Senado - Minería y Energía - 29 de enero de 2025

En nombre de Dios y de la patria, se abre la sesión. Cuenta de la Secretaría. Señor Presidente, se ha recibido una excusa del señor Ministro de Hacienda, que no podrá asistir a la sesión de hoy por encontrarse la Cámara de Diputados en el proyecto de previsional. Bien, le damos la bienvenida al Ministro de Energía, don Diego Pardo, a la senadora Luz de Berger, integrante titular, y la senadora Yanna Proboste. El ministro nos ha pedido inicialmente dar unas opiniones acerca de este tema del subsidio eléctrico y también sobre lo que ha surgido como noticia en estos días, que es un informe de Contraloría sobre el programa GAS a precios justos. Ministro Pardo, tiene la palabra. Sí, traía como en otras oportunidades algunos aspectos que han ido saliendo, saludar a los senadores y senadoras presentes por su intermedio, señor Presidente. Y, bueno, respecto de lo que ha salido acerca del programa Gas de Chile, que es un programa que estuvo vigente durante el año 2022, a mí me tocó más bien el proceso de cierre de ese programa y su tránsito a un formato comercial que hoy día sigue en curso con la Empresa Nacional del Petróleo. El parque de cilindro hoy día es del orden de los 165.000 pesos y es un programa que es sostenible financieramente y de hecho genera utilidades para la compañía. Ellos son los que les corresponde dar los antecedentes respectivos, pero al Ministerio de Energía y al de Hacienda les corresponde participar como accionistas, o sea, como representantes de todos los chilenos en la Junta de Accionistas, y lo que reflejan los números de este formato comercial de la participación de ENAP como mayorista en el mercado de tanto de gases, es decir, de gas licuado en cilindros como de gas licuado a granel. Lo que muestra es que el formato comercial efectivamente funciona, permite a la empresa aprovechar sus ventajas competitivas y ha crecido orgánicamente siguiendo los lineamientos y las políticas comerciales de la empresa que hoy día cubre, si no me equivoco, cerca de 7 regiones y 25 comunas. A través de distribuidores independientes de otras empresas se encargan de la distribución a empresas privadas. Lo que hace ENAP es dedicarse a la parte mayorista, que es el llenado de cilindros con un producto propio y la comercialización de estos cilindros también. Sobre el punto adicional que quería explicar, porque en varias oportunidades hemos discutido acerca de este cargo FET y cuál es la consecuencia que tiene, de dónde surgió, cuáles son los respaldos para hacerlo y cómo ha ido variando durante la tramitación legislativa. Nosotros comenzamos este análisis contratando una consultoría porque, con independencia de lo que ocurra con las empresas de alguna manera en el mundo real, sujeto a las condiciones de mercado imperfecta que muchas veces se enfrenta, lo que le importa más bien al ministerio es analizar el tema desde condiciones de eficiencia. Entonces se buscó una consultoría que nos permitiera determinar el costo nivelado y eficiente que enfrentarían los distintos proyectos. Obviamente esto cambia dependiendo de la situación geográfica de este tipo de proyectos. Ahí están, digamos, en este gráfico, que es un gráfico de caja, lo que muestra es, utilizando datos reales, pero con un análisis que lo que hace es estimar los costos eficientes de este tipo de proyectos que tomamos del mundo real, a partir de los datos disponibles en el coordinador eléctrico y en la Comisión Nacional de Energía. Lo que vemos es que, en términos generales, hay una dispersión en los costos que enfrentan este tipo de proyectos.

