares vulnerables, sin importar su pertenencia al Registro Social de Hogares. Además, indicó que el proyecto de ley planea cuadruplicar el subsidio de consumo eléctrico para electrodependientes de 50 a 200 kilowatts hora mensuales. Explicó que este aumento responde a un cálculo que reflejó el consumo promedio de estas familias y que esta propuesta fue respaldada por estudios presentados en una mesa técnica.

20) El Director Ejecutivo de Generadoras de Chile, señor Camilo Charme [32].

Expresó varias críticas al proyecto de ley en estudio. Al respecto, hizo presente que el sector de generación ha enfrentado tres leyes que congelaron los contratos, lo que ha limitado los flujos necesarios para inversiones en energías renovables y otros compromisos ambientales. Además, destacó que la industria ha contribuido con 400 millones de dólares bajo el primer esquema de estabilización (PEC) para mitigar el impacto de las tarifas eléctricas.

También, señaló que el proyecto de ley ha tenido un proceso de desarrollo inadecuado y sin claridad regulatoria. Explicó que, aunque se formó una mesa técnica para discutir sus componentes, muchas de las ideas centrales no fueron plenamente evaluadas y que las indicaciones anunciadas por el Ministro redujeron el objetivo de recaudación de 400 a 200 millones de dólares, lo que plantea dudas sobre la coherencia y el alcance de los objetivos de política pública del proyecto. Esto también genera incertidumbre entre las empresas, que cuestionan cómo es posible reducir el fondo a recaudar sin alterar las metas originales.

Otro aspecto crítico que mencionó fue que el diseño del proyecto se asemeja a una reforma tributaria, pues busca gravar selectivamente a ciertas empresas de generación para recaudar fondos. Al respecto, sugirió que esta medida debería debatirse en la Comisión de Hacienda, dado que tiene implicancias tributarias significativas. Además, cuestionó la falta de análisis de costo-beneficio y la ausencia de un enfoque coherente, advirtiendo que esto puede socavar los derechos adquiridos de las empresas y la coherencia regulatoria del sistema eléctrico.

Asimismo, criticó el principio de "autocontención" del proyecto, el cual considera poco realista en el contexto chileno, dado que políticas similares, como el Mepco y el subsidio al Transantiago, se han financiado con recursos generales del Estado. También resaltó que la propuesta de duplicar el impuesto a las emisiones tendría efectos negativos en la industria nacional, ya que implicaría una transferencia de costos hacia los clientes industriales, sin tener en cuenta el impacto en la productividad económica.

En este contexto, señaló inconsistencias entre el proyecto de ley y las políticas ambientales y fiscales promovidas por el gobierno, especialmente en cuanto a la coherencia con las declaraciones recientes del Ministro de Hacienda, señor Mario Marcel. Argumentó que el proyecto contradice la intención de Hacienda de implementar impuestos correctivos para reducir el uso de fuentes fósiles, dado que, según él, las medidas propuestas promueven el funcionamiento de centrales de carbón para maximizar la recaudación.

En su análisis, sostuvo que el incremento en el impuesto a las emisiones de CO2 duplicaría los costos, afectando a clientes libres, principalmente medianas industrias, quienes verían disminuida su productividad debido a los mayores costos de los contratos eléctricos. Asimismo, expresó preocupación por el impacto en la competitividad, pues esta propuesta penalizaría a las empresas generadoras de energía fósil sin evaluar un balance adecuado de costo-beneficio, lo que afecta el desarrollo económico.

Por su parte, destacó también que la falta de incentivos para el uso de energías renovables es incoherente con el trabajo conjunto que su organización y el gobierno han llevado adelante en favor de una transición energética. Indicó que la implementación de este impuesto contradice el objetivo de disminuir las emisiones mediante el cierre progresivo de centrales de carbón, un proceso en el cual el 75% de estas instalaciones estaría disponible para cierre al 2025.

En cuanto a la propuesta de establecer una tarifa preferencial para las pequeñas y medianas empresas (pymes), criticó la falta de un diseño regulatorio claro. Explicó que mezclar a generadores distribuidos con el sistema de distribución eléctrica presenta riesgos, ya que los generadores distribuidos no están diseñados para abastecer directamente a clientes regulados.

Por último, advirtió sobre el impacto en la credibilidad institucional de Chile, argumentando que el cambio en las reglas para los contratos licitados afectaría la seguridad jurídica y aumentaría el riesgo regulatorio, lo que podría desincentivar la inversión extranjera en infraestructura energética en el país. Destacó que Chile ha liderado la transición energética en la región, incrementando significativamente su capacidad en energías renovables y almacenamiento, lo que ha permitido diversificar su matriz energética y reducir sus emisiones.

El señor Camilo Charme respondió aclarando que el Estado de Chile no paga directamente la deuda de las generadoras. Explicó que el sistema de estabilización funciona mediante documentos de pago que las generadoras entregan al sistema financiero, con la deuda siendo asumida por bancos internacionales y pagada a lo largo de los años a través de cargos establecidos por ley. Sobre las termoeléctricas, aclaró que el aumento del impuesto a las emisiones podría hacerlas menos rentables y, por ende, reducir su uso. En cuanto a la renegociación de contratos, indicó que Generadoras de Chile no representa comercialmente a las empresas asociadas y que cualquier cambio regulatorio debe ser predecible y proporcional, respetando los derechos adquiridos. Destacó la colaboración de la industria de generación con el desarrollo de Chile a través de inversiones en tecnologías limpias y el retiro gradual de centrales a carbón, pero señaló que la industria no tiene poder sobre las políticas públicas.

El Ministro de Energía informó que la decisión de concentrarse en el subsidio surgió de la mesa técnica, donde se observó más consenso sobre esta medida que en las alternativas para disminuir las tarifas. Sostuvo que el gobierno sigue cumpliendo con los acuerdos establecidos en la Ley de Estabilización, y anticipó que el informe final de la mesa técnica estará disponible, lo que permitirá continuar la discusión sobre posibles alternativas en el futuro.

El señor Camilo Charme destacó que las empresas deben proteger los derechos de sus accionistas, informándoles sobre riesgos que puedan afectar sus propiedades y contratos, y que tienen la opción de recurrir a tribunales si consideran que sus derechos están amenazados. Cuestionó el concepto de "ganancias extraordinarias" en el contexto chileno, argumentando que el sistema de contratos en Chile, al operar como un pool, ha protegido a las familias de las fluctuaciones de precios de las materias primas, a diferencia de otros países. Además, defendió las indexaciones como una práctica integral del sistema chileno y no exclusiva del sector energético, señalando que son herramientas de gestión de riesgo establecidas por el Estado y que factores externos, como el precio del dólar y decisiones de política pública, son los que realmente influyen en estas condiciones.

C. Votación.

Puesto en votación general el proyecto, fue aprobado por mayoría de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, José Miguel Castro, Andrés Celis, Christian Matheson, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marisela Santibáñez (en reemplazo del diputado Nelson Venegas), Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, y Sebastián Videla. En contra votó el diputado Benjamín Moreno (11-1-0).

Los diputados fundamentaron su voto de la siguiente forma:

VI.- DISCUSIÓN Y VOTACIÓN PARTICULAR DEL PROYECTO.

En este trámite la Comisión contó con la participación del Ministro de Energía, señor Diego Pardow.

A continuación, se dio inició a la votación en particular en la siguiente forma:

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow expuso apoyado en una presentación [33].

Recordó que el contexto actual en Chile es de alzas significativas, con un aumento promedio del 55% para clientes residenciales en enero. Debido a esas alzas y con el fin de mitigarlas, es que se ha propuesto esta iniciativa, que inicialmente tuvo por objeto evaluar otras fuentes de financiamiento del subsidio eléctrico y evaluar otras políticas destinadas a disminuir la tarifa eléctrica.

Sobre las alzas acumuladas a enero 2025, exhibió la siguiente imagen:

Siguiendo con el contexto, comentó que la iniciativa surgió de una mesa técnica compuesta por miembros de esta Comisión y de la sociedad civil, donde se plantearon demandas adicionales -a su objetivo inicial- para ayudar a la clase media, asociaciones de agua potable rural y pymes, entre otros aspectos.

En consecuencia, a través del proyecto de ley y las indicaciones presentadas, el Ejecutivo abordó las nuevas solicitudes:

a) Protección pymes. Bolsa pyme con el propósito de apoyar a las pequeñas y medianas empresas.

b) Cobertura de Servicios Sanitarios Rurales (SSR).

Con las letras a) y b) se extienden las ayudas a la clase media y asociaciones de agua potable rural (precio preferente).

c) Cobertura a electrodependientes.

d) Mayor cobertura del subsidio eléctrico.

Con las letras c) y d) se amplía la iniciativa a nuevas fuentes de financiamiento (sobretasa al CO2 + IVA + cargo FET), a fin de entregar un mayor subsidio eléctrico para aquellos que dependen de equipos médicos.

e) Mitigación de alzas de tarifas para la clase media, mediante la utilización de excedentes para proyectos fotovoltaicos residenciales.

f) Calidad de servicio. Se fijan nuevas facultades de fiscalización para la SEC a fin de aumentar las multas y compensaciones a distribuidoras que infrinjan sus obligaciones.

g) Participación de consumidores. Se habilitan espacios para que asociaciones de consumidores puedan solicitar la revisión de precios de contratos de suministro.

Respecto a la sobretasa del impuesto a las emisiones, sostuvo que se refiere a un impuesto adicional de 5 dólares por tonelada de CO2 emitida por grandes centrales termoeléctricas a carbón conectadas al sistema eléctrico nacional, que emiten más de 25.000 toneladas anuales de CO2. Este impuesto tiene un plazo de tres años y cuenta con disposiciones que evitan que sea traspasado a clientes regulados.

En términos concretos, aseveró que el pilar público (IVA más multas SEC) permitirá financiar aproximadamente 2.109.000 subsidios, lo que cubre la nómina actual de 1.950.000 solicitantes y, adicionalmente permite un crecimiento moderado de la nómina en el futuro.

Es decir, el pilar público permite financiar el subsidio para hogares vulnerables y un aumento moderado del mismo; pero no permite contemplar ayudas para la clase media, asociaciones de agua potable rural y pequeñas y medianas empresas, que necesitan otras fuentes de financiamiento y herramientas de política pública.

En particular, la que se discute ahora, implica que, si se aprueba se beneficiará a un millón de hogares adicionales por año o aproximadamente 46.000 soluciones fotovoltaicas para hogares. En caso contrario, ello no se podrá materializar.

El Ministro de Energía al diputado Benjamín Moreno, respondió que la bolsa pyme de acceso a precios preferentes no está relacionada con el gasto público actual. Aclaró que su anterior intervención solo busca dejar patente que el pilar público alcanza para dos millones de subsidios, según se indica en el informe financiero.

Sobre la certeza de que no se pueden traspasar los costos a clientes regulados, señaló que el precio para esos clientes se fija mediante herramientas específicas otorgadas a la autoridad, lo que garantiza que no se trasladen los costos, tal como prescribe el articulado.

El Ministro de Energía señaló que el acuerdo arribado con el Senado, ya fue abordado por el propio Ministro Mario Marcel cuando asistió a esta instancia, oportunidad en que dio lectura al acuerdo, según el cual existe una excepción que corresponde al proyecto de ley en discusión sobre subsidio eléctrico. Por ende, desde esa perspectiva, el Ejecutivo considera que se está cumpliendo con el acuerdo, aunque cada persona puede tener su propia interpretación al respecto.

De igual modo, expresó que efectivamente, el texto en votación excluye la posibilidad de trasladar la sobretasa a los clientes.

En cuanto al destino de los recursos, señaló que el informe financiero indica que la estimación de recaudación será incorporada de forma definitiva al Fondo de Estabilización de Tarifas (FET), lo que significa que, independientemente de que la recaudación por este impuesto sea menor, los recursos ya se han comprometido. De hecho, como resultado de las conversaciones que se han mantenido en las últimas semanas, y que también se reflejan en las indicaciones presentadas, si se generara un excedente debido a una menor demanda de subsidios o a una menor adjudicación de beneficiarios, esos recursos adicionales se destinarían específicamente a financiar techos solares, conforme a la propuesta discutida.

En consecuencia, el destino de esta sobretasa, en primer lugar, se destinará a financiar los subsidios y, en segundo lugar, a contribuir al financiamiento de techos solares, sin que se destine a otros tipos de gasto público. Esto se realiza bajo el entendimiento de que, constitucionalmente, los recursos siempre ingresan primero a las rentas generales de la Nación; no obstante, que este compromiso tiene un carácter político claro y específico.

- Sometido a votación el artículo 1 del proyecto, cuya votación separada fue solicitada por la indicación 1, resultó aprobado por mayoría de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla. En contra votaron los diputados José Miguel Castro, Christian Matheson, Benjamín Moreno y Marco Antonio Sulantay (Presidente); y se abstuvieron los diputados Álvaro Carter y Andrés Celis (7-4-2).

El Ministro de Energía al diputado Benjamín Moreno respondió que efectivamente es un cambio en la ley.

