El acta de la sesión número 4 se da por aprobada por no haber sido objeto de observación. El acta de la sesión número 5 queda a disposición de las señoras y señores diputados. El señor secretario dará lectura a la cuenta. Señor secretario, la cuenta. Señor presidente, muy buenas tardes. Se han recibido en el contexto del masivo corte de luz que afectó a gran parte del territorio nacional, en específico desde las regiones de Arica y Parinacota hasta la de Los Lagos, el día martes 25 de febrero del año en curso. Se recibieron en esta Secretaría las siguientes comunicaciones. En primer lugar, excusas de la Gerencia de Relaciones Institucionales a nombre de don Marcelo Castillo, presidente de ENEL Chile, Sociedad Anónima, a las invitaciones cursadas para asistir al día de hoy o mañana. Y se excusa dado que por compromisos previos, el presidente de la compañía no se encontrará en Chile en las fechas de la convocatoria, manifestando que queda a disposición para colaborar en el futuro. Y en segundo lugar, confirmación de asistencia del señor Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, para la sesión especial citada para el día de mañana a las 8:30, presidente. Esto es la cuenta. Ok, muchas gracias. Sobre la cuenta, se ofrece la palabra. Sobre la cuenta, yo aprovecho a que reiteremos la citación a ENEL entonces para la sesión siguiente, que sería el próximo lunes 10. ¿Les parece, señores diputados, que ENEL es parte importante del cierre de esta Comisión Especial Investigadora? Entonces se acuerda a reiterar la invitación a ENEL para el día lunes 10. Gracias. Se ofrece la palabra en temas varios. Perfecto. La presente sesión tiene por objeto o por propósito recibir a la Comisión Nacional de Energía. Asiste el señor secretario ejecutivo de la misma, don Marco Mansilla. La acompaña el señor Danilo Zurita.
jefe del Departamento Eléctrico. Muchas gracias, muy bienvenido, muy buenas noches. También vamos a recibir después de la comisión a la Compañía General de Electricidad. Concurren los señores Matías Jepp, Director de Operación y Gestión de Equipos. Don Matías, muy buenas noches, muchas gracias por asistir. Y don Francisco Jaramillo, Gerente Regional Centro. Muchas gracias por asistir. Bueno, nosotros los hemos convocado. Ustedes en la citación se señaló el objeto de esta citación, que tiene que ver fundamentalmente con una Comisión Especial Investigadora por los cortes de energía eléctrica que sufrió el país durante el año 2024, particularmente los de agosto y otros que fueron en el mes de marzo, si mal no recuerdo. Esa es la idea y el objeto de la citación está en la citación. Le damos la palabra, tenemos dos invitados, entonces vamos a repartir el tiempo, son las 7:30, tenemos tiempo hasta las 21 horas, de manera que le permitimos una exposición del orden de 20 minutos y preguntas después, y después lo mismo a los señores de la empresa CGE. Entonces, ahí, le damos la palabra al señor Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía. Bien, señor Presidente, por su intermedio, muchas gracias por la invitación y también al resto de los diputados e integrantes de la Comisión Investigadora. Como parte de la Comisión Nacional de Energía, le vamos a hacer una presentación explicando el contexto regulatorio en que funciona la distribución eléctrica en Chile. En particular, tenemos cuatro puntos que queremos abordar y voy a tratar de ir relativamente rápido para alcanzar el tiempo que me asignaron. Primero, vamos a abordar cómo está regulado el servicio público de distribución, luego vamos a ver el proceso de valor agregado de distribución, que es el que define las tarifas del servicio, luego vamos a abordar cómo se regula la calidad de servicio para esta actividad en Chile, y finalmente vamos a terminar con la norma técnica de calidad de servicio que está vigente, que es la del año 2024. Y antes de partir al fondo de lo que nos convoca, esta lámina es nada más que para que distingamos bien los distintos segmentos del sector eléctrico chileno. Si bien estamos abordando acá cortes ocurridos a nivel de distribución, hay que recordar que el servicio eléctrico en Chile consta de tres segmentos. La generación, que es donde se produce la electricidad, que es un mercado en competencia, basado en precios libres. La transmisión, que son las líneas de alta tensión que cruzan el país, que también es