Algo que está en torno a los 20 dólares por mega, algo que está en torno a los 60 dólares por mega. Entonces, lo segundo que hicimos fue, al momento de establecer un cargo para estos medios de generación distribuidos, fue considerar cómo serían sus ingresos, cómo serían sus ingresos después de pagar este cargo. Y eso es lo que se... los puntos de distintos colores reflejan como los costos que tendrían, los costos eficientes que tendrían este tipo de proyectos. El punto naranjo sólido o rojo lo que muestra es cómo serían los ingresos de estos proyectos después de pagar el cargo. Entonces, si se fijan, en el proyecto de ley original, con el cargo que había planteado el Ejecutivo, nuestro convencimiento es que no había una gran afectación de la industria, porque si se fijan, no solamente, digamos, la mediana de todos los puntos está a la izquierda de los ingresos, o sea, hay un margen de utilidad en todos los proyectos, margen de utilidad cuando uno se aproxima a esto de condiciones de eficiencia, sino que si nos movemos ya, digamos, al escenario después de las indicaciones que sin perjuicio de ellos fueron rechazadas, pero si nos movemos a las indicaciones, ese es el rombo, prácticamente todos los proyectos del mundo real, unos muy pocos, estaban a la izquierda, digamos, de nuestra estimación de ingresos, con lo cual esto es para, de alguna manera, insistir o dar, digamos, un poquito más de carne respecto de la afirmación que hice en su momento en cuanto a que la magnitud de este cargo a la generación distribuida a nosotros nos parece del todo razonable, teniendo en cuenta los elementos que tenemos para valorarla. Y obviamente, como ha sido en otras oportunidades, muy disponibles a expandir esta por escrito, o digamos hacerles llegar las especificaciones de este análisis, pero ya terminando simplemente, redondear en el sentido que la estimación de estos cargos, por un lado tiene que ver con el ingreso, digamos, los ingresos que se necesitan para financiar las distintas políticas sociales que acordamos incorporar, tanto en la mesa técnica como en conversaciones con parlamentarios posteriormente, como a su vez considerar lo que es el funcionamiento eficiente de una empresa de esta naturaleza. Ese es el origen de estos órdenes de magnitud. Y como siempre ha sido el caso, el Ejecutivo está muy dispuesto a considerar otros números o mover incluso más hacia la derecha las expectativas de recaudación siempre y cuando eso tenga como consecuencia una disminución en el tipo de metas de políticas sociales que buscamos financiar, muy disponible aquello. Esa es una conversación un poco distinta de la que se ha planteado hasta ahora, que es una conversación un poco de todo o nada. Entonces, la invitación de nuevo, aprovechando que esta es nuestra última sesión, antes del receso, si hay algún aspecto específico de este análisis que quieran que profundicemos durante el receso, como mencioné en su momento, u otras preguntas que quieran que nos llevemos para cuando retomemos la discusión del proyecto, muy disponible. Señor presidente. Ministro, sobre este punto, senadora, ¿aprobó usted? No. Presidente, mire, yo agradezco que el ministro haya tomado la iniciativa de hablar respecto del tema del gas, pero creo que esto da para una sesión distinta. Porque el informe de la Contraloría es bastante contundente respecto de una mala política pública en donde la falta de experiencia finalmente termina en una situación tan compleja como lo que ha sido el informe muy contundente del organismo Contralor. Entonces creo que da como para un poco más de cuatro láminas de explicar esta situación. Creo que además aquí el Ministerio de Desarrollo Social también debiera venir a esta comisión para dar cuenta respecto de esta fallida iniciativa. Situaciones como esas son los que van desacreditando políticas públicas innovadoras, cuando son mal pensadas, mal diseñadas, mal ejecutadas y finalmente traspasando una carga a una empresa pública como es ENAP de una decisión que en su momento...

El exministro Jackson lo ponía como un ícono de las transformaciones que se esperaban hacer. Realmente creo que ha sido no solo muy vergonzoso para este gobierno, sino también creo que aquí se requiere más que una explicación de cuatro láminas, presidente. Bien, yo comparto la crítica que además nos tocó vivir acá en esta comisión cuando se hizo la promesa, no era el ministro Pardo en aquella época, está claro. Pero el Estado no tiene solución de continuidad y por lo tanto, frente a ese error y fracaso, obviamente en esa época se dieron explicaciones, explicaciones que algunas pudieron haber sido factibles de que hubieran ocurrido, otras no. Entendemos que NAP sigue vendiendo cilindros y tiene una suerte de competencia con las otras tres empresas, en fin, pero en este caso, al revisar dos oficios que la cartera de energía envió a Hacienda, dejo ver también que hay una responsabilidad de la DIPRES en esto. DIPRES, entiendo yo, se puede precisar, y estoy de acuerdo que lo vamos a abordar en otras sesiones, la primera de marzo, les sugiero a todos, porque en realidad no nos vamos a agotar hoy día teniendo tantos invitados por el tema subsidio. Pero me parece a mí que nosotros debiéramos pedirle el detalle del informe de la Contraloría y la respuesta oficial que tiene la DIPRES y Hacienda sobre la generación de sus quinientos millones de pesos. No son quinientos millones de dólares. No es una cifra astronómica, pero es una cifra que viene pendiente hace dos años de ser cancelada. Y les sugiero que invitemos a los otros actores para el día cinco de marzo, que es la primera sesión que tenemos después del receso legislativo. Si le