A mayor abundamiento, hizo presente que este cambio refleja una demanda ciudadana, especialmente tras el reciente corte de luz que causó graves problemas, como la pérdida de alimentos y trastornos en la rutina diaria de las personas; que ante la falta de una respuesta asertiva de las empresas empeoró la percepción del servicio, haciendo patente la necesidad de que las distribuidoras ofrezcan un trato más humano y soluciones rápidas a las consultas de los usuarios, en lugar de depender de sistemas automatizados que no proporcionan información útil.

Sobre la consulta del diputado Jaime Mulet, que es similar a la que planteó el diputado Benjamín Moreno sobre la sobretasa del impuesto al carbón recién aprobada, respondió que al establecer que un estándar como el de la indicación será obligatorio para las empresas y requiere analizar su impacto, lo que lleva un tiempo. En ocasiones similares, como en el caso de los electrodependientes se adoptaron estándares obligatorios para las empresas reales, pero no se integraron al cálculo tarifario de la empresa modelo.

Por lo tanto, sería necesario realizar un análisis de impacto para determinar cómo implementar esta medida sin trasladar los costos al usuario final, sentenció.

- Puesta en votación la indicación 2 fue rechazada por mayoría de votos. Votaron a favor la diputada y diputados Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Cristián Tapia y Sebastián Videla. En contra votaron los diputados José Miguel Castro, Benjamín Moreno y Marco Antonio Sulantay (Presidente); y se abstuvieron la diputada y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, Andrés Celis, Christian Matheson, Patricio Rosas y Nelson Venegas (4-3-6).

Letra a)

Se presentaron las siguientes indicaciones:

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow recordó que durante la mesa técnica parte de la discusión se centró en la posibilidad de viabilizar la participación de las asociaciones de consumidores en el mecanismo de revisión de precios de los contratos actualmente consagrada en el artículo 134° de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Hoy las asociaciones de consumidores solo pueden participar en este procedimiento cuando lo inicia la distribuidora o la empresa de generación. Sin embargo, con esta modificación, se les permitirá iniciar el procedimiento a ellos también.

Destacó que las asociaciones de consumidores, como Conadecus (Corporación Nacional de Consumidores y Usuarios) y Odecu (Organización de Consumidores y Usuarios), han valorado esta iniciativa y han hecho declaraciones públicas a favor de su aprobación, porque esta medida suple un vacío existente de la legislación vigente.

- Sometida a votación la letra a) del artículo 2 del proyecto, cuya votación separada fue solicitada por la indicación 3, resultó aprobada por mayoría de votos de la diputada y diputados Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla. En contra votaron los diputados José Miguel Castro, Benjamín Moreno y Marco Antonio Sulantay (Presidente); y se abstuvieron la diputada y diputado Yovana Ahumada y Christian Matheson (6-3-2).

- Puesta en votación la indicación 4 fue aprobada por mayoría de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla. En contra votaron los diputados Benjamín Moreno y Marco Antonio Sulantay (Presidente); y se abstuvieron los diputados José Miguel Castro y Christian Matheson (7-2-2).

Letra b), nueva

El Ministro de Energía señaló que hubo mociones presentadas por la bancada del Partido Socialista, del PPD y otros en ese sentido, que fueron consideradas admisibles por la Mesa de la Cámara en su momento. Es decir, desde el punto de vista de la tramitación esas mociones cumplieron con los requisitos necesarios para ser consideradas admisibles.

En este punto la Secretaría de la Comisión, aclaró que con fecha 3 de julio se presentó una moción para modificar la ley N° 21.667 con el fin de eliminar el requisito de estar al día en el pago de las cuentas eléctricas para acceder al subsidio al consumo, correspondiente al boletín N° 16.978-08, que fue declarada inadmisible por la Presidenta de la Corporación.

En el informe técnico [34], la Secretaría concluyó que la iniciativa legal era inadmisible al eliminar un requisito para acceder a un beneficio financiado con recursos públicos, lo que contraviene el artículo 65, inciso tercero de la Constitución Política de la República, al tratar materias reservadas a la iniciativa exclusiva del Presidente de la República que dicen relación con la administración financiera o presupuestaria del Estado.

Sin embargo, después de ser solicitada la reconsideración de la declaración de inadmisiblidad y habiéndose puesto en votación, la moción se declaró admisible en Sala y pasó a esta Comisión y a la de Hacienda, en lo que corresponde, para su estudio e informe.

- El Presidente de la Comisión, en uso de sus facultades, declaró inadmisible la indicación 5, de conformidad con lo dispuesto en el inciso tercero del artículo 65 de la Constitución Política de la República.

- Se solicitó la reconsideración de la declaración de inadmisibilidad de la indicación por los diputados Marcos Ilabaca, Jaime Mulet y Cristián Tapia.

El Ministro de Energía expresó que esta norma fue incorporada en el año 2005. En ese entonces, los subsidios implementados eran financiados directamente con fondos públicos, siendo pagados por el Tesoro Público.

Dado que esos subsidios eran financiados con recursos estatales, las reglas que regían su otorgamiento estaban sujetas a la iniciativa exclusiva del Presidente de la República, conforme a las disposiciones constitucionales y legales sobre la administración del gasto público.

No obstante, actualmente, el contexto ha cambiado. Al ser financiados mediante el Fondo de Estabilización Tarifaria (FET), los subsidios han perdido el carácter de gasto público directo, por lo que no se requeriría la iniciativa exclusiva del Ejecutivo en relación con esta materia, aseguró.

Sostuvo que desde un inicio ha manifestado su disposición para patrocinar una indicación de esta naturaleza, pese a las diferencias en su origen normativo, en el próximo trámite, probablemente en la Comisión de Hacienda. Sin embargo, estimó fundamental considerar las implicancias de modificar la normativa actual.

Hoy, la ley establece una disposición clara y taxativa: exige que las cuentas estén al día, sin margen para interpretaciones sobre días de atraso, estado de morosidad u otras variables. Esto garantiza una aplicación uniforme, pero limita la flexibilidad frente a diferentes contextos de postulación.

Luego, eliminar esta disposición significaría abrir espacio a una regla más interpretable a nivel reglamentario. Se mostró dispuesto a trabajar en colaboración con los parlamentarios de esta Comisión para definir y perfeccionar la normativa reglamentaria aplicable al subsidio.

Sostuvo que su posición es que una regla más abierta, que permita ser interpretada y ajustada reglamentariamente según las necesidades de cada convocatoria, podría ser más eficiente que la normativa actual, que, al ser estricta y rígida, ha demostrado ser un obstáculo significativo para el acceso a los subsidios.

El Ministro de Energía ratificó que el Ejecutivo patrocinará la indicación en la Comisión de Hacienda.

- Sometida a votación la solicitud de reconsideración de la declaración de inadmisibilidad de la indicación 5, fue declarada inadmisible por mayoría de votos. A favor de la admisibilidad votaron la diputada y diputados Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Cristián Tapia, Nelson Venegas, Sebastián Videla y Gonzalo Winter (en reemplazo del diputado Patricio Rosas). En contra votaron la diputada y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Celis, Benjamín Moreno y Marco Antonio Sulantay (Presidente); y se abstuvo el diputado Christian Matheson (6-6-1).

Letra b), nueva

Se han presentado las siguientes indicaciones:

El Ministro de Energía expresó que la indicación es fruto de un esfuerzo conjunto realizado con varios parlamentarios de esta Comisión y, en particular, con la diputada Marisela Santibáñez, en colaboración con agrupaciones de personas electrodependientes para garantizar que sus hogares sean priorizados en la entrega del subsidio.

Comentó que la incorporación de prioridad significa que dichos hogares serán el primer criterio considerado para la asignación del beneficio. Esto implica que, en caso de llegar a una situación donde las solicitudes superen los recursos disponibles para financiarlas, algo que podría suceder, los hogares electrodependientes tendrán preferencia.

A mayor abundamiento, esta preferencia también se extiende al proceso administrativo de verificación de antecedentes, agilizando su tramitación. Actualmente, esta disposición ya está contemplada en el reglamento que regula el subsidio; sin embargo, dado que el reglamento tiene una jerarquía jurídica inferior a la ley, el objetivo de la indicación es elevar la jerarquía jurídica de esta prioridad.

De esta forma, no solo quedaría establecida a nivel reglamentario, sino también en la ley, garantizando su aplicación durante futuras administraciones.

- Puesta en votación la indicación 6 del artículo 2 del proyecto fue aprobada por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Celis, Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas, Sebastián Videla y Gonzalo Winter (en reemplazo del diputado Patricio Rosas) (13-0-0).

- La indicación 7 se declaró rechazada por ser contradictoria con las ideas ya aprobadas, conforme a lo dispuesto en el inciso tercero del artículo 296 del Reglamento de la Corporación.

Letra c), nueva

- Sometida a votación la indicación 8 fue aprobada por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

Letra b) (que ha pasado a ser letra d)

No fue objeto de indicaciones.

El Ministro de Energía aclaró que la letra b) del artículo 2 consiste en una regla de administración financiera que establece cómo saldar las deudas y qué hacer con el remanente. Mencionó que esta regla debería haber sido aprobada en la ley PEC 3, pero quedó pendiente y se incorpora ahora.

- Sometida a votación la letra b) que ha pasado a ser letra d) del artículo 2 del proyecto fue aprobada por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Celis, Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas, Sebastián Videla y Gonzalo Winter (en reemplazo del diputado Patricio Rosas) (13-0-0).

ARTÍCULO 3

El Ministro de Energía expresó que la presentación de un informe [35] [36] de impacto regulatorio para una indicación es inusual, ya que generalmente se realiza para proyectos de ley. Sin embargo, en este caso, como se solicitó durante la discusión se incluyó en el documento.

Sostuvo que el informe aborda dos temas principales: la magnitud del cargo FET y la posibilidad de utilizar los excedentes de recaudación del fondo en techos solares.

Hizo hincapié que las indicaciones del Ejecutivo proponen disminuir el cargo FET en un 60%.

Letra a) (que ha pasado a ser numeral 1 de la letra a)

El Ministro de Energía sostuvo que la posición del Ejecutivo de agregar un año en el mensaje responde a un compromiso alcanzado en la mesa técnica. En ese momento, la oposición solicitaba que el plazo del subsidio fuera indefinido. Sin embargo, como este gobierno no puede fijar las prioridades a las futuras administraciones, se consideró oportuno encontrar un término medio, estableciendo el año 2027 como límite, que coincide con el final de la primera etapa del período de estabilización tarifaria; entendiendo que es difícil explicar a la ciudadanía por qué se necesita eliminar un año de pago de subsidio, cuando en realidad lo que se pedía era extenderlo.

Aclaró que el cargo FET se refiere al cobro que se realiza a los usuarios de la electricidad para pagar la deuda generada por el déficit tarifario. Este cargo tiene dos momentos: desde enero de 2025 hasta 2027, se cobra $22 por kilowatt, y a partir de 2028, disminuye a $9 por kilowatt, lo que representa una reducción de más del 50%.

La idea de extender el subsidio hasta el año 2027 es acompañar este proceso de mayores alzas iniciales. Si se elimina el 2027 como año de pago, habría un año en el que se cobraría el cargo FET de $22 sin tener el subsidio correspondiente.

- Puesta en votación la letra a) del artículo 3 del proyecto de ley, que ha pasado a ser numeral 1 de la letra a), cuya votación separada fue solicitada por la indicación 9 resultó aprobada por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

Letra b) (que ha pasado a ser numeral 2 de la letra a)

No se presentaron indicaciones.

- Sometida la letra b) del artículo 3 del proyecto de ley, que ha pasado a ser numeral 2 de la letra a), fue aprobado por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

Letra c) (que ha pasado a ser letra b)

Se han presentado las siguientes indicaciones:

Indicación 10. Del Ejecutivo para eliminar, en el literal c), la expresión “hasta” todas las veces que aparece.

El Ministro de Energía señaló que la eliminación del vocablo "hasta" tiene por objeto cumplir un compromiso previo sobre los aportes fiscales que serían a firme, es decir, fijos y no eventuales o contingentes, que no dependerán de condiciones específicas, sino que serán una cantidad determinada y establecida de antemano.

En otras palabras, su eliminación asegura que los aportes fiscales sean predecibles y estables, lo que puede ser beneficioso para la planificación y la toma de decisiones, afirmó.

- Puestas en votación la letra c) del artículo 3 del proyecto de ley que ha pasado a ser letra b) conjuntamente con la indicación 10 del Ejecutivo fueron aprobadas por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

Letra d) (que ha pasado a ser letra c)

Se presentaron las siguientes indicaciones:

Indicación 14. Del Ejecutivo para modificar el literal d) en el siguiente sentido:

a) Elimínase la expresión “hasta” en el inciso tercero que incorpora.

b) Modifícase el inciso cuarto que incorpora de la siguiente forma:

i) Reemplázase el guarismo “405.000” por “295.000”.

ii) Reemplázase el guarismo “165.000” por “155.000”.

iii) Elimínase la expresión “hasta”, la segunda vez que aparece.

c) Agrégase, en el inciso quinto que incorpora, a continuación de la expresión “Cargo FET y”, la expresión “, entre los años 2025 y 2026,”.