privado, pero sin embargo, como es un monopolio natural, está sujeto a regulación de precios y tiene regulaciones de acceso abierto e inversiones obligatorias. Y finalmente la distribución, que es lo que nos convoca, que también es un negocio privado, que también es un monopolio natural y por lo mismo tiene precios regulados, calidad de servicio regulado, y a diferencia, por ejemplo, de la transmisión, en este segmento no hay obligaciones de inversión, lo decide libremente cada compañía. Obviamente, todo ello abastece a los distintos tipos de clientes, tanto libres como regulados. Hay un contexto institucional donde está el Ministerio de Energía como órgano rector político, la Comisión Nacional de Energía como el regulador técnico del Estado, la Superintendencia de Electricidad y Combustible como el organismo fiscalizador del Estado, y hay una instancia paralela que se llama panel de expertos, que resuelve una serie de controversias entre los distintos actores que yo les acabo de nombrar. Entiendo que ahora nos vamos a concentrar en el servicio de distribución eléctrica. De acuerdo a la ley, este es un servicio público sujeto a concesiones con obligaciones de servicio dentro de su área concesionada. Y como es un servicio público monopólico, la calidad de servicio está regulada actualmente en una norma técnica que dicta la Comisión Nacional de Energía, antiguamente en el reglamento eléctrico, el decreto 327, y también las tarifas de este servicio son reguladas y se regulan cada cuatro años por medio de un proceso que se llama valor agregado de distribución, también conocido como VAT. Si bien no es el foco de lo que se investiga acá, que son los cortes y la performance o gestión que tuvieron las compañías distribuidoras en el evento del año pasado, yo creo que es importante entender también cómo se tarifica este segmento, porque ha habido toda una discusión respecto del modelo tarifario que tiene la distribución en Chile. Se tarifica a costo medio eficiente.
Y no se tarifica a cada empresa en particular, como ocurre, por ejemplo, en el mundo de las sanitarias, donde cada empresa sanitaria tiene una tarificación. Aquí lo que se tarifica es una empresa modelo. No son las empresas reales. Se usan algunas empresas reales como de referencia, pero nada más que para efectos técnicos. Y se tarifica una empresa modelo por área típica de distribución, lo que ya ahí aparece como ATD. Son 12 áreas típicas en particular. La rentabilidad se determina para toda la industria, no es por empresa, y la ley establece una banda de rentabilidad garantizada para toda la industria, de tal forma que si las tarifas no están dentro de esa banda o no permite una rentabilidad de este tipo, se corrige. En el año 2019 se modificó la ley eléctrica en lo que concierne a la tarificación de la distribución, pero no se cambió la metodología, los aspectos técnicos, sino que se cambió el procedimiento, la etapa procedimental para la fijación tarifaria. Y se homologó a lo que es el estándar ya en otros servicios regulados. Esto es un estudio de costos que es licitado por la Comisión Nacional de Energía y supervisado por un comité donde participan el Ministerio, la Comisión Nacional de Energía y representantes de las empresas. Estudio de costos que hace un consultor externo, que determina la base de los costos eficientes en la empresa modelo. Las bases técnicas para este estudio también están sujetas a observaciones y todo este proceso es discrepable ante el panel de expertos. Por lo tanto, no es el Estado, el regulador, el que termina definiendo las tarifas. Si bien sale el decreto del Ministro de Energía, en la etapa intermedia hay distintas instancias de participación de las mismas empresas y de definición de discrepancias por parte de un ente imparcial externo. Las áreas típicas son un concepto muy relevante porque, como les decía, lo que aquí se tarifica no son empresas, son empresas modelos, teóricas, que actúan dentro de estas áreas típicas de distribución, y de hecho la definición del área típica está ahí, tiene que ser una área donde los costos de distribución y la electricidad sean similares. Y eso lleva, por ejemplo, a que actualmente, después del último proceso tarifario, tengamos 12 áreas típicas donde están incorporadas 28 compañías de distribuidoras reales. Para cada área típica, incluso hay, como ustedes pueden ver