parece a la comisión, bien. Muchísimas gracias. A continuación, entrando en la orden del día, tenemos invitados a distintas organizaciones, empresas. En primer término, la Comisión Nacional de Energía, don Marco Mancilla y la asesora Andrea Olea. Vamos a estar con tiempo acotado, ustedes saben. Después está Senor, don Javier Bustos, y la directora de comunicaciones, Daniela Maldonado. Después, Generadoras de Chile A.G., don Camilo Charme y Laura Contreras. Conadecus, Viasum, Hernán Calderón, Yoscar Cabello, y Energy, don Daniel Salazar, también por Zoom. Tiene la palabra don Marco Mancilla, por favor. Bien, muchas gracias, buenas tardes, señor presidente, y por su intermedio a los demás senadores, miembros de la comisión. Como Comisión Nacional de Energía, fui invitado para entregar más antecedentes respecto del proyecto de ley de subsidio y que introduce otros cambios también en la regulación de la ley de la Superintendencia. La verdad es que el proyecto aborda diversas temáticas, bastante misceláneas, y yo me voy a concentrar hoy en dos aspectos que atañen directamente el quehacer de la CNE y les voy a entregar algunos antecedentes adicionales para que ustedes los tengan en consideración. En particular, me voy a referir a antecedentes sobre contratos licitados para clientes regulados y luego a la evolución de los proyectos PMG, PMGD, que están declarados en construcción y que es una atribución que tiene la Comisión Nacional de Energía. Y voy a tratar de ser, tal como dice el señor presidente, breve, limitarme al tiempo asignado. Respecto de los contratos licitados para clientes regulados, como ustedes deben saber bastante bien, desde el año dos mil cinco, el suministro a clientes regulados se realiza mediante licitaciones públicas. Originalmente eran coordinadas por las distribuidoras y a partir del dos mil quince, una reforma legal, son coordinadas y dirigidas por la Comisión Nacional de Energía. Esta reforma legal del dos mil quince, además, permitió, vía una serie de modificaciones bien específicas, aumentar en forma importante la competencia y ya se ha logrado, de hecho, que una gran cantidad de nueva energía renovable no convencional haya entrado al mercado chileno vía estas licitaciones y, por lo tanto, con los contratos que se adjudicaron. Y además de permitir una penetración importante renovable, allí tienen la curva de precio de promedio de adjudicación y claramente se ve una tendencia a la baja desde el año dos mil trece que se ha estado revirtiendo en los últimos tres años por una serie de condiciones de mercado distintas a las anteriores. Esta es una lámina que luego hay una tabla que lo tiene en más detalle.

Es una lámina que trata de ilustrar gráficamente toda la canasta de contratos que están en este momento vigentes, que abastecen a los clientes regulados, que por lo tanto esto va a tarifa en el precio nudo promedio. Y están ordenados de lo más rojo, tendiendo a ese color, son los contratos más antiguos, y lo más azul y morado, esos contratos más nuevos. Y se ve que hay una gran dispersión en precios. Los contratos más antiguos llegan a tener precios en este momento, que son indexados, del orden de 150 dólares por megawatt hora. En cambio, los contratos más nuevos, más recientes, tienen precios incluso del orden de 20 dólares por megawatt hora. Y el ancho de las barras indica la magnitud de la energía subjudicada a cada contrato, donde las generadoras tradicionales generalmente tienen la mayor cantidad. Aquí hay una tabla que no voy a tener mucho detalle, pero muestra cuáles son los contratos que en este momento están vigentes, que son previos a la ley del 20.805 del 2015, y donde incluso hay al comienzo siete contratos que vencieron hace 29 días. Estos contratos vencieron el 31 de diciembre del 2024, y eran contratos que tenían en general precios bastante altos, pero que ahora ya están fuera de la canasta que se traspasa a los clientes regulados. Y el resto de los contratos, como ustedes pueden ver en la columna que dice precio indexado PNP enero de 2025, que es el precio actualizado, también tienen precios relativamente altos. Los contratos más antiguos en general tienen precios relativamente altos, e incluso hay varios que están indexados todavía a combustible, y solamente los más nuevos del año 2013 son más de energía renovable. Y acá también tienen los contratos vigentes posteriores a la ley del 2015, donde se aprecia justamente la baja que han tenido estos precios, estos precios contractuales, y que todos, prácticamente, salvo un par de excepciones, corresponden al respaldo con proyectos de energía renovable. Cada una de las empresas allí son las empresas que son titulares de estos contratos y que, por lo tanto, eventualmente podrían ser afectadas por alguna de las disposiciones de este proyecto de ley. Hay incluso contratos que ya están adjudicados, pero que aún no inician suministro, que son estos últimos de acá, desde la legislación del 2021, y que tienen los precios más bajos de todos, salvo los últimos años. Como les decía, una de las disposiciones de la ley efectivamente asigna cierta cantidad de energía a los PMGD, que es lo que se conoce como la bolsa PYME, y eso en desmedro de la energía que, en principio, podrían haber tenido estos contratos, lo que les mencioné. Sin embargo, quiero aquí matizar un poco, porque esa cantidad de energía son eventuales, hay siempre un riesgo de demanda por distintos factores, e incluso en el último tiempo se ha constatado un riesgo de demanda a favor de los contratos que siguen vigentes, porque diversos contratos han ido terminando anticipadamente. Hay cláusulas de término anticipado dentro de la ley y