- Las indicaciones 12, 13 y 15 fueron retiradas por sus autores.

- Sometida a votación conjunta la letra d) del artículo 3 del proyecto de ley que ha pasado a ser letra c) con la indicación 14 fueron aprobadas por mayoría de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla. En contra votó el diputado Benjamín Moreno; y se abstuvo el diputado Marco Antonio Sulantay (Presidente) (11-1-1).

ARTÍCULO 4

Letra a)

- El Presidente de la Comisión en uso de sus facultades declaró inadmisible la indicación 17, de conformidad con lo dispuesto en el numeral 2 del inciso cuarto del artículo 65 de la Constitución Política de la República.

El Ministro de Energía sostuvo que la iniciativa exclusiva en materia de calidad de servicio en los servicios públicos es un tema que ha sido ampliamente discutido. La posición general del Ejecutivo y de las administraciones anteriores es que la determinación de la calidad del servicio no está dentro de la iniciativa exclusiva del Presidente de la República.

Esto se debe a que los servicios públicos son prestados por empresas privadas que se autofinancian o son pagados por los mismos clientes, lo que les da una naturaleza similar a las normas de derechos del consumidor. Por lo tanto, la calidad del servicio es algo que se puede decidir por moción o modificar por indicación.

De hecho, hay varios ejemplos de mociones que han sido aprobadas por el Congreso y que ahora son ley de la República que tienen que ver con estándares de calidad en materia de servicios públicos. La posición del Ejecutivo es que los estándares de calidad del servicio son algo que forma parte del dominio legal, pero que no depende de la atribución de iniciativa exclusiva del Presidente.

El Ministro de Energía manifestó su plena disposición para trabajar en una redacción consensuada de una indicación sobre la materia.

Destacó que ciertos aspectos sobre los literales b y d ya forman parte de las prácticas actuales, aunque no están a nivel legal, sino reglamentario.

En cuanto al literal b, sobre el catastro de necesidades eléctricas urgentes en zonas afectadas, priorizando aquellas situaciones que implican riesgo para la vida humana, es una parte integral de los planes de emergencia vigentes. Aseveró que normalizar esta práctica a nivel legal simplemente otorgaría un respaldo jurídico a una medida que ya se implementa como estándar administrativo.

Respecto al literal d, relacionado con la disposición de generadores u otras medidas para garantizar el funcionamiento normal de los sistemas de agua potable rural (APR), también es algo que ya se coordina en emergencias. Sin embargo, no siempre se cumple al 100%, especialmente cuando surge la discusión sobre quién debe asumir el costo del combustible. En consecuencia, clarificar en la ley que el costo debe ser cubierto por las distribuidoras, por ejemplo, permitiría regularizar esta práctica y evitar ambigüedades operativas.

En cuanto a los literales a y c, se trata de propuestas que no han sido parte de los elementos priorizados en los planes de emergencia actuales. Sin embargo, se mostró abierto a participar en la discusión para construir conjuntamente una redacción que permita incorporarlas de manera adecuada y efectiva.

El Ministro de Energía realzó dos aspectos. El primero, la constitucionalidad de la indicación relacionada con la calidad del servicio; y el segundo, la disposición del Ejecutivo para trabajar en una redacción conjunta.

Respecto a la constitucionalidad, consideró que es admisible modificar los estándares de calidad del servicio, como lo demuestra la historia de las reformas como la ley Lucas, originada en moción, que cambió los estándares para los electrodependientes.

En cuanto a la redacción, se mostró dispuesto a colaborar en su elaboración de una indicación consensuada y patrocinarla en su caso.

El Ministro de Energía desde una perspectiva personal como abogado, mencionó que existen diversas teorías sobre si el dominio legal mínimo debería ser también el máximo, es decir, si los detalles de la regulación deben quedar exclusivamente en el ámbito reglamentario o si pueden ser incluidos en la ley. Según la doctrina mayoritaria en el Tribunal Constitucional las leyes pueden ser tan detalladas como los legisladores decidan, sin necesidad de un nivel mínimo de generalidad que limite su alcance; sin embargo, esa interpretación puede cambiar con el tiempo.

- La indicación 17 fue retirada por sus autores.

- Puesta en votación la letra a) del artículo 4 del proyecto fue aprobada por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

Letras b) y c)

No se presentaron indicaciones.

El Ministro de Energía expresó que ambos literales abordan una materia consensuada en el trámite pre legislativo, consistente en fortalecer las facultades de fiscalización de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) e incorporar planes de acción como una alternativa a los procesos sancionatorios.

- Sometidos a votación conjunta los literales b) y c) del artículo 4 fueron aprobados por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

Letra d)

No fue objeto de indicaciones.

El Ministro de Energía que el literal en cuestión tiene dos numerales. El primero se refiere a las multas y ha sido objeto de un acuerdo en el trabajo de consenso. En lugar de aumentar las multas de 10.000 a 20.000, como se había propuesto originalmente, se ha decidido mantener las multas actuales. Sin embargo, se ha agregado una disposición (nueva letra f) que permite considerar los procesos sancionatorios como uno solo en casos de infracciones a pacientes electrodependientes.

Esta disposición busca abordar la preocupación de que las infracciones a pacientes electrodependientes sean sancionadas de manera efectiva, sin aumentar el escalón nominal de las multas. De esta manera, se envía una señal clara de que este tipo de infracciones no serán toleradas, mientras se mantiene la proporcionalidad en las sanciones.

En cuanto al número dos, se propone la incorporación de la presentación en forma y tiempo de los planes de cumplimiento y su grado de incumplimiento como atenuante. Esto es algo que ya había sido mencionado por el diputado José Miguel Castro la semana pasada.

En ese sentido, solicitó rechazar el numeral 1 de la letra d), a pesar de que lo había presentado como parte del acuerdo alcanzado durante la semana, y aprobar el numeral 2. Esto significa que se estaría aceptando la propuesta de considerar los planes de cumplimiento y su grado de incumplimiento como atenuante, pero no se estaría aumentando las multas como se había propuesto inicialmente.

- Puesto en votación el numeral 1 de la letra d) del artículo 4 del proyecto de ley fue rechazado por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (0-13-0).

- Sometido a votación el numeral 2 de la letra d) del artículo 4 del proyecto de ley fue aprobado por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

Letra e)

No se presentaron indicaciones.

- Puesta en votación la letra e) del artículo 4 del proyecto de ley fue rechazada por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (0-13-0).

Letra f) (que ha pasado a ser e)

No fue objeto de indicaciones.

- Sometida a votación la letra f) del artículo 4 que ha pasado a ser letra e) fue aprobada por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

Letra f), nueva

- Puesta en votación la indicación 18 fue aprobada por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

Letra g)

No se presentaron indicaciones.

- Sometida a votación la letra g) del artículo 4 del proyecto de ley fue aprobada por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

Letra h)

No fue objeto de indicaciones.

- Puesta en votación la letra h) del artículo 4 del proyecto de ley fue aprobada por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis), Christian Matheson, Benjamín Moreno, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla (13-0-0).

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

ARTÍCULO PRIMERO

Se presentó la siguiente indicación:

El Ministro de Energía en base a una presentación [37] señaló que el artículo regula la bolsa pyme y los servicios sanitarios rurales, estableciendo un precio preferente para esos consumidores. Por ejemplo, en Aysén, una pyme con un consumo de 1.500 kWh paga actualmente $320.000, pero con la bolsa preferente pasaría a pagar $215.000, lo que representa un 32% de descuento. En Atacama, una APR con un consumo mensual de 1.700 kWh pasaría de pagar $330.000 a $250.000, es decir, un descuento del 24%.

Se mostró dispuesto a conversar dos temas poco discutidos: la extensión temporal de la bolsa y su tamaño.

El plazo temporal de la bolsa en el proyecto inicial se extiende hasta 2034, alineado con el periodo de duración de los precios estabilizados. Sin embargo, el Ejecutivo está dispuesto a acortar ese plazo a 2027, con una evaluación de impacto para ese año.

En relación al tamaño de la bolsa, precisó que el consumo total anual de pymes y APR fue de 5 teravatios hora (TWh) el año pasado, lo que equivale a 5.000 GWh. Las APR consumen anualmente alrededor de 70 GWh.

Luego el tamaño de la bolsa de 500 GWh/año, es más que suficiente para cubrir a todas las APR, ya que su demanda es una pequeña fracción del total (70 GWh). El resto (430 GWh) se destinarían principalmente a las 500 mil pymes, lo que implica una reducción de la demanda regulada de solo un 1,5%, lo que se consideró una disminución pequeña y temporal.

Recordó que el origen de ambos parámetros surgió de las discusiones de la mesa técnica como una respuesta a solicitudes de la bancada de Renovación Nacional para ofrecer apoyo a las pequeñas y medianas empresas.

Sin embargo, dejó abierta la posibilidad de ajustar estos parámetros, si ello facilita el consenso necesario para aprobar la medida.

El Ministro de Energía señaló que según los registros disponibles, en el año 2022, el consumo energético anual total de todas las APR fue de 70 GWh, lo que significa que con una bolsa de 500 GWh anual se podría cubrir todas las APR y aún quedarían disponibles 430 GWh para las pymes.

En cuanto al consumo de las pymes, comentó que un negocio de barrio tiene un consumo aproximado de 10 MWh anual, lo que implica que con 430 GWh de disponibilidad se podrían cubrir 43.000 negocios de barrio.

Sobre la cantidad de energía disponible en la bolsa pyme, expresó que se estima que con la bolsa actual se puede cubrir más o menos el 10% del consumo total de las pymes, que fue de 4,5 terawatts en 2022.

Recordó que esta medida busca minimizar las críticas relacionadas con la reducción de la demanda regulada, que podría afectar los ingresos de las distribuidoras con contrato. Sin embargo, al ser una medida transitoria y de impacto limitado, el Ejecutivo considera que no generará la necesidad de renegociar esos contratos.

En resumen, propuso aprobar la bolsa con una vigencia inicial hasta 2027, año en el que se podría realizar una revisión para decidir si es pertinente ampliarla.

- Puesto en votación el artículo primero transitorio del proyecto, cuya votación separada fue solicitada por la indicación 19, resultó rechazado por mayoría de votos. A favor votaron la diputada y diputados Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Cristián Tapia, Nelson Venegas, Sebastián Videla y Gonzalo Winter (en reemplazo del diputado Patricio Rosas). En contra votaron los diputados Álvaro Carter, José Miguel Castro, Andrés Celis, Benjamín Moreno y Marco Antonio Sulantay (Presidente); y se abstuvieron la diputada y diputado Yovana Ahumada y Christian Matheson (6-5-2).

ARTÍCULO SEGUNDO

Se presentaron las siguientes indicaciones:

- El Presidente de la Comisión, en uso de sus facultades reglamentarias, declaró rechazado el artículo segundo transitorio con la indicación 21 por ser contradictorio con las ideas ya aprobadas, conforme al inciso tercero del artículo 296 del Reglamento de la Corporación.

ARTÍCULO TERCERO (que ha pasado a ser artículo primero)

Se presentaron las siguientes indicaciones:

Indicación 23. Del Ejecutivo para reemplazar el artículo tercero transitorio por el siguiente:

“Artículo tercero transitorio.- Durante los años 2025, 2026 y 2027, para efectos del balance económico de energía a que se refiere el artículo 72°-3 de la Ley General de Servicios Eléctricos, se establece un cargo, denominado "Cargo FET", a todos los retiros que realicen las empresas generadoras desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 megawatts a efectos de comercializarla con distribuidoras o clientes finales, estén o no sujetos a regulación de precios. Para estos efectos, no se considerarán los retiros realizados de acuerdo a lo establecido en el artículo primero transitorio de la presente ley.

El monto del Cargo FET se determinará de acuerdo a las siguientes reglas:

a) Para el primer y segundo semestre de 2025: 1 peso por kWh.

b) Para el primer y segundo semestre de 2026: 0,8 pesos por kWh.

c) Para primer y segundo semestre de 2027: 0,6 pesos por kWh

El monto del Cargo FET se reajustará semestralmente conforme a la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor, considerando como base el mes de enero de 2025, el que será fijado mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

El Cargo FET tendrá por objeto financiar el subsidio eléctrico que regula el artículo sexto transitorio de la ley N° 21.667, el que será recaudado mensualmente por el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante “Coordinador”, y traspasado para estos efectos al Fondo de Estabilización de Tarifas a que se refiere el artículo 212-14 de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Con ocasión del balance económico al cual se refiere el inciso primero del presente artículo, el Coordinador deberá determinar los montos que le correspondería asignar por la diferencia entre la valorización de las inyecciones de los medios de generación de pequeña escala que se encuentren acogidos al régimen que establece el artículo segundo transitorio del DS 88/2019, y la valorización de dichas inyecciones al costo marginal correspondiente, establecida en el artículo 14 del DS 88/2019, en adelante "compensación por precio estabilizado", de acuerdo a los siguientes grupos:

a) Aquellos medios de generación de pequeña escala que acrediten ser micro, pequeñas y medianas empresas en los términos exigidos en el artículo quinto transitorio de la presente ley.

b) Aquellos medios de generación de pequeña escala que hayan entrado en operación a más tardar el 31 de diciembre de 2025 y que no hayan cumplido 12 meses desde dicha entrada en operación.

c) Todos aquellos medios de generación de pequeña escala que no se encuentren comprendidos en los literales a) y b) anteriores.