allí, el área típica número 11, hay 5 empresas reales que tienen la misma tarifa, aunque actúen en lugares geográficos diferentes, todas tienen la misma tarifa, y es la tarifa que se define para la empresa modelo que actúa en el área 6, y así con el resto de las compañías. Entonces puede haber un caso como en el área 11 donde la empresa SACIPA, que es la que distribuye en Isla de Pascua, tiene la misma tarifa que CREL, que distribuye en Puerto Varas, por ejemplo, porque no se tarifican empresas reales, se tarifican empresas modelos teóricas eficientes. Allí tienen un detalle más extenso de esta distribuidora, como les digo, son 28 las que están sujetas a tarificación actualmente, son muy disímiles entre ellas, hay algunas muy grandes como CGE, que está presente acá, que es la mayor de Chile, más de 3 millones de clientes, está ENEL con 2 millones, y hay unas muy pequeñitas, unas muy recientes, como la última de la lista, DESA, que está en Arica, y que al menos en el momento de hacer esta tabla, en el momento del proceso tarifario, tenía solamente 218 clientes. Estas son tarificadas mediante el proceso de balón, que está normado por ley, y como les decía, basado en una empresa modelo que determina los distintos quijos como costos de inversión, de mantención y de operación, todos ellos los costos eficientes en que debería incurrir una empresa de este tipo, incluyendo las pérdidas, que también son relevantes en el mundo eléctrico, las pérdidas que se ocurren en las líneas. Para precisar mucho mejor aún, la empresa modelo es una empresa que está diseñada ópticamente para prestar exclusivamente el servicio público en el área típica definida, y que satisfaga las siguientes condiciones. Esto es, esencialmente, lo mismo que dice la ley eléctrica. La empresa modelo debe cumplir con las normas de calidad de servicio, así que hay una vinculación entre lo que se define como calidad de servicio normativamente, y lo que finalmente va a tarifa, porque la empresa modelo debe cumplir con todas las normas de calidad de servicio. La instalación de la empresa modelo es adaptada a la demanda durante todo el horizonte de planificación, utiliza una política eficiente de inversiones y de gestión, opera en el país, obviamente, y es completamente nueva, inicia operaciones al comienzo del periodo tarifario, es decir, es una entelequia teórica ideal, y así está estructurada la ley eléctrica desde el año 80. Cada proceso tarifario se arma, varias empresas modelos, una por área típica, completamente nueva.
No tienen historia, no tienen instalaciones antiguas, tienen solo instalaciones nuevas con la tecnología más eficiente que esté vigente. Para dar un ejemplo muy coloquial, las empresas reales, la mayoría tienen mucho cableado de cobre. Las empresas modelos, en los últimos procesos tarifarios, son todas con cables de aluminio. No tienen cables de cobre, porque el aluminio es más barato que el cobre para efectos de hoy día. Quizás hace 30 años, cuando estas empresas estaban ya funcionando, era el cobre el estándar, pero hoy día es el aluminio. Entonces, hay diferencias, así como la que leyó en el nombre, hay muchas diferencias entre lo que la empresa modelo contiene y cómo fue diseñada y lo que las empresas reales realmente hacen, o las instalaciones que tienen. Y obviamente la empresa modelo igual tampoco está en el aire, sino que tiene que cumplir una serie de restricciones que son las de las empresas reales, es decir, tiene que cumplir con el trazado de las calles que hay en las ciudades, de que se tomen como referencia, con la ubicación de los clientes y luego de eso se diseña completamente una red desde cero. Esto lo hace ese estudio que le llamaba yo del consultor, que dura un buen tiempo, con una proyección de demanda, con costos unitarios eficientes, con distintos módulos constructivos, considerando pérdidas. Es un proceso altamente técnico, donde finalmente uno diseña y dimensiona una empresa modelo para cada área típica, que tiene los costos más eficientes posibles. Luego se verifica que esa empresa, tal como está diseñada, cumpla con las normas de calidad de suministro, de calidad de servicio. Está la norma técnica, se corren modelos de simulación, donde se le incorporan fallas y tiempos de falla a esta empresa modelo, y se verifica si, tal como ya estaba diseñada, es posible que cumpla con las normas de calidad de servicio o no. Y si no, se le incorporan más inversiones o más costos, como por ejemplo cuadrilla, grupo electrógeno, se les alteran las redes y se hace toda una simulación que es lo que debiese hacer esa empresa modelo para poder cumplir con las normas técnicas. En resumen de esta parte, y es para mostrar bien el correlato que hay y las diferencias entre la empresa real y la empresa modelo y su cumplimiento de las normas técnicas. Las empresas reales, las 28 distribuidoras que yo les nombré, deben cumplir con las normas de calidad de servicio sí o sí, porque esas normas son para estas empresas. Están diseñadas, están estipuladas para que estas las cumplan, y si no las cumplen, eventualmente hay sanciones de parte del fiscalizador de la Superintendencia de Electricidad y Combustible. A su vez, la empresa modelo, como también cumple las normas técnicas, la tarifa que se les paga a las compañías reales incorpora la posibilidad, obviamente, de cumplir estas normas. Puede haber toda una discusión técnica durante el proceso, si está bien conceptualizada la empresa modelo, si le falta alguna cosa, algún costo, y para eso justamente todo el proceso tarifario tiene una instancia de participación de las propias compañías. Y todo esto se discute, pero una vez que está definida la tarifa, la tarifa, para todos los efectos, es suficiente para poder pagarle la calidad de servicio que se les va a exigir a las empresas reales. Obviamente, cuando se definen normas técnicas, hay que tener ojo en que mientras más exigencias se hagan de calidad de servicio, eventualmente eso va a ir a tarifa, porque la empresa modelo debe cumplir la exigencia. Por lo tanto, si uno se pone muy exigente y quiere estándares premium, eso, cuando se cuantifique técnicamente, va a salir, obviamente, más caro. Entonces, ahí hay un trade-off fino que hace el regulador, en este caso la Comisión Nacional de Energía, buscando el adecuado equilibrio. Una cosa que es relevante, la empresa modelo, si bien está diseñada con ciertas infraestructuras, con ciertas inversiones, con ciertos costos de operación, con cierto número de cuadrillas, nada de eso es exigible directamente a las compañías distribuidoras reales. Porque la normativa chilena no se basa en exigirle inversiones. Todas las inversiones que uno determine en la empresa modelo no son obligatorias para las empresas distribuidoras. No lo son. Son libres de invertir en eso, invertir en otras cosas, porque por lo demás la empresa modelo es distinta a aquellas. Lo que la normativa chilena le exige son resultados a las compañías distribuidoras, es basado en performance, en desempeño. Debe cumplir con las normas de prestación de servicio. Eso es lo que debe cumplir. Cómo lo haga es decisión de cada compañía individual. Y justamente una diferencia es que la empresa modelo, por ser nueva y partir desde cero, no tiene infraestructura.
Estructura antigua como en las empresas reales. Entonces, obviamente, hay una diferencia. La empresa modelo es muy nuevecita, funciona muy bien, y las empresas reales tienen instalaciones de 20, 30 o más años que eventualmente van a tener que mantener. Esto lo voy a pasar rápido. Como les decía, en el 2019 hubo una modificación legal que volvió el proceso bastante más complejo de lo que estaba acostumbrada la industria de distribución chilena durante 40 años. Por primera vez había un estudio único supervisado por todas las partes y eso, obviamente, produjo muchas diferencias. De hecho, hubo casi 900, 859 observaciones al estudio que hizo el consultor, y luego muchas discrepancias también en el panel de expertos. Este proceso tomó mucho más tiempo de lo que correspondía. De hecho, partió el año 2020 la administración anterior, tanto del Ministerio de Energía como de la Comisión Nacional de Energía (CNE). Cuando en lo personal me tocó asumir la subrogancia de este servicio y luego la titularidad en marzo del 2022, lo que hicimos fue darle curso progresivo a un proceso que estaba años de atraso. Finalmente, este informe técnico de la CNE salió en octubre del año pasado. Ya pasó todo, ya está el decreto, ya está vigente por unas modificaciones legales que hubo hace poco, aunque ya está listo también para la toma de razón. Y el resultado fue lo que se muestra ahí, que en esencia es que las tarifas, en promedio, en la tabla del centro, prácticamente se mantuvieron inalteradas. La cuenta tipo varió por efecto de distribución 0,2%. Ahora hay un tema: las tarifas estaban congeladas y, por lo tanto, hubo muchos años de congelamiento y atraso tarifario, y hubo un efecto inflacionario de IPC y dólar que hace que finalmente las tarifas suban en promedio 8,8%, y no el 0,2% que yo les mostré ahí, que fue el resultado del proceso técnico de la CNE, pero eso es por un tema de atraso. La calidad de servicio de distribución está establecida en la Ley Eléctrica, obviamente como un servicio monopólico, su calidad de servicio es regulada. Originalmente se hacía mediante un reglamento, el reglamento eléctrico, y desde el año 2017 se hace mediante norma técnica de calidad de servicio para el sistema de distribución, que es atribución de la Comisión Nacional de Energía. Y, obviamente, la ley establece que tanto las empresas reales como las empresas modelos deben cumplir esta norma técnica. La calidad de servicio tiene tres aspectos: comercial, calidad de producto y calidad de suministro. Como les decía, esta norma del 2017, que es la que estaba vigente hasta el proceso tarifario anterior, reemplazó las disposiciones del reglamento eléctrico. Para efectos relevantes, en términos de lo que estamos hablando en esta comisión, la calidad de suministro es la que mide cómo el servicio se presta en términos de continuidad de servicio a los clientes. Y la norma establece distintos estándares globales, que en términos técnicos se llaman SAI y SAIFI, individuales. La política histórica de fiscalización de la superintendencia es que los estándares globales, los SAI y SAIFI por comuna, que miden el número de interrupciones y la duración de estas, si no se cumplen, se sanciona a las compañías. Y todos los años hay recurrentemente sanciones. En cambio, los estándares individuales, que son a nivel de cada cliente en particular, son sujetos de compensaciones. Si se supera el estándar, las compañías distribuidoras deben compensar. Y, además, la norma establece otras obligaciones también de mantenimiento, etcétera. En calidad comercial es la atención al público, y aquí tiene que ver con la respuesta ante eventos extraordinarios, con reposiciones de suministro cuando cortan por morosidad, por ejemplo, con los call centers, que fue algo que también entiendo que hubo alguna polémica allí con los llamados que le hacían al público, los consumidores. Hay normas respecto de cuánto es el tiempo que deben demorar en responder, y todo eso está en la norma técnica. Y hay otras disposiciones de calidad que son mucho más técnicas, que tienen que ver con el producto de electricidad, distorsión armónica, factor de potencia y otros conceptos de ese tipo. En el año 2022 se revisó la norma técnica que estaba vigente, que de hecho fue la norma que se ocupó para efectos de tarificar a las empresas, y las tarifas que están vigentes estaban con la norma del año 2017, que fue modificada en 2019. En 2022, esta norma se revisó porque la misma normativa establece que cada vez que se hace un proceso tarifario nuevo, hay que revisar la norma para adecuarla a la realidad tecnológica, para ver algunos problemas que hayan habido en el pasado, para ver cómo las empresas la están cumpliendo, etcétera.
El 2022 y el 2024, en un proceso que es totalmente participativo, con todas las empresas participando, académicos, expertos, durante dos años se discutió y se emitió un nuevo documento el año pasado. Esto es relevante porque esta versión de la norma es la que estaba vigente en el momento de los cortes de agosto. Por lo tanto, cuando la superintendencia tiene que ir a comparar la performance de las compañías reales con la normativa, tiene que compararla ahora con esta versión. Se hicieron varias adecuaciones en términos de tecnología, en términos de calidad comercial, se aumentaron las exigencias, incluso se obligó a tener oficinas de atención presencial al público, a las compañías, que algunas ya lo estaban desechando. Se obligó a tener ahora empedidores inteligentes, lo que ahí aparece como UMSMSC, empedidores inteligentes para electrodependientes y para consumos críticos, que ahora es muy relevante porque puede identificar dónde puede estar el servicio. Y en términos de calidad de suministro, se aumentaron las exigencias y eso lo vamos a ver a continuación. Como les decía, la norma establece exigencias de calidad globales