dentro de los mismos contratos, tanto por incumplimientos graves, como incluso por fuerza mayor. Hay un mecanismo especial de término anticipado antes que los contratos que entran en la fase de suministro, que tienen sus reglas especiales en el artículo 135 ter de la ley, y eso ha llevado a que, desde el año 2023, ya cuatro contratos de estos hayan terminado anticipadamente, varios de ellos directamente por incumplimiento de suministro o incumplimiento del proyecto. Y eso implica que la demanda que deben satisfacer estos contratos se redistribuye entre el resto de los contratos. Por lo tanto, estos riesgos de demanda van para arriba y van para abajo. Incluso hay dos contratos adicionales que están en las fases terminales ya de la declaración final de la CNE administrativa para el término anticipado, porque ya se vencieron los recursos que presentaron las empresas, donde estaríamos declarando el incumplimiento grave de los contratos, en particular de COX, Energía Renovable Verano 3. En concreto, respecto de la bolsa PYME, es evidente y es objetivo que la migración hasta el precio preferente de PYME significa un menor despacho de los contratos ya suscritos. Eso no es indubitado. Como les decía, por el término anticipado de contratos, de alguna forma, esto ya está siendo compensado. De hecho, la energía que ha terminado anticipadamente representa el 6% de la demanda de 2025. En cambio, el máximo de la bolsa PYME del proyecto LEI son 500 gigawatts hora, que es 1,6% de la demanda. Ahí hay un cierto grado de compensación. Esto es nada más que objetivo.

Adicionalmente, hay algo más que hay que considerar para que ustedes lo tengan en cuenta. En el mediano plazo, este menor despacho de contratos vigente va siendo mitigado porque la CNE tiene que periódicamente determinar nuevas licitaciones y, por lo tanto, ajusta el nivel de demanda proyectada con el nivel contratado. Por lo tanto, la eventual afectación a la energía de estos contratos es transitoria, hasta que la CNE nuevamente haga el dimensionamiento y ajuste las nuevas licitaciones. Y otra cosa que, además, quería agregar es que estos riesgos de demanda son parte normal del ecosistema regulatorio. De hecho, recientemente hubo una modificación normativa ratificada por el TDLC respecto del cambio de límite de potencia para pasar a cliente libre desde regulado, que se bajó de 500 a 300. Eso también ha tenido y va a tener un impacto en el despacho de los contratos vigentes de productos de las licitaciones. Es decir, también les va a rebajar, eventualmente, la demanda de energía que van a poder suministrar. Estimaciones nuestras indican que es del orden de 4,5% de la demanda, son 1.400 gigawatts hora, y con una cierta tasa de cambio estamos llegando del orden del 3,2% según nuestro último informe de licitaciones. Por lo tanto, estos riesgos de demanda en realidad son multifactoriales. Y, finalmente, para no tener mal tiempo, quería entregar algunos datos sobre los proyectos PMGD. Y no voy a entrar a toda la discusión que ha habido acá, que ha sido lata, respecto de este mercado. La CNE comparte en gran medida, por ejemplo, lo manifestado por el coordinador eléctrico en sus informes de monitoreo de la competencia, en el sentido de que este tipo de proyectos de tecnología, en la actualidad al menos, están presentando una especie de distorsión en el mercado, sin perjuicio que en el origen hayan tenido criterios de política pública específicos que ameritaron que regularlos para que tuvieran condiciones especiales. Pero la verdad es que los últimos años son una distorsión en las reglas del mercado en que se originan los demás generadores. Y si vemos la gráfica allí, vemos que la gran explosión de estos proyectos ha ocurrido desde el año 2020, 2021, a la fecha. Y eso es porque cuando se modificó el DS-244, que era el reglamento que lo regulaba, y se introdujo la nueva regulación del Decreto Supremo 88, con un transitorio que le permitió mantenerse en el precio estabilizado, los proyectos declarados en construcción por la CNE, estos son datos oficiales, aumentaron explosivamente del orden de 200 y tantos que venían hasta el momento a 2.415 megawatts solamente en proyectos de PMGD en el año 2022, que era cuando se vencía la ventana para declararse en construcción y acogerse al régimen transitorio del 88. Y en cambio ustedes pueden ver en la tabla de abajo que los proyectos tradicionales son de mucha menor envergadura. Perdón, los de abajo son los proyectos que están adscritos al Decreto 88, pero con el régimen nuevo de precios estabilizados, que es por tramo horario. Y aquí hay una realidad que nosotros la hemos constatado, que es que muchos de estos proyectos PMGD que se declararon en construcción manifiestan atrasos relevantes en su construcción. Incluso algunos ni siquiera han partido la construcción. Y eso es incluso anterior a toda la discusión que legítimamente ha habido en el último tiempo respecto a este proyecto de ley. Con ya dos años aproximadamente hay 105 proyectos con atraso relevante y de hecho son malos proyectos, pero nosotros como CNE ya hemos oficiado a 53 de ellos para que actualicen la información porque el atraso ya es excesivo, al punto que hemos empezado a declarar la caducidad de la declaración en construcción que se le otorgó, se le ha revocado, perdón, a 35 proyectos porque no han tenido ningún avance en a veces dos, tres años de construcción. Esa es una realidad de este mercado, de este mundo que es anterior a cualquier discusión legislativa respecto a lo que se está tratando hoy y que también quería poner sobre la mesa porque lo que se constata es que hay un cierto esquema de desarrollo de estos proyectos.

Estos son los trabajadores normalmente individuales que luego lo traspasan o los venden a otros conglomerados más grandes, incluso instituciones directamente financieras. Entonces, hubo toda una suerte de explosión de carrera olímpica por declararse construcción, pero pareciera haber tenido la certeza, las claridades financieras y técnicas para efectivamente materializar los proyectos, que es lo que nosotros hemos constatado. Eso. Muchas gracias por su tiempo. Gracias a usted, don Mancilla. A continuación, le damos la palabra a don Javier Bustos de ACENOR A.G. Por favor. Bien, primero saludar por su intermedio, señor presidente, a toda la comisión y agradecer la invitación que hemos recibido a poder participar en esta discusión del proyecto de ley. Y ante todo presentarnos como la asociación que representa a los clientes eléctricos no regulados, los clientes libres. Nuestra presentación se va a enfocar en, justamente en aras del tiempo, en aquellos puntos principales que creemos que hay que considerar a la hora de evaluar los impactos en los clientes, haciendo particular énfasis en que creemos que uno de los puntos principales que viene de la continuidad de la discusión de la Ley PEC 3 es cómo bajar la cuenta final de los clientes. Cómo finalmente existan medidas que puedan permitir avanzar en esa línea. Nosotros, como representantes de los clientes libres, representamos a distintos sectores productivos porque los clientes eléctricos no regulados están presentes a lo largo de todo el país en los distintos sectores productivos, que van del orden de 2.000 a 2.500 clientes libres a lo largo de todo el país. Nos gusta siempre presentar un poco dentro de nuestras presentaciones una gráfica que muestra un poco qué es lo que pagan los clientes, lo que muchas veces se soslaya. Aquí presentaba muy bien el secretario ejecutivo de la CNE los contratos regulados. Bueno, los contratos regulados son energía y potencia, pero lo que paga el cliente final es una sumatoria de diferentes cargos. Actualmente, la regulación le obliga a pagar toda la infraestructura y la transmisión, le obliga a financiar distintas instituciones a través del cargo por servicio público, paga, en el caso de los clientes libres, cargos sistémicos, pero los clientes regulados van a empezar a pagar estos cargos sistémicos a partir de los nuevos contratos que comienzan en el 2027, y también se han agregado otros cargos nuevos, como el Fondo de Estabilización de Tarifas, para pagar la deuda que existe con las Generadoras de Chile A.G. a partir del congelamiento tarifario del 2019. Entonces, la mochila del cliente es una sumatoria de distintos costos y cargos que algunos han ido creciendo en el tiempo, como han sido los cargos sistémicos y los costos de la transmisión. Nosotros aquí vamos a describir algunos puntos que nos parecen relevantes respecto de áreas donde el proyecto de ley tiene impacto o podría tener impacto en clientes. Y por eso, en el gran tiempo, nos vamos a centrar en estos tres temas que voy a pasar ahora a individualizar y describir uno a uno. Primero, respecto de lo que es el alza de la sobretasa al impuesto a las emisiones, esta alza temporal, que nosotros el punto que queremos hacer es que aquí no solamente se van a ver impactados algunos generadores que tengan generación naturalmente con emisiones, sino que existen efectivamente clientes libres que tienen contratos donde se les permite este traspaso del impuesto verde. Por lo tanto, esto tiene un efecto en algunos clientes libres.

acuerdo a cómo son sus contratos. Y un punto que en particular también nosotros hemos querido relevar aquí es que cuando hemos revisado los informes de impacto regulatorio, en general se han inscrito más en el impacto en clientes regulados o, por ejemplo, en cómo afecta este impuesto verde a los cargos sistémicos. Pero también es verdad que tiene un impacto en los contratos y que esto debería de evaluarse. Lo segundo es que el impuesto verde está en el proyecto de ley a partir del año 2024. Por lo tanto, las emisiones que corresponden al año 2024 obligarían a pagar impuestos, lo cual es una aplicación, creemos, retroactiva de la tasa impositiva, que impide a los clientes, por ejemplo, presupuestar esto, porque este es un impuesto que se paga una vez que se contabilizan todas las emisiones del año. Por lo tanto, los clientes en marzo, si este proyecto de ley ya es aprobado, tendrían que pagar por las emisiones del año pasado sin que hayan tenido oportunidad de tomar ninguna decisión al respecto. El segundo punto que queremos hacer presente tiene que ver con lo que latamente se ha discutido respecto del cargo, la creación del cargo FED que fue rechazado en la Cámara de Diputados. Para empezar, este cargo es un costo sistémico dentro de lo que se conoce como la regulación y dentro de la gráfica que yo mostraba antes de la mochila del cliente. Y estos son cargos que se traspasan al cliente final porque se pagan de acuerdo a los consumos, los retiros de energía. En general, en los clientes libres, estos traspasos se incorporan en el precio de la energía. Incluso, como mencionaba antes, a partir de 2027 van a ser traspasados directamente a los clientes regulados en los nuevos contratos adjudicados justamente el año pasado. Por lo tanto, lo que proponía el proyecto de ley es que este nuevo cargo sistémico se imputara a la compensación que ya se paga por otro cargo sistémico, que es el que le estabiliza el precio a los pequeños medios de generación distribuidos. El problema es que este cargo no corrige la distorsión que mencionaba justamente el secretario ejecutivo de la CNE, sino que mantiene el mismo régimen que beneficia a los PMGD y simplemente un cargo que se recaudaba por una circunstancia pasa a otro fin. Por eso es que nosotros estamos de acuerdo con que no se incorpore el cargo FED como estaba pensado, porque terminaba de alguna manera perpetuando la distorsión del régimen actual de remuneración que tienen los pequeños medios de generación y que, donde volvemos a repetir, coincidimos con la autoridad en que es una distorsión del mercado y por lo tanto debería corregirse. Lo que sí extrañamos de este proyecto de ley, a pesar que en algunas indicaciones después se ha ido avanzando, es que creemos que es insuficiente avanzar en reducir las cuentas. Uno de los principales políticas sociales dentro del sector eléctrico es la eficiencia del sector. Es la mejor manera en que podemos asegurarnos de que a los clientes les llegue el servicio a los menores costos posibles. Nosotros en la mesa técnica de tarifas y del subsidio eléctrico presentamos nuestras propuestas y estamos disponibles para enviar esa información porque son propuestas con números y detalladas respecto de qué se podría avanzar. Y una de esas es justamente modificar el régimen de los pequeños medios de generación, porque ya está costando del orden de 300 millones de dólares por año a los clientes libres y próximamente a los regulados. Y según los mismos estudios que ha presentado el Ministerio de Energía, esto podría llegar a convertirse hasta 500 millones de dólares por año. Pero también creemos que hay que discutir y avanzar en otras eficiencias, como compartir los costos de la transmisión con otros actores, como generadores, o también compartir los costos de financiamiento de instituciones como el coordinador eléctrico, que hoy en día solamente los clientes pagan su financiamiento a pesar de que prestan servicios de alguna manera a todos los actores del sector. En definitiva, lo primero que queremos enfatizar es que no hay espacio para más cargos para los clientes. Ya incluso los clientes libres no solo han tenido que afrontar las alzas que han habido en los últimos años porque no hubo congelamiento para los clientes no regulados, sino que además se les introdujo un cargo adicional en el IPEC II para financiar justamente la deuda de los clientes regulados con los generadores. Y eso va a tener un costo hasta el año 2032 de aproximadamente 1.400, 1.500 millones de dólares. Eso le va a costar a los clientes libres ese cargo en particular. Pero al mismo tiempo parece contradictorio de que si estamos reduciendo el límite de potencia para pasar clientes regulados a clientes libres, pymes, que van a poder optar a contratos por energía que pueden ser más convenientes, les estemos subiendo cargos por otro lado.

Los sectores productivos ya no pueden soportar más alzas de los costos a nivel competitividad internacional. Estamos muy atrás, en particular, por ejemplo, de otros países como Perú, y esto tiene un impacto en crecimiento. No lo decimos nosotros, sino que hay varios estudios del Banco Central al respecto. Y no es solamente en temas de crecimiento, es en temas de sostenibilidad. La descarbonización del consumo de combustibles fósiles necesita, requiere precios de electricidad competitivos, no solamente para los sectores productivos, sino también para los hogares. En definitiva, el proyecto de ley creemos que tiene aspectos que deberían estudiarse, como mencionamos anteriormente, evaluarse e incluso reconsiderarse para que no suba aún más la cuenta de los consumidores finales y poner el foco de manera urgente en cómo bajar la cuenta final. Aquí la invitación, y naturalmente, ojalá la propuesta que pueda ser recogida de avanzar en una agenda pro cliente, donde distintos actores, así como se hizo en la mesa técnica de tarifas y subsidios, se pueda avanzar en ese camino para acordar un trabajo participativo que, por ejemplo, parta por discutir cómo corregir la distorsión del precio estabilizado a los PMGD, que ya se ha puesto sobre la mesa. Eso es algo que ha sido útil en la discusión de este proyecto de ley y que puede ser un foco importante para bajar las cuentas finales de todos los clientes a futuro. Así que esa es nuestra presentación y quedamos disponibles para poder detallar más, en caso de que sea necesario. Muchas gracias. Muy bien, vamos a hacer la ronda al final de la presentación, y a continuación le damos la palabra a don Camilo Charme, de Generadoras de Chile A.G. Por favor. Primero que todo, muchas gracias, señor presidente, por su intermedio, saludar a las senadoras y al senador, por la invitación a la comisión. Estamos desde Generadoras de Chile colaborando con el debate para mejorar las condiciones de una industria que también ha aportado mucho a nuestro país, como vamos a poder presentar en nuestra... Lo primero que nos gustaría señalar, señor presidente, es volver al por qué estamos acá, es decir, por qué está citada la comisión. Y esto nos tiene que recordar que el propósito de este proyecto de ley que ustedes están conociendo era ver posibles mejoras para mejorar las condiciones de subsidio a las familias que efectivamente requerían el subsidio. Y aquí hay que recordar que, como principios de políticas públicas, los conceptos de subsidio, los conceptos de tributos, independiente de cómo se llamen estos, siempre deben ser considerados de forma restrictiva. El caso de los subsidios, porque hay que buscar la eficiencia del gasto, y el caso de los tributos, porque son una carga que afecta a empresas que están aportando al desarrollo y al crecimiento de nuestro país. Rápidamente quiero señalar que también está en juego. La industria de generación eléctrica ha sido un compromiso, un pilar para el crecimiento y el desarrollo de nuestro país. En los últimos diez años, se han invertido treinta y cinco mil millones de dólares en renovar la infraestructura, mejorar la infraestructura, haciendo que tengamos mucha más energía renovable y almacenamiento. Esto representa alrededor del diez por ciento del PIB. Es decir, esto es una industria seria y es una industria que está cumpliendo los compromisos y los desafíos que la sociedad chilena nos hemos fijado, otra vez, los compromisos de París, cambio climático y descarbonización. Y, siguiendo con las buenas noticias, esta es una industria que ha permitido que la penetración de energías renovables en Chile tenga un récord del setenta por ciento entre hidráulica, solar y eólica. Y también, para que la comisión sepa, el año pasado logramos, por primera vez, que la energía solar y eólica sea más importante que la energía fósil en suministrar al sistema. Eso es una buena noticia, tanto para las comunidades, para las personas, y para el desarrollo también de todo el ecosistema productivo que se relaciona a través de eso. Pero, además, también hemos logrado un abatimiento récord del factor de emisiones de un sesenta y tres por ciento. Estos son números de una industria que está aportando a nuestro país. Tanto es así que el Banco Central ha señalado que hay que aprovechar la oportunidad que está creando la industria de generación energética a través de algunos principios. Tener políticas públicas bien diseñadas, y vamos a ir a ello en el resto de la presentación, instituciones sólidas, y aprovechar la oportunidad que nos está dando la transición energética en todo el ámbito de acción. Ahora, aquí en adelante, una vez presentado qué es lo que está en juego, lo que queremos señalar es que...

Bienvenidos a la sesión del día de hoy que lamentablemente estamos enfrente a un proyecto de ley que tiene una serie de imperfecciones de diseño y además tiene una serie de propuestas que a la luz de la conversación son innecesarias. Recordemos, este es un proyecto de ley que estaba enfocado a ayudar a las familias que efectivamente requerían apoyo, no a cualquier deseo, no a cualquier idea para recaudar dineros. Hay que pensar eso siempre en el sentido restrictivo. Lo que estamos viendo es que aquí hay falta de diseño regulatorio, hay vicios de constitucionalidad, ustedes lo han escuchado también, no solamente de nosotros, sino de otros exponentes antes que nosotros. Esto es una reforma tributaria. Lo curioso es que estamos hablando de un proyecto sectorial, pero que en verdad tiene mucho más de tributos y de cargos tributarios que de industria eléctrica. Y obviamente no está aportando a que la industria eléctrica tenga mejores condiciones para seguir avanzando en almacenamiento y energías renovables. Claramente no existe un principio de autocontención que justifique ninguno de los elementos de este proyecto de ley. El profesor Zapata incluso lo dijo en una de las sesiones que ustedes tuvieron. Dijo, no es un principio constitucional, no es un principio ni siquiera legal, es un principio que simplemente se declaró como un principio de idea política. Es legítimo, pero no puede ser presentado como un habilitante para las propuestas de este proyecto de ley. Y además es un principio que aquí empiezan las inconstitucionalidades que se ha aplicado de manera caprichosa. Al METCO no se le aplicó el principio de autocontención, al Transantiago no se le aplicó el principio de autocontención y por lo que sabemos ahora con el nuevo proyecto de ley de subsidio a la clase media para el crédito hipotecario, muy buena obra que haya llegado también ese, no se le va a aplicar tampoco la autocontención, es decir, no se les va a aplicar cargos ni tributos a las empresas constructoras ni inmobiliarias para hacer ese subsidio. Por lo tanto, si no es de aplicación general, empieza a tener un vicio en constitucionalidad, ya que es caprichoso, y si es caprichoso, es discriminatorio. Curiosamente, en esta industria que está tanto aportando a nuestro país, se le quiere aplicar. Vamos a los pilares. Un pilar que nos vamos a tener es el impuesto que no es verde. El proyecto lo que dice es que el impuesto se va a duplicar, se va a subir un 100% a las emisiones, y no se le va a permitir ni indexaciones, ni tampoco hacer proposiciones de compensación ambiental. Este proyecto en ese sentido tiene un problema de diseño grave. Durante años, la industria y los gobiernos hemos estado conversando en hacer un impuesto correctivo, que lo que trata de hacer es que se evite la conducta. Por lo tanto, las centrales térmicas se utilizan lo menos posible y quedan como centrales principalmente para condiciones de seguridad, pero no para energía de base. Hoy en día, como el impuesto no es parte del precio, el coordinador llama a las centrales térmicas de carbón al despacho porque tienen condiciones de precio más baratos. Lo que incluso la industria está, por un lado, retirando centrales de carbón, y por otro lado quiere que las centrales de carbón, justas y necesarias para condiciones de seguridad. Este proyecto lo que hace es todo lo contrario, y va en contra del pacto fiscal que promueve el Ministro de Hacienda, contra las medidas de compensación ambiental que promueve el Ministerio de Medio Ambiente, y lo más curioso de todo, contra la misma propuesta del plan de descarbonización que publicó el propio Ministerio de Energía en diciembre de este año. Ese documento del Ministerio de Energía señala que el impuesto a las emisiones tiene que ser correctivo de la conducta y se tiene que agregar al precio para que superen lo justo y lo necesario. Esa incoherencia es la que más llama la atención. Ahora, ¿cuál es la propuesta? Bueno, ya que se abrió el espacio para esta discusión, que en este proyecto de ley se pueda corregir el error de un impuesto recaudatorio, como está presentado en el proyecto de ley, y que se cambie por una indicación sustitutiva y que se incorpore legalmente el impuesto correctivo que es lo que está recomendando el Ministro de Hacienda, el Ministerio de Medio Ambiente y el propio plan de descarbonización del Ministerio de Energía. Después vamos a las bolsas PYME. La bolsa PYME no es un pilar de recaudación, pero se pretende aquí mostrar una solución para las PYME. Nosotros creemos que esta es una de las partes peor diseñadas del proyecto de ley. Aquí, ¿qué es lo que se dice? Los medios de generación distribuidos tendrán que vender obligatoriamente por el proyecto de ley a las distribuidoras para que las distribuidoras traspasen el precio estabilizado a las pymes. La verdad que ese deseo no tiene ningún diseño del proyecto de ley, no se va a poder aplicar y va a crear mucha frustración. Y por las siguientes razones. Uno, porque la ley lo que está haciendo, una primera inconstitucionalidad, estaría obligando a los medios de generación distribuidos a vender energía para estos efectos. Y los medios de generación distribuidos no están diseñados para relacionarse con los distribuidores. Y además le está obligando por ley a hacer esta actividad.