El monto que las empresas generadoras paguen por concepto de Cargo FET será considerado una retención imputable al pago que éstas efectúen, por aquella parte determinada por el Coordinador, de la compensación por precio estabilizado que corresponda a aquellos medios de generación de pequeña escala señalados en los literales b) y c) del inciso anterior.

En caso de que, en un determinado mes, el pago del Cargo FET fuese superior al monto a pagar por compensación por precio estabilizado, el monto de retención equivalente a la diferencia resultante será imputado en el o los meses siguientes, hasta su total extinción, independiente del período de aplicación del Cargo FET.

Durante el mismo periodo al que se refiere el inciso primero del presente artículo, aquellos medios de generación a que se refieren los literales b) y c) del inciso quinto del presente artículo, estarán sujetos a un cargo que determinará el Coordinador con ocasión de las transferencias económicas a las que se refiere el artículo 72°-3 de la Ley General de Servicios Eléctricos. El monto agregado de este cargo será equivalente a la retención que se haya imputado a la compensación por precio estabilizado, y se asignará a prorrata de sus respectivas diferencias de valorización de inyecciones dispuestas en el artículo 14 del DS 88/2019. En particular, los medios de generación comprendidos en el literal b) del inciso quinto, podrán diferir el pago de este cargo hasta por doce meses a contar de la fecha de entrada en operación.

La sumatoria de todos los montos asignados en función del cargo establecido en el inciso precedente, se considerará como un crédito en favor de aquellas empresas que debieron soportarlo, el cual podrán deducir de los montos que le correspondieren abonar mensualmente por compensación por precio estabilizado, a contar del 1° de enero de 2028 hasta la completa extinción de aquel crédito o hasta el término de la vigencia del mecanismo de estabilización de precios definido en el artículo segundo transitorio del DS 88/2019, lo que ocurra primero. Aquellos medios de generación correspondientes al literal b) del inciso quinto, solo podrán hacer uso del crédito una vez que hayan realizado el pago total del cargo diferido. Este crédito podrá ser utilizado por cualquiera de las empresas de generación que formen parte del grupo empresarial de acuerdo a lo establecido en el artículo 96 de la ley N° 18.045 de Mercado de Valores, al que pertenece la empresa beneficiaria. Lo anterior, se llevará a cabo por el Coordinador con ocasión de las transferencias económicas a las que se refiere el artículo 72°-3 de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía se establecerá el procedimiento para la fijación, contabilización, recaudación, imputación y pago de los cargos y créditos establecidos en el presente artículo, así como las reglas para la implementación de los mecanismos regulados en el mismo.”.

El Ministro de Energía en base a una presentación [38] explicó que la indicación del Ejecutivo presenta tres modificaciones importantes. La primera es la reducción del cargo en un 60%, lo que significa que el impacto será de $1 por kilowatt hora en 2025, $0.8 en 2026 y $0.6 en 2027. A partir de 2028, se establece un mecanismo de recuperación donde lo pagado funciona como crédito. También se excluye a los pequeños medios de generación distribuida (PMGD) de esta medida.

En esencia, lo que se está votando es la viabilización de recursos por $200.000 millones, lo que permitiría llegar con el subsidio a 3 millones de hogares o implementar 20.000 soluciones fotovoltaicas individuales o 340 soluciones conjuntas. Ello, beneficiaría principalmente a la clase media.

De igual modo expresó que si bien en algunas oportunidades se ha mencionado que este mecanismo podría generar un cambio significativo en la industria, aseveró que ello no es así. Exhibió el siguiente gráfico:

Explicó que en la proyección se observa un aumento de las compensaciones a los PMGD debido a la entrada en operación de las centrales declaradas en construcción. El valor imputado a la compensación PMGD alcanza un máximo de 15% respecto de la compensación anual del sistema, y un mínimo de 8% al final del periodo.

De hecho, los medios de generación distribuida van a recibir en los próximos tres años una compensación de entre 500 y 600 millones de dólares anuales, mucho más de lo que recibían hace cinco años atrás. De ello, el Ejecutivo propone utilizar un 10% de esos fondos para llegar con paneles solares a la clase media, es decir, 1 de cada $10 (en la imagen lo que se encuentra con color naranjo es todos los ingresos que van a seguir recibiendo los PMGD, que es mucho mayor a lo usual).

Respecto de los dichos sobre que se trata de “un cambio a las reglas el juego”, compartió una nota de junio de 2019, de El Mostrador Mercados, en la que el señor Fernando Olave, socio de Rockville Capital, expresó:

“Para el levantamiento de capital que hacemos nosotros como inversionistas con bancos locales e internacionales, es fundamental contar con dicha estabilidad. Por tanto, el solo anuncio del Gobierno de modificar la forma de cálculo del precio estabilizado utilizada hasta ahora, detuvo las inversiones en el sector. Esperamos que el Ministerio de Energía pueda hacer un anuncio que permita restituir la certeza normativa y dar tranquilidad a los inversionistas”.

En síntesis, la propuesta del Ejecutivo es similar a lo que se ha planteado en otras oportunidades, y su estructura jurídica es equivalente al cargo por servicio público. Por lo tanto, no considera que genere un cambio significativo en los ingresos de la industria. Sobre el punto aludió al informe en derecho denominado “La constitucionalidad del Cargo FET" [39], elaborado por el abogado de la Universidad de Chile, Máster en Derecho Público y Doctor en Derecho Administrativo de la Universidad de París II Panthéon Assas, don José Miguel Valdivia Olivares.

Sostuvo que pretenden proponer soluciones que funcionan, tal es el caso de la reciente experiencia de Talagante, donde se inauguró un proyecto de casa solar social propiedad conjunta que permite llegar con un descuento permanente a cerca de 200 viviendas de clase media. Luego cabe preguntarse si se quiere replicar esta experiencia 200 veces más.

Enfatizó que el pilar fiscal aprobado que supone 80.000 millones de pesos (80 millones de dólares), no alcanza, no es suficiente. Ese monto alcanza para 2.100.000 millones de subsidios. La nómica actual es de 1.950.000, luego si en la próxima postulación hay nuevamente 300 mil postulantes habrá lista de espera. El pilar fiscal alcanza para una demanda moderada, acentuó.

La propuesta del Ministro de Energía de eximir a los pequeños generadores y distribuidores de este cargo fue acogida, lo que permitirá proteger a los más vulnerables. Ahora, con la recaudación de fondos, se busca beneficiar no solo a la clase económica baja, sino también a la clase media a través de la instalación de techos solares.

Destacó el hecho de que la clase media ha sido históricamente postergada, por lo que este proyecto ofrece una oportunidad para cambiar esto. Los beneficios están a la vista, y es probable que las familias que se beneficien de este proyecto estén agradecidas por la reducción en el costo de la energía.

En ese sentido, estimó fundamental aprobar este pilar del proyecto, ya que está claro que todos los parlamentarios de la Comisión están comprometidos con la clase media.

El Ministro de Energía en materia de recursos aseveró que no es un tema ideológico, sino uno estrictamente matemático. Explicó que el PEC 3 garantizó 120 millones de dólares, pero solo por dos años, dejando un tercer año sin financiamiento para cubrir los subsidios. Por ello, el primer uso del pilar fiscal será cubrir ese déficit.

Además, no solo se está incorporando un año adicional de subsidios, sino también nuevos beneficios, entre ellos:

- Subsidios específicos para personas electrodependientes, tanto dentro como fuera del Registro Social de Hogares.

- Un aumento del 20% en la magnitud del subsidio para hogares en sistemas medianos, según lo acordado en la mesa técnica durante el trabajo pre legislativo.

Lo anterior, implica mayores gastos de los inicialmente contemplados y un año extra de cobertura. Gracias al pilar fiscal, se podrá atender a una nómina de 2.1 millones de beneficiarios en estas condiciones.

Respecto a los comentarios del profesor Humberto Verdejo, a quien valora mucho, aclaró que su argumento, basado en la posibilidad de aportar 50 millones adicionales para equiparar el gasto público en el subsidio de agua potable, incurre en un error. Recordó que cuando se legisló sobre ese subsidio al agua potable, el país gozaba de un superávit fiscal y un crecimiento económico del 5%, condiciones macroeconómicas muy distintas a las actuales. Por lo tanto, asumir recursos inexistentes en este contexto es irresponsable.

Recordó que los mismos diputados enfatizaron, durante la discusión presupuestaria, la necesidad de ser conservadores en las proyecciones fiscales.

En relación con las críticas de inconstitucionalidad planteadas por la asociación Acera, recordó que durante la tramitación del PEC 2, esa misma asociación valoró la política de autocontención y la exclusión de los cargos por servicio público de las cuentas fiscales, cuando los costos recaían en la gran minería del cobre y grandes industriales. Sin embargo, ahora que estos costos afectan directamente a ellos, argumentan que es inconstitucional.

Realzó que la constitucionalidad no puede depender de quién paga el cargo; o algo es siempre constitucional o no lo es. No se puede cambiar de interpretación según la conveniencia, concluyó.

Sobre las convocatorias para el subsidio eléctrico, expresó que están establecidas en el reglamento y se realizan dos veces al año. La próxima convocatoria será en abril del próximo año. Actualmente, la nómina de beneficiarios es de 1.950.000 hogares.

En cuanto a la distribución de los recursos, se priorizará primero a los hogares más vulnerables para financiar el subsidio. Luego, los excedentes se utilizarán para financiar paneles solares dirigidos a hogares de clase media, como en el caso de Talagante. Este orden de prelación se establece para garantizar que los recursos se utilicen de manera efectiva y eficiente.

- Sometida a votación la indicación 23 del Ejecutivo que reemplaza el artículo tercero transitorio que ha pasado a ser artículo primero transitorio del proyecto de ley fue aprobado por mayoría de votos de las diputadas y diputados Álvaro Carter, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla. En contra votaron los diputados José Miguel Castro, Benjamín Moreno y Marco Antonio Sulantay (Presidente); y se abstuvieron la diputada y diputados Yovana Ahumada, Andrés Jouannet (en reemplazo del diputado Andrés Celis) y Christian Matheson (7-3-3).

Conforme a los artículos 15 y 296 inciso tercero del Reglamento de la Corporación, se elimina de la indicación 24, ya aprobada, lo siguiente: “Para estos efectos, no se considerarán los retiros realizados de acuerdo a lo establecido en el artículo primero transitorio de la presente ley.”.

ARTÍCULOS CUARTO, QUINTO Y SEXTO, NUEVOS (que han pasado a ser artículos segundo, tercero y cuarto)

Indicación 24. Del Ejecutivo para incorporar los siguientes artículos cuarto, quinto y sexto transitorios, nuevos, readecuando el orden correlativo del artículo siguiente:

“Artículo cuarto transitorio.- Aquellos medios de generación de pequeña escala que se encuentren comprendidos en el literal a) del inciso quinto del artículo tercero transitorio de la presente ley, deberán acreditarse como micro, pequeñas y medianas empresas sujetas a alguno de los regímenes establecidos en la letra D del artículo 14 de la Ley Sobre Impuesto a la Renta contenida en el artículo primero del decreto ley N° 824, de 1974, del Ministerio de Hacienda, sujetándose al procedimiento que el Ministerio de Energía establezca mediante resolución exenta.

Una vez acreditada la calidad anterior, el Coordinador deberá considerar al medio de generación de pequeña escala respectivo en el grupo contenido en el literal a) del inciso quinto del artículo tercero transitorio de la presente ley.

La categorización referida en el inciso anterior estará vigente mientras la empresa mantenga los requisitos exigidos en el presente artículo, correspondiéndole al Ministerio de Energía verificar su cumplimiento de forma anual, pudiendo solicitar información de manera actualizada, de acuerdo a lo establecido en la resolución referida en el inciso primero.

El Ministerio de Energía llevará un registro actualizado de los medios de generación de pequeña escala categorizadas en el grupo a) del inciso quinto del artículo tercero transitorio de la presente ley.

Artículo quinto transitorio.- Cada vez que concluya un proceso de concesión del subsidio eléctrico al cual se refiere el artículo sexto transitorio de la ley N° 21.667, deberán calcularse los excedentes anuales de dicho subsidio, entendiéndose por tales, la diferencia entre la totalidad de los aportes destinados a financiar este beneficio de conformidad a la ley y los recursos anuales del Fondo de Estabilización de Tarifas destinados a garantizar la cobertura de dicho subsidio.

De existir excedentes, la porción de que corresponda a los aportes fiscales referidos en los incisos segundo y tercero del artículo sexto transitorio de la ley N° 21.667 no será enterada al Fondo y deberá ser destinada a la inversión y ejecución de proyectos fotovoltaicos conjuntos o individuales y al financiamiento de sus costos asociados, tales como costos operacionales, obras adicionales, adecuaciones o ajustes necesarios que permitan su conexión, así como también a otros programas que promuevan la eficiencia energética.

Para la ejecución de los proyectos referidos en el inciso precedente, el Ministerio de Energía celebrará con órganos de la Administración del Estado y/u otras personas jurídicas sin fines de lucro que tengan entre sus fines el diseño e implementación de éstos, convenios de colaboración destinados a establecer los objetivos específicos de dichos proyectos, sus plazos y condiciones de ejecución, sus actividades, el reporte de sus resultados, y los mecanismos de rendición de cuentas aplicables, entre otras materias para la correcta ejecución de aquellos.

La Tesorería General de la República realizará las transferencias con cargo a los recursos del Fondo de Estabilización de Tarifas destinados al efecto, una vez que el Ministerio de Energía le notifique la celebración del convenio y sus respectivas condiciones.

Artículo sexto transitorio.- Establézcase de forma transitoria, desde el mes siguiente a la publicación de la presente ley y hasta el 31 de diciembre de 2026, un crédito contra el Impuesto de Primera Categoría al que podrán acceder los contribuyentes sujetos al régimen establecido en la letra D del artículo 14 de la Ley sobre Impuesto a la Renta, contenida en el artículo primero del decreto ley N° 824, de 1974, del Ministerio de Hacienda. La procedencia, determinación y fiscalización del crédito se establecerá de acuerdo a las siguientes reglas:

1. El crédito será equivalente al 25% de la inversión que la empresa hubiera realizado en la adquisición e instalación de paneles solares efectivamente destinados a la generación de energía eléctrica cuyo uso final sea, únicamente, satisfacer la demanda de energía para las actividades económicas propias de su giro. En ningún caso el crédito podrá ser superior a 1.000 unidades de fomento. La parte de la inversión que no sea considerada como crédito podrá ser deducida como gasto necesario para producir la renta en el ejercicio en que se haya realizado el desembolso efectivo.

Además de los requisitos señalados en el párrafo anterior los contribuyentes deberán cumplir los siguientes requisitos:

a) Ser contribuyente del Impuesto a las Ventas y Servicios contenida en el artículo primero del decreto ley N° 825, de 1974, del Ministerio de Hacienda.

b) Haber realizado operaciones gravadas con el Impuesto a las Ventas y Servicios en al menos tres meses dentro del ejercicio respecto del cual se imputa el crédito.

c) Tengan al menos un empleado o empleada, que no tenga también la calidad de propietario, accionista, socio o socia, durante el año comercial en el cual se realiza la inversión.

d) Que su giro no comprenda en forma alguna la generación de energía eléctrica.

2. Para acceder al crédito las empresas deberán contar con un certificado emitido por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles que dé cuenta del cumplimiento de la normativa vigente, para la instalación de los equipos indicados en el párrafo primero del número 1 anterior y que los equipos instalados corresponden a aquellos respecto de los cuales se imputa el beneficio establecido en el presente artículo, según el procedimiento que la Superintendencia establezca por resolución. Asimismo, será necesario para la imputación del crédito que la inversión se haya realizado con anterioridad al 01 de enero de 2027.

Cuando la inversión se haya materializado en más de un ejercicio comercial, el crédito al cual tendrá derecho el contribuyente para el respectivo ejercicio corresponderá al 25% de los desembolsos efectivos realizados en cada período y siempre que ellos hayan ocurrido dentro del plazo establecido en el párrafo anterior.

3. El crédito establecido en este artículo se imputará contra el impuesto de primera categoría que grava las rentas del ejercicio en que se produjeron los desembolsos efectivos. En caso de producirse un remanente de crédito, éste no dará derecho a devolución, pero podrá imputarse contra el Impuesto de Primera Categoría que corresponda pagar en los ejercicios posteriores, debidamente reajustado en la forma que establece el artículo 95 de la Ley sobre Impuesto a la Renta.

Cuando la empresa que opta por este beneficio se encuentre sujeto al régimen de transparencia tributaria contenido en la letra D) del artículo 14 de la Ley sobre Impuesto a la Renta, el crédito establecido en el presente artículo podrá ser imputado contra el impuesto final que le corresponda al propietario de dicha empresa en la proporción que le corresponda y los remanentes serán imputable a los ejercicios futuro en los mismos términos dispuestos en el párrafo anterior.

4. El crédito a que se refiere este artículo se calculará considerando el monto correspondiente a la adquisición de los activos fijos destinados a la inversión, así como aquellos que correspondan a gastos por bienes o servicios requeridos para su instalación y puesta en marcha.

Cuando los pagos o la adquisición de los bienes físicos vinculados al proyecto hayan tenido lugar entre las fechas de presentación de la solicitud de certificación y de la resolución que certifica el proyecto, pero en un ejercicio distinto a aquél en que se dicta la referida resolución, deberán ser considerados para la determinación de los beneficios que establece esta ley en el ejercicio en que dicha resolución sea dictada.

5. En el ejercicio de sus facultades, el Servicio de Impuestos Internos podrá, dentro de los plazos establecidos en el artículo 200 y 201 del Código Tributario, revisar la pertinencia de la procedencia y determinación del crédito señalado en el presente artículo y en caso de que proceda determinar, liquidar y girar las diferencias de impuesto que corresponda por el incumplimiento de las disposiciones del presente artículo.”.”.

El Ministro de Energía, señor Diego Pardow sostuvo que los tres artículos transitorios que se incorporan por la indicación buscan complementar y mejorar el funcionamiento del cargo FET y el programa de paneles solares dirigido a la clase media.

Es así que se propone excluir a las pequeñas y medianas empresas que generan energía distribuida del pago del cargo FET, siempre y cuando cumplan con el régimen tributario operacional de una pyme.

Además, se establece un incentivo tributario para que las pequeñas y medianas empresas puedan descontar el costo de la instalación de paneles solares de sus impuestos a pagar, lo que fomenta la adopción de esta tecnología.

Finalmente, se permite que el fondo financie no solo gastos corrientes vía subsidio, sino también inversiones de capital, como el programa de paneles solares dirigido a la clase media, lo que permite a las pymes acceder a financiamiento para proyectos de inversión en energías renovables.

Reiteró que la indicación pretende fomentar la adopción de energías renovables y apoyar a las pequeñas y medianas empresas en su transición hacia una economía más sostenible. No obstante, que se trata de materias que ya han sido discutidas y aprobadas durante la discusión de la iniciativa en esta instancia.

- Puesta en votación la indicación 24 que incorpora los nuevos artículos cuarto, quinto y sexto transitorios que han pasado a ser segundo, tercero y cuarto transitorios del proyecto de ley fue aprobada por unanimidad de votos de la diputada y diputados Álvaro Carter, Andrés Celis, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia y Sebastián Videla (8-0-0).

ARTÍCULO CUARTO (que ha pasado a ser quinto)

No fue objeto de indicaciones.

- Sometido a votación el artículo cuarto transitorio que ha pasado a ser quinto transitorio del proyecto de ley, fue aprobado por unanimidad de votos de las diputadas y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, Andrés Celis, Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Marco Antonio Sulantay (Presidente), Cristián Tapia y Sebastián Videla (9-0-0).

ARTÍCULOS TRANSITORIOS NUEVOS

El Ministro de Energía que el proyecto nació del trabajo de una mesa técnica que tenía dos objetivos fundamentales. Por un lado, buscar nuevos mecanismos de financiamiento para subsidios y, por otro, encontrar políticas que permitieran reducir los precios minoristas de electricidad, especialmente para las personas y las pymes.

Precisó que, aunque la iniciativa se centró inicialmente en encontrar financiamiento para subsidios, también se incorporaron otras posiciones relacionadas con la reducción de precios, algunas de las cuales tienen un carácter excepcional. Por ejemplo, se aprobó permitir a las asociaciones de consumidores iniciar el proceso de renegociación de contratos establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos, y también se discutió la creación de una bolsa pyme.

No obstante, es claro que la reducción de precios minoristas seguirá siendo un tema pendiente para futuras legislaciones. Es más, si la Comisión decidiera seguir adelante con la ampliación de las facultades de las asociaciones de consumidores para solicitar la revisión de contratos, trabajará en ese sentido, teniendo presente que es un tema que se debe abordar en el futuro como parte de la agenda a largo plazo.

- Sometida a votación la solicitud de reconsideración de la declaración de inadmisibilidad de la indicación 28, fue rechazada. A favor de la admisibilidad votaron la diputada y diputados Jaime Mulet, Marcela Riquelme, Patricio Rosas, Cristián Tapia, Nelson Venegas y Sebastián Videla. En contra de la admisibilidad votaron la diputada y diputados Yovana Ahumada, Álvaro Carter, Andrés Celis, Christian Matheson, Benjamín Moreno y Marco Antonio Sulantay (Presidente) (6-6-0).

VII.- INDICACIONES DECLARADAS INADMISIBLES.

Se declararon inadmisibles las siguientes indicaciones:

- Indicación 5. De los diputados Marcos Ilabaca y Jaime Mulet y de la diputada Marcela Riquelme para incorporar un literal nuevo en el artículo segundo del proyecto de ley, en el siguiente tenor:

Para eliminar en el inciso segundo del artículo 151, la siguiente frase: “que se encuentren al día en el pago de las cuentas por concepto de dicho consumo,”.

- Indicación 25. De la diputada Marisela Santibáñez para incorporar una nueva disposición transitoria quinta del siguiente tenor:

“En el caso de producirse excedentes a partir generados por la relación de postulantes al subsidio en comento. Este será destinado prioritariamente para aumentar el subsidio destinado a pacientes electrodependientes que se encuentren inscritos en el registro al que se refiere el artículo 207-2 de la presente ley.”.

- Indicación 26. De las diputadas Karol Cariola, Camila Musante y Marisela Santibáñez, y de los diputados Miguel Ángel Calisto, Rubén Oyarzo, Cristián Tapia y Héctor Ulloa para incorporar al proyecto de ley un artículo quinto transitorio nuevo, del siguiente tenor:

“Artículo quinto transitorio.- Dentro del plazo de tres meses, contado desde la publicación de la presente ley, el Ministerio de Energía deberá presentar una propuesta de revisión y adecuación de los contratos vigentes entre las empresas generadoras y las empresas distribuidoras, contratos que son traspasados a los clientes regulados. La propuesta deberá tener como objetivo principal reducir el costo de la tarifa eléctrica para los clientes regulados.”.

- Indicación 27. Del diputado Matías Ramírez para incorporar un artículo sexto transitorio, en el siguiente tenor:

“Las empresas y cooperativas concesionarias de servicio público de distribución deberán entregar información a sus clientes sobre los canales y fechas del proceso de postulación del subsidio eléctrico establecido en el artículo sexto transitorio de la Ley N° 21.667, a través del correo electrónico de contacto que haya informado el cliente o a través de la cuenta por concepto de consumo eléctrico, en la forma que lo instruya la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles deberá fiscalizar el cumplimiento de la obligación dispuesta en el inciso precedente. Para lo anterior, las empresas y cooperativas de servicio público de distribución deberán informar cumplimiento de lo ordenado dentro de los treinta días culminado el proceso de postulación de beneficiarios del referido subsidio, a través de los medios que instruye la Superintendencia.

El incumplimiento de lo dispuesto en el inciso primero del presente artículo, así como el deber de información dispuesto en el inciso segundo, dará lugar a las sanciones establecidas en el Título IV de la ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.”.

- Indicación 28. De la diputada Marcela Riquelme y de los diputados Jaime Mulet, Patricio Rosas, Cristián Tapia y Sebastián Videla para incorporar un artículo transitorio nuevo, del siguiente tenor:

“Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 134 del DFL 4, que fija el 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, las asociaciones de consumidores también podrán solicitar la actuación del mecanismo de revisión de contratos, para los contratos entre generadoras y distribuidores, firmados con anterioridad a la promulgación de la ley 20.805”.

VIII.- ARTÍCULOS E INDICACIONES RECHAZADOS POR LA COMISIÓN.

Se rechazaron o no se pusieron en votación por ser contradictorios con las ideas ya aprobadas del proyecto de ley, de conformidad con lo señalado en el inciso tercero del artículo 296 del Reglamento de la Corporación, los siguientes artículos e indicaciones, los que tratan materias propias de ley simple o común:

Artículos:

Numeral 1 de la letra d) del artículo 4:

d) Modifícase el artículo 16, en el siguiente sentido:

1. Sustitúyase en el numeral 2, la palabra “diez” por “veinte”.

- Fue rechazado por unanimidad.

Letra e) del artículo 4:

e) Modifícase el artículo 16 A en el siguiente sentido:

1. Sustitúyase en el numeral 1 la palabra “diez” por “veinte”.

2. Sustitúyase en el numeral 2 la palabra “cinco” por “diez”.

3. Sustitúyase en el numeral 3 la palabra “quinientas” por “mil”.

- Fue rechazado por unanimidad.

Artículo primero transitorio.- Durante la vigencia del mecanismo de estabilización de precios definido en el artículo 2° transitorio del decreto supremo N° 88, de 2019, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento para los medios de generación de pequeña escala, en adelante “DS 88/2019”, los pequeños medios de generación distribuidos, en adelante “PMGD”, a que se refiere el artículo 72-2 de la Ley General de Servicios Eléctricos, y que se encuentren acogidos al régimen de valorización establecido en el artículo 2° transitorio del antedicho Decreto 88/2019, deberán realizar retiros de energía en el mismo punto de conexión para comercializarla con la concesionaria de servicio público de distribución a cuyas instalaciones se encuentra conectado el respectivo PMGD.

La energía comercializada según lo señalado en el inciso precedente será valorizada de conformidad al régimen del artículo 2° transitorio del DS 88/2019 y será pagada por las concesionarias de servicio público de distribución, estando destinada exclusivamente al suministro de entidades que se encuentren inscritas en el registro a que hace referencia el artículo segundo transitorio de la presente ley. Para estos efectos, la energía comercializada por cada PMGD a los que se refiere el inciso precedente corresponderá a una proporción de su propia inyección mensual de energía, equivalente al cociente entre el volumen de energía mensual consumido por la totalidad de las empresas que conforman el registro anteriormente señalado y el volumen de energía mensual inyectado por la totalidad de los referidos PMGD.

El decreto tarifario a que se refiere el artículo 158 de la Ley General de Servicios Eléctricos deberá contener un “Precio Preferente Pyme” a efectos de que las concesionarias de servicio público de distribución traspasen dicho precio a aquellas entidades inscritas en el registro establecido en el artículo segundo transitorio de la presente ley. El Precio Preferente Pyme será calculado en el Informe Técnico indicado en el artículo 158 de la Ley General de Servicios Eléctricos, considerando la valorización de la energía comercializada por los PMGD y el cargo establecido por el artículo 9 de la ley N° 21.472, así como los demás cargos establecidos en la ley. El volumen de energía anual consumido por la totalidad de las empresas que conforman el registro señalado anteriormente, adscrito al Precio Preferente Pyme, no podrá ser superior a 500.000.000 kilowatts hora (kWh).

El Precio Preferente Pyme aplicará hasta un consumo mensual individual de 7.500 kWh. El consumo que exceda dicho límite será valorizado al precio de nudo promedio vigente. Con todo, la resolución establecida en el penúltimo inciso del presente artículo podrá fijar condiciones para la modificación de dicho límite individual, mediante resolución de la misma Comisión Nacional de Energía. Dichas variaciones regirán por un plazo de, al menos, tres meses, y el valor absoluto de cada modificación del límite individual no podrá ser superior a 2.500 kWh, respecto del límite individual vigente.

Los retiros de energía efectuados por los PMGD de conformidad al presente artículo se encontrarán exentos del pago de servicios complementarios, pagos laterales u otros costos sistémicos asignados a los suministradores a prorrata de los retiros del sistema.

Los montos de energía suministrada a las concesionarias de servicio público de distribución por parte de los PMGD, de conformidad a lo establecido en el presente artículo, no será contabilizado dentro de los volúmenes facturados por sus contratos de suministro. La disminución de energía a facturar por los contratos de suministro, resultante de lo señalado anteriormente, será asignada considerando únicamente aquellos contratos con precio mayor al precio de nudo promedio de la respectiva concesionaria de servicio público de distribución, manteniendo inalterada la energía a facturar de aquellos contratos con precio menor o igual al precio de nudo promedio. Adicionalmente, respecto de los contratos cuyo precio sea superior al precio de nudo promedio de la distribuidora, la referida disminución de energía se realizará a prorrata del producto entre la energía contratada y el diferencial de precios del respectivo contrato respecto del precio de nudo promedio de la distribuidora.

Mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía se establecerá el mecanismo de transferencias entre concesionarias de servicio público de distribución para efectos de resguardar el balance de compras y ventas de energía requerido para la implementación de las disposiciones del presente artículo.

Con todo, el Precio Preferente Pyme regulado en el presente artículo aplicará siempre que el precio a que se refiere el artículo 2° transitorio del Decreto 88/2019 sea menor al Precio de Nudo Promedio. Esta condición será revisada semestralmente con ocasión de la fijación de precios que se refiere el artículo 158° de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Las demás materias para la implementación de este artículo serán establecidas mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

- Fue rechazado por mayoría de votos.

Artículo segundo transitorio.- Durante la vigencia del mecanismo de estabilización de precios que establece el artículo 2 transitorio del DS 88/2019, podrán acceder al Precio Preferente Pyme aquellos clientes sujetos a regulación de precios que acrediten ser micro, pequeñas y medianas empresas sujetas a alguno de los regímenes establecidos en la letra D del artículo 14 o en el artículo 34, ambos de la Ley de Impuesto a la Renta contenida en el artículo primero del decreto ley N° 824, de 1974, del Ministerio de Hacienda.

Para acogerse al Precio Preferente Pyme a que se refiere el artículo primero transitorio de la presente ley, las micro, pequeñas y medianas empresas deberán acreditar su condición de tales mediante el procedimiento que se establezca en la resolución exenta que el Ministerio de Energía dicte al efecto. Asimismo, deberán acreditar estar activas económicamente, en función de sus ventas y trabajadores contratados, y hacer un uso intenso de energía, en función del costo de energía como porcentaje de sus ventas, de conformidad a lo establecido por la antedicha resolución.

Adicionalmente, aquellos operadores de servicios sanitarios rurales que formen parte del registro establecido en el artículo 69 de la ley N° 20.998 tendrán derecho a acogerse al Precio Preferente Pyme por la totalidad de su consumo de energía eléctrica, sin que le sean aplicables los requisitos establecidos en el inciso anterior. Aquellos operadores de servicios sanitarios rurales que se encuentren acogidos a este régimen no estarán sujetos al límite mensual individual establecido en el inciso cuarto del artículo primero transitorio de la presente ley, sin perjuicio de contabilizarse estos consumos para efectos de lo establecido en el inciso tercero del mismo artículo.

Acreditado el cumplimiento de los requisitos establecidos en los incisos primero, segundo y tercero de este artículo, según corresponda, la concesionaria de servicio público de distribución deberá traspasarle a dicho cliente el Precio Preferente Pyme fijado en el respectivo decreto tarifario.

El traspaso del Precio Preferente Pyme será aplicable mientras la entidad mantenga los requisitos exigidos en el presente artículo, correspondiéndole al Ministerio de Energía verificar su cumplimiento de manera anual, de conformidad a lo que establezca la resolución exenta antedicha. Para tales efectos, el Ministerio de Energía podrá solicitar información a la Comisión Nacional de Energía, al Servicio de Impuestos Internos, a la Administradora de Fondos de Cesantía, al Ministerio de Obras Públicas y a otras entidades, las cuales estarán obligadas a proporcionarla. Con todo, este requerimiento deberá estar asociado estrictamente al cumplimiento de los fines de la presente ley.

El Ministerio de Energía llevará un registro actualizado de las entidades que se hayan acogido al régimen establecido en el presente artículo.

- No se puso en votación por ser contradictorio con las ideas ya aprobadas del proyecto de ley.

Indicaciones:

Indicación 2. Del diputado Gonzalo Winter para agregar una nueva letra a) en el artículo segundo, pasando la actual a ser b) y así sucesivamente, del siguiente tenor:

a) Incorpórase al artículo 133, el siguiente inciso final:

“Las empresas eléctricas de distribución deberán garantizar que la atención al cliente sea proporcionada por personal humano, cuando así lo solicite el cliente, en las interacciones telefónicas y electrónicas.

El uso exclusivo de sistemas automáticos para la atención al cliente quedará prohibido en casos de consultas, quejas y solicitudes de información. Las empresas estarán obligadas a asegurar la disponibilidad de una atención personalizada dentro de un plazo máximo de 5 minutos desde el inicio de la interacción.

El incumplimiento de estas disposiciones será sancionado conforme al Título IV de la Ley N° 18.410 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, por cada infracción comprobada, sin perjuicio de la obligación de implementar las medidas correctivas necesarias para garantizar el cumplimiento de esta norma.

Los costos asociados a la implementación y cumplimiento de esta disposición no podrán, bajo ninguna circunstancia, ser traspasados al cliente.”.

- Fue rechazada por mayoría de votos.

Indicación 7. De la diputada Marisela Santibáñez para incorporar en el artículo segundo un literal nuevo, en el siguiente tenor:

Incorpórese en el inciso segundo del artículo 151, a continuación del punto final, que pasa a ser punto seguido, el siguiente párrafo:

“Con todo, sin perjuicio de la calificación de los usuarios residenciales a que se refiere el presente inciso, se considerarán automáticamente como beneficiarios del referido subsidio, a las personas electro dependientes que se encuentren inscritas en el registro de la respectiva empresa concesionaria del servicio público de distribución eléctrica al cual se refiere el artículo 207-2 de la presente ley y su reglamento.”.

- No se puso en votación por ser contradictorio con las ideas ya aprobadas del proyecto de ley.

Indicación 21. De la diputada Nathalie Castillo y los diputados Jaime Mulet y Cristián Tapia para reemplazar el inciso tercero del artículo segundo transitorio, por el siguiente:

“Adicionalmente, aquellos operadores de servicios de agua potable rural o sanitarios rurales, que formen parte del registro establecido en el artículo 69 de la ley N° 20.998 tendrán derecho a acogerse al Precio Preferente Pyme por la totalidad de su consumo de energía eléctrica, sin que le sean aplicables los requisitos establecidos en el inciso anterior. Aquellos operadores de servicios de agua potable rural o sanitarios rurales que se encuentren acogidos a este régimen no estarán sujetos al límite mensual individual establecido en el inciso cuarto del artículo primero transitorio de la presente ley, sin perjuicio de contabilizarse estos consumos para efectos de lo establecido en el inciso tercero del mismo artículo.”.

- No se puso en votación por ser contradictorio con las ideas ya aprobadas del proyecto de ley.

IX.- TEXTO DEL PROYECTO APROBADO.

Por las razones señaladas y por las que expondrá oportunamente la diputada informante, esta Comisión recomienda a la Sala aprobar el siguiente

PROYECTO DE LEY

“Artículo 1.- Establécese de manera transitoria, respecto de los años 2024, 2025 y 2026, para las fuentes emisoras que correspondan a empresas eléctricas de generación, una sobretasa al impuesto a las emisiones de CO2 establecido por el artículo 8° de la ley N° 20.780, equivalente a 5 dólares de los Estados Unidos de América por cada tonelada emitida. Esta sobretasa transitoria no será considerada como parte de la tasa del impuesto a las emisiones de CO2 establecido por el referido artículo, para efectos de cualquier indexación asociada a dicha tasa. Los contribuyentes no podrán utilizar las compensaciones de emisiones, mediante la implementación de proyectos de reducción de emisiones, a las que hace referencia el procedimiento establecido en el artículo 8° de la ley N° 20.780, para reducir total ni parcialmente el pago de la sobretasa transitoria establecida en este artículo.

Exclúyanse de lo dispuesto en el inciso precedente a aquellas empresas eléctricas de generación que operen en base a medios de generación renovable no convencional, cuya fuente de energía primaria sea la energía de la biomasa, contemplada en el numeral 1), de la letra aa) del artículo 225° de la Ley General de Servicios Eléctricos y aquellas que operen exclusivamente en sistemas eléctricos cuya capacidad instalada de generación sea inferior a 200 megawatts.

En lo que no se oponga a lo dispuesto en el presente artículo, será aplicable lo prescrito en el artículo 8° de la ley N° 20.780, en especial respecto al cálculo del impuesto, la emisión del giro y el plazo de pago del impuesto.

Artículo 2.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, 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, en adelante “Ley General de Servicios Eléctricos”:

a) En el artículo 134°:

1. Reemplázase en el inciso sexto, la expresión “participar en la audiencia a que se refiere este artículo” por la frase “activar el mecanismo de revisión de precios en los términos del inciso cuarto del presente artículo, así como participar en la audiencia a que se refiere el mismo”.

2. Incorpórase el siguiente inciso séptimo, nuevo:

“Sin perjuicio de lo establecido en el inciso anterior, las asociaciones de consumidores a que se refiere la ley Nº 19.496 podrán activar el mecanismo de revisión de precios frente a cambios significativos en el equilibrio económico de los contratos de suministro. Este procedimiento se materializará de conformidad a las etapas y plazos señalados en el inciso cuarto del presente artículo y el reglamento a que se refiere el inciso siguiente.”.

b) Agrégase en el inciso segundo del artículo 151°, a continuación del punto final, que pasa a ser punto y seguido, el siguiente texto:

“Con todo, sin perjuicio de la calificación de los usuarios residenciales a que se refiere este inciso, se considerarán como beneficiarios prioritarios del referido subsidio, a las personas electrodependientes que se encuentren inscritas en el registro de la respectiva empresa concesionaria del servicio público de distribución eléctrica a que hace referencia el artículo 207-2 de la presente ley y su reglamento.”.

c) Intercálase el siguiente artículo 191 ter:

“Artículo 191 ter.- Las empresas concesionarias de distribución deberán implementar, en forma eficaz y oportuna, las mejores soluciones técnicas disponibles para mitigar los efectos que las interrupciones de suministro eléctrico generadas por fallas masivas causados por eventos de la naturaleza, climáticos o cualquier otro que determine la normativa vigente, puedan causar al funcionamiento de comités y cooperativas de agua potable rural, así como a los servicios sanitarios rurales referidos en la ley Nº 20.998, considerando las condiciones del entorno y la estimación de la extensión de la interrupción. Para este efecto, corresponderá a la Superintendencia informar trimestralmente a las empresas concesionarias de servicio público de distribución la nómina de beneficiarios por área de concesión.

Para dar cumplimiento a esta disposición, las empresas concesionarias de distribución deberán proporcionar, ya sea de forma temporal o permanente y en modalidad de comodato, el equipamiento necesario que permita asegurar el abastecimiento de energía al respectivo servicio.”

d) Incorpórase el siguiente artículo 212-15:

“Artículo 212-15.- Saldos impagos. Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 212-14, si al 31 de diciembre de 2035 existen saldos pendientes de pago correspondientes a documentos de pago emitidos válidamente dentro de la vigencia del Fondo de Estabilización de Tarifas, los titulares de estos documentos podrán ejercer sus derechos sobre los montos existentes del Fondo, hasta la extinción de tales montos, en cada caso, conforme los términos y condiciones de estos.”.

Artículo 3.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el artículo sexto transitorio de la ley N° 21.667, que modifica diversos cuerpos legales, en materia de estabilización tarifaria:

a) En el inciso primero:

1. Reemplázase la expresión “y 2026” por “2026 y 2027”.

2. Incorpórase a continuación de la expresión “de dicho consumo”, la frase “, así como a los hogares de las personas electrodependientes reconocidas en el registro a que hace referencia el artículo 207-2 de la Ley General de Servicios Eléctricos,”.

b) Sustitúyese el inciso segundo por el siguiente:

“Durante la vigencia del subsidio transitorio, el Ministerio de Hacienda realizará aportes anuales al Fondo de Estabilización de Tarifas del artículo 212-14 de la Ley General de Servicios Eléctricos, mediante uno o más decretos expedidos bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, de acuerdo a las reglas siguientes:

1. Aportes de 20 millones de dólares de los Estados Unidos de América, o su equivalente en moneda nacional, para el año 2024.

2. Aportes de 115 mil millones de pesos para los años 2025 y 2026.

3. Aportes de 95 mil millones de pesos para el año 2027.”.

c) Incorpóranse los siguientes incisos tercero, cuarto y quinto, nuevos:

“Los aportes señalados en el inciso anterior serán utilizados exclusivamente para el financiamiento del subsidio transitorio, en la forma que se refiere el inciso siguiente y serán mantenidos por la Tesorería General de la República en una cuenta especial para estos efectos, tal como lo establece el decreto ley Nº 1.263, de 1975, del Ministerio de Hacienda. Dichos montos podrán incrementarse durante los años 2025, 2026 y 2027 en 70 mil millones de pesos cada año, siempre que, durante los años tributarios 2025, 2026 y 2027, se encuentre vigente una sobretasa transitoria al impuesto a las emisiones de CO2 equivalente a 5 dólares de los Estados Unidos de América por cada tonelada emitida.

Para el financiamiento de este subsidio se podrá destinar hasta un monto anual máximo, en el año 2024, de 120 millones de dólares de los Estados Unidos de América o su equivalente en moneda nacional, del Fondo de Estabilización de Tarifas, establecido en el artículo 212-14 de la Ley General de Servicios Eléctricos. Para los años 2025 y 2026, el monto anual máximo a destinar desde el referido Fondo a este subsidio será de 295.000 millones de pesos, y de 155.000 millones de pesos para el año 2027. Estos montos podrán incrementarse durante los años 2025, 2026 y 2027 en 70 mil millones de pesos cada año, siempre que, durante los años tributarios 2025, 2026 y 2027, se encuentre vigente una sobretasa transitoria al impuesto a las emisiones de CO2 equivalente a 5 dólares de los Estados Unidos de América por cada tonelada emitida.

Para efectos de lo establecido en el inciso anterior, entre los años 2025 y 2027, el Fondo deberá destinar al pago del subsidio recursos equivalentes a la suma de los aportes fiscales realizados de conformidad a lo establecido en los numerales 2 y 3 del inciso segundo y en el inciso tercero del presente artículo, los aportes provenientes del Cargo FET y, entre los años 2025 y 2026, un monto máximo de $105.000 millones de pesos anuales provenientes de otras fuentes, mientras que los demás recursos que se enteren al Fondo en ese período serán destinados al pago de los saldos originados por la aplicación de la ley Nº 21.185, y los documentos de pago emitidos de acuerdo con la ley Nº 21.472 y con las disposiciones contenidas en el artículo segundo transitorio de la ley N° 21.667, en cada caso, de conformidad con sus términos y condiciones. Con tal fin, los activos equivalentes a los montos que deban destinarse al subsidio deberán ser administrados en instrumentos denominados en moneda local. Todos los recursos que el Fondo disponga a partir de 2028 deberán destinarse exclusivamente al pago de los documentos de pago emitidos a su cargo.”.

Artículo 4.- Introdúcense las siguientes modificaciones en la ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles:

a) Agrégase el siguiente artículo 3 F:

“Artículo 3 F.- La Superintendencia podrá requerir e instruir a las personas y entidades fiscalizadas las adecuaciones que aseguren la mitigación de riesgos e integridad de redes de distribución, transmisión y transporte, como también la presentación de planes de acción destinados a regularizar el desempeño insuficiente de las instalaciones de generación, producción, almacenamiento, transporte, transmisión o distribución de recursos energéticos. El plazo para el cumplimiento de la referida solicitud o instrucción será establecido en el acto correspondiente, y su incumplimiento será considerado una infracción conforme a lo establecido en el artículo 15, inciso cuarto, número 5) de esta ley.”.

b) Reemplázase el epígrafe del TÍTULO IV, por el siguiente “Supervigilancia, Fiscalización y Sanciones”.

c) Incorpóranse los siguientes artículos 14 A, 14 B, 14 C y 14 D:

“Artículo 14 A.- La Superintendencia se sujetará a las normas del presente título, respecto a las disposiciones legales, reglamentarias, normas y pliegos técnicos cuyo cumplimiento le corresponde supervigilar y fiscalizar. Para el cumplimiento de esta función, la Superintendencia podrá medir y monitorear el desempeño de los fiscalizados por sus propios medios y/o de terceros autorizados por ella.

La Superintendencia priorizará una vez al año la fiscalización de las actividades, mercados, segmentos e instalaciones que, de acuerdo a las leyes, sean de su competencia. En esta priorización deberá considerar especialmente las exigencias de seguridad y calidad que les sean aplicables y el desempeño de los mercados y segmentos a fiscalizar.

Asimismo, la priorización considerará los planes y políticas que al efecto establezca el Ministerio de Energía para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energía.

Sin perjuicio de lo dispuesto en el inciso segundo del presente artículo, la Superintendencia podrá actualizar sus prioridades cuando existan razones fundadas para ello.

Artículo 14 B.- La Superintendencia, en el ejercicio de sus facultades de fiscalización y supervigilancia, podrá valerse de la información que le sea remitida tanto por el fiscalizado, los organismos públicos, las personas naturales o las entidades privadas requeridas o no al efecto, así como también de la información proveniente de la inspección personal realizada por un funcionario, en cumplimiento de las funciones propias de la Superintendencia.

Artículo 14 C.- Para efectos de esta ley, se entenderá por desempeño el resultado del monitoreo de estándares y metas definidas normativamente para los fiscalizados. Respecto de las actividades que no cuenten con metas definidas normativamente, el desempeño corresponderá a las metas comprometidas voluntariamente por el fiscalizado para cada período.

Para la supervigilancia o monitoreo del desempeño, la Superintendencia podrá relacionarse directamente con los fiscalizados por medios electrónicos, al tenor de lo prescrito por la ley Nº 19.880.

Las empresas monitoreadas en su desempeño deberán informar en sus respectivos sitios web el resultado del desempeño de sus actividades fiscalizadas con la periodicidad y antecedentes que establezca la normativa o que determine la Superintendencia mediante resolución, según corresponda. Esta obligación será exigible, al menos, para aquellas empresas que presten servicios públicos de transporte o distribución de electricidad o de distribución de gas de red.

Artículo 14 D.- Se considerará como desempeño insuficiente el incumplimiento de aquellos estándares y metas que sean definidas normativamente para las actividades que realicen los fiscalizados. Asimismo, se considerará como desempeño insuficiente el incumplimiento de las metas a las que, voluntariamente, se haya comprometido el fiscalizado para un determinado periodo, aun cuando la respectiva actividad no cuente con metas obligatorias.

Verificado el desempeño insuficiente de un fiscalizado, la Superintendencia podrá requerir uno o más planes de acción para corregir el desempeño. Los planes deberán ser propuestos por el fiscalizado a la Superintendencia, la que tendrá un plazo de treinta días, contado desde la presentación del plan de acción, para revisar el cumplimiento de las exigencias de forma y fondo previamente establecidas por esta. De cumplirse las señaladas exigencias, la Superintendencia declarará aprobado el plan mediante resolución que instruya su cumplimiento, estableciendo el plazo para tal efecto. En caso de no ser presentado el plan de acción por el fiscalizado, se dará inicio al procedimiento sancionatorio correspondiente.

Si la Superintendencia, de la revisión de los antecedentes, advirtiera el incumplimiento de alguna de las exigencias, comunicará dicha situación al fiscalizado, señalando los motivos por los cuales el plan no cumple las exigencias de forma o fondo y/o los antecedentes que hayan sido omitidos o que requieran complementarse. El fiscalizado deberá remitir el plan de acción ajustado y/o acompañar los antecedentes requeridos, pudiendo complementarlos por una sola vez, dentro del plazo de quince días contado desde la notificación de la comunicación anterior. Este plazo podrá prorrogarse previa solicitud fundada del fiscalizado.

En caso de que los ajustes, antecedentes o sus complementos fueren insuficientes o no fueren presentados dentro de plazo, la Superintendencia tendrá por no presentado el plan de acción, y se dará inicio al procedimiento sancionatorio correspondiente.

Durante la ejecución del plan de acción, el fiscalizado deberá aportar, en la forma y plazo que la Superintendencia determine, los antecedentes que evidencien su avance y cumplimento. En base a dichos antecedentes, la Superintendencia se pronunciará, mediante resolución fundada, sobre el cumplimiento o incumplimiento del plan de acción, según corresponda.

El incumplimiento de las obligaciones contraídas por el fiscalizado en un plan de acción aprobado por la Superintendencia dará lugar a la imposición de las sanciones que correspondan, en conformidad a lo dispuesto en el artículo 15, inciso cuarto, número 5), de las infracciones graves, de la presente ley.”.

d) Agrégase en el artículo 16, el siguiente literal g:

“g) La presentación en tiempo y forma de planes de acción o cumplimiento, en los casos en que fuere requerido por la Superintendencia, o presentado por el fiscalizado, según corresponda, y el grado de cumplimiento de los planes instruidos u ofrecidos, en su caso.”.

e) Modifícase el inciso primero del artículo 16 B en el siguiente sentido:

1. Elimínase la expresión “duplo del”.

2. Reemplázase la expresión “costo de racionamiento” por “costo de falla de corta duración, vigente al momento de la interrupción”.

f) Incorpórase el siguiente artículo 16 C:

"Artículo 16 C.- Los hechos que constituyan infracciones graves o gravísimas derivadas del incumplimiento de las obligaciones de los concesionarios de servicio público de distribución que afecten a las personas inscritas en el registro mencionado en el artículo 207-2 de la Ley General de Servicios Eléctricos, y que tengan una causa común, serán tratados de manera separada. En consecuencia, los cargos deberán ser formulados y las sanciones impuestas por cada incumplimiento normativo de forma individual."

g) Agrégase el siguiente artículo 17 ter:

“Artículo 17 ter.- Sin perjuicio de las sanciones que pueda imponer la Superintendencia en el ejercicio de sus facultades, el fiscalizado en el marco de un procedimiento sancionatorio, podrá presentar uno o más planes de cumplimiento para corregir las infracciones detectadas, en aquellos casos que la infracción persista al momento de la formulación de cargos. Para estos efectos, los planes de cumplimiento deberán ser propuestos por el fiscalizado en conjunto con sus descargos. La aprobación del referido plan de cumplimiento se regirá por lo dispuesto en el artículo 14 D de la presente ley, salvo que el pronunciamiento sobre la aprobación del plan sea establecido en el acto administrativo que establece la sanción.

La presentación en tiempo y forma de los planes de cumplimiento en el marco de un procedimiento sancionatorio será debidamente considerada por la Superintendencia al momento de determinar la sanción a imponer.

El incumplimiento de las obligaciones contraídas por el fiscalizado en un plan de cumplimiento aprobado por la Superintendencia dará lugar a la imposición de las sanciones que correspondan, en conformidad a lo dispuesto en el artículo 15, inciso cuarto, número 5), de las infracciones graves, de la presente ley.”.

h) Reemplázase el artículo 22 por el siguiente:

“Artículo 22.- Las notificaciones que practique la Superintendencia se harán de conformidad a lo establecido en los artículos 30, literal a) y 46 de la ley N° 19.880.”.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Artículo primero.- Durante los años 2025, 2026 y 2027, para efectos del balance económico de energía a que se refiere el artículo 72°-3 de la Ley General de Servicios Eléctricos, se establece un cargo, denominado "Cargo FET", a todos los retiros que realicen las empresas generadoras desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 megawatts a efectos de comercializarla con distribuidoras o clientes finales, estén o no sujetos a regulación de precios.

El monto del Cargo FET se determinará de acuerdo a las siguientes reglas:

a) Para el primer y segundo semestre de 2025: 1 peso por kilowatt hora.

b) Para el primer y segundo semestre de 2026: 0,8 pesos por kilowatt hora.

c) Para el primer y segundo semestre de 2027: 0,6 pesos por kilowatt hora.

El monto del Cargo FET se reajustará semestralmente conforme a la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor, considerando como base el mes de enero de 2025, el que será fijado mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía.

El Cargo FET tendrá por objeto financiar el subsidio eléctrico que regula el artículo sexto transitorio de la ley N° 21.667, el que será recaudado mensualmente por el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante “Coordinador”, y traspasado para estos efectos al Fondo de Estabilización de Tarifas a que se refiere el artículo 212-14 de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Con ocasión del balance económico al que se refiere el inciso primero del presente artículo, el Coordinador deberá determinar los montos que le correspondería asignar por la diferencia entre la valorización de las inyecciones de los medios de generación de pequeña escala que se encuentren acogidos al régimen que establece el artículo 2° transitorio del decreto supremo N° 88, de 2019, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento para medios de generación de pequeña escala, en adelante “DS 88/2019”, y la valorización de dichas inyecciones al costo marginal correspondiente, establecida en el artículo 14° del referido decreto, en adelante "compensación por precio estabilizado", de acuerdo a los siguientes grupos:

a) Aquellos medios de generación de pequeña escala que acrediten ser micro, pequeñas y medianas empresas en los términos exigidos en el artículo segundo transitorio.

b) Aquellos medios de generación de pequeña escala que hayan entrado en operación a más tardar el 31 de diciembre de 2025 y que no hayan cumplido doce meses desde dicha entrada en operación.

c) Todos aquellos medios de generación de pequeña escala que no se encuentren comprendidos en los literales a) y b) anteriores.

El monto que las empresas generadoras paguen por concepto de Cargo FET será considerado una retención imputable al pago que estas efectúen, por aquella parte determinada por el Coordinador, de la compensación por precio estabilizado que corresponda a aquellos medios de generación de pequeña escala señalados en los literales b) y c) del inciso anterior.

En caso de que, en un determinado mes, el pago del Cargo FET fuese superior al monto a pagar por compensación por precio estabilizado, el monto de retención equivalente a la diferencia resultante será imputado en el o los meses siguientes, hasta su total extinción, independiente del período de aplicación del Cargo FET.

Durante el periodo a que se refiere el inciso primero, aquellos medios de generación mencionados en los literales b) y c) del inciso quinto, estarán sujetos a un cargo que determinará el Coordinador con ocasión de las transferencias económicas a las que se refiere el artículo 72°-3 de la Ley General de Servicios Eléctricos. El monto agregado de este cargo será equivalente a la retención que se haya imputado a la compensación por precio estabilizado, y se asignará a prorrata de sus respectivas diferencias de valorización de inyecciones dispuestas en el artículo 14° del DS 88/2019. En particular, los medios de generación comprendidos en el literal b) del inciso quinto, podrán diferir el pago de este cargo hasta por doce meses a contar de la fecha de entrada en operación.

La sumatoria de todos los montos asignados en función del cargo establecido en el inciso precedente, se considerará como un crédito en favor de aquellas empresas que debieron soportarlo, el que podrán deducir de los montos que le correspondieren abonar mensualmente por compensación por precio estabilizado, a contar del 1 de enero de 2028 hasta la completa extinción de aquel crédito o hasta el término de la vigencia del mecanismo de estabilización de precios definido en el artículo 2° transitorio del DS 88/2019, lo que ocurra primero. Aquellos medios de generación correspondientes al literal b) del inciso quinto, solo podrán hacer uso del crédito una vez que hayan realizado el pago total del cargo diferido. Este crédito podrá ser utilizado por cualquiera de las empresas de generación que formen parte del grupo empresarial de acuerdo a lo establecido en el artículo 96 de la ley N° 18.045, al que pertenece la empresa beneficiaria. Lo anterior, se llevará a cabo por el Coordinador con ocasión de las transferencias económicas a las que se refiere el artículo 72°-3 de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Mediante resolución exenta de la Comisión Nacional de Energía se establecerá el procedimiento para la fijación, contabilización, recaudación, imputación y pago de los cargos y créditos establecidos en el presente artículo, así como las reglas para la implementación de los mecanismos regulados en el mismo.

Artículo segundo.- Aquellos medios de generación de pequeña escala que se encuentren comprendidos en el literal a) del inciso quinto del artículo primero transitorio, deberán acreditarse como micro, pequeñas y medianas empresas sujetas a alguno de los regímenes establecidos en la letra D) del artículo 14° de la Ley Sobre Impuesto a la Renta contenida en el artículo 1° del decreto ley N° 824, de 1974, del Ministerio de Hacienda, sujetándose al procedimiento que el Ministerio de Energía establezca mediante resolución exenta.

Una vez acreditada la calidad anterior, el Coordinador deberá considerar al medio de generación de pequeña escala respectivo en el grupo contenido en el literal a) del inciso quinto del artículo primero transitorio.

La categorización referida en el inciso anterior estará vigente mientras la empresa mantenga los requisitos exigidos en el presente artículo, correspondiéndole al Ministerio de Energía verificar su cumplimiento de forma anual, pudiendo solicitar información de manera actualizada, de acuerdo a lo establecido en la resolución referida en el inciso primero.

El Ministerio de Energía llevará un registro actualizado de los medios de generación de pequeña escala categorizadas en el literal a) del inciso quinto del artículo primero transitorio.

Artículo tercero.- Cada vez que concluya un proceso de concesión del subsidio eléctrico al cual se refiere el artículo sexto transitorio de la ley N° 21.667, deberán calcularse los excedentes anuales de dicho subsidio, entendiéndose por tales, la diferencia entre la totalidad de los aportes destinados a financiar este beneficio de conformidad a la ley y los recursos anuales del Fondo de Estabilización de Tarifas destinados a garantizar la cobertura de dicho subsidio.

De existir excedentes, la porción de que corresponda a los aportes fiscales referidos en los incisos segundo y tercero del artículo sexto transitorio de la ley N° 21.667 no será enterada al Fondo y deberá ser destinada a la inversión y ejecución de proyectos fotovoltaicos conjuntos o individuales y al financiamiento de sus costos asociados, tales como costos operacionales, obras adicionales, adecuaciones o ajustes necesarios que permitan su conexión, así como también a otros programas que promuevan la eficiencia energética.

Para la ejecución de los proyectos referidos en el inciso precedente, el Ministerio de Energía celebrará con órganos de la Administración del Estado y/u otras personas jurídicas sin fines de lucro que tengan entre sus fines el diseño e implementación de estos, convenios de colaboración destinados a establecer los objetivos específicos de dichos proyectos, sus plazos y condiciones de ejecución, sus actividades, el reporte de sus resultados, y los mecanismos de rendición de cuentas aplicables, entre otras materias para la correcta ejecución de aquellos.

La Tesorería General de la República realizará las transferencias con cargo a los recursos del Fondo de Estabilización de Tarifas destinados al efecto, una vez que el Ministerio de Energía le notifique la celebración del convenio y sus respectivas condiciones.

Artículo cuarto.- Establécese de forma transitoria, desde el mes siguiente a la publicación de la presente ley y hasta el 31 de diciembre de 2026, un crédito contra el impuesto de primera categoría al que podrán acceder los contribuyentes sujetos al régimen establecido en la letra D) del artículo 14° de la Ley sobre Impuesto a la Renta, contenida en el artículo 1° del decreto ley N° 824, de 1974, del Ministerio de Hacienda. La procedencia, determinación y fiscalización del crédito se establecerá de acuerdo a las siguientes reglas:

1. El crédito será equivalente al 25% de la inversión que la empresa hubiera realizado en la adquisición e instalación de paneles solares efectivamente destinados a la generación de energía eléctrica cuyo uso final sea, únicamente, satisfacer la demanda de energía para las actividades económicas propias de su giro. En ningún caso el crédito podrá ser superior a 1.000 unidades de fomento. La parte de la inversión que no sea considerada como crédito podrá ser deducida como gasto necesario para producir la renta en el ejercicio en que se haya realizado el desembolso efectivo.

Además de los requisitos señalados en el párrafo anterior los contribuyentes deberán cumplir los siguientes requisitos:

a) Ser contribuyente del impuesto a las ventas y servicios contenida en el artículo 1° del decreto ley N° 825, de 1974, del Ministerio de Hacienda.

b) Haber realizado operaciones gravadas con el impuesto a las ventas y servicios en al menos tres meses dentro del ejercicio respecto del cual se imputa el crédito.

c) Contar con al menos un empleado o empleada, que no tenga también la calidad de propietario, accionista, socio o socia, durante el año comercial en el cual se realiza la inversión.

d) Que su giro no comprenda en forma alguna la generación de energía eléctrica.

2. Para acceder al crédito las empresas deberán contar con un certificado emitido por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles que dé cuenta del cumplimiento de la normativa vigente, para la instalación de los equipos indicados en el párrafo primero del número 1 y que los equipos instalados corresponden a aquellos respecto de los cuales se imputa el beneficio establecido en el presente artículo, según el procedimiento que la Superintendencia establezca por resolución. Asimismo, será necesario para la imputación del crédito que la inversión se haya realizado con anterioridad al 1 de enero de 2027.

Cuando la inversión se haya materializado en más de un ejercicio comercial, el crédito al cual tendrá derecho el contribuyente para el respectivo ejercicio corresponderá al 25% de los desembolsos efectivos realizados en cada período y siempre que ellos hayan ocurrido dentro del plazo establecido en el párrafo anterior.

3. El crédito establecido en este artículo se imputará contra el impuesto de primera categoría que grava las rentas del ejercicio en que se produjeron los desembolsos efectivos. En caso de producirse un remanente de crédito, éste no dará derecho a devolución, pero podrá imputarse contra el impuesto de primera categoría que corresponda pagar en los ejercicios posteriores, debidamente reajustado en la forma que establece el artículo 95 de la Ley sobre Impuesto a la Renta.

Cuando la empresa que opta por este beneficio se encuentre sujeto al régimen de transparencia tributaria contenido en la letra D) del artículo 14° de la Ley sobre Impuesto a la Renta, el crédito establecido en el presente artículo podrá ser imputado contra el impuesto final que le corresponda al propietario de dicha empresa en la proporción que le corresponda y los remanentes serán imputable a los ejercicios futuro en los mismos términos dispuestos en el párrafo anterior.

4. El crédito a que se refiere este artículo se calculará considerando el monto correspondiente a la adquisición de los activos fijos destinados a la inversión, así como aquellos que correspondan a gastos por bienes o servicios requeridos para su instalación y puesta en marcha.

Cuando los pagos o la adquisición de los bienes físicos vinculados al proyecto hayan tenido lugar entre las fechas de presentación de la solicitud de certificación y de la resolución que certifica el proyecto, pero en un ejercicio distinto a aquél en que se dicta la referida resolución, deberán ser considerados para la determinación de los beneficios que establece esta ley en el ejercicio en que dicha resolución sea dictada.

5. En el ejercicio de sus facultades, el Servicio de Impuestos Internos podrá, dentro de los plazos establecidos en los artículos 200 y 201 del Código Tributario, revisar la pertinencia de la procedencia y determinación del crédito señalado en el presente artículo y en caso de que proceda determinar, liquidar y girar las diferencias de impuesto que corresponda por el incumplimiento de las disposiciones de este artículo.

Artículo quinto.- El mayor gasto fiscal que signifique la aplicación de esta ley en su primer año presupuestario de vigencia se financiará con cargo a las partidas presupuestarias Tesoro Público, Ministerio de Hacienda y Ministerio de Energía, según corresponda. No obstante lo anterior, el Ministerio de Hacienda, con cargo a la partida presupuestaria Tesoro Público, podrá suplementar dichos presupuestos en la parte de gasto que no se pudiere financiar con tales recursos. Para los años posteriores, se estará a lo que se contemple en las respectivas leyes de presupuestos del sector público.”.

****************

Sala de la Comisión, a 18 de diciembre de 2024.

MARÍA CRISTINA DÍAZ FUENZALIDA

Abogada Secretaria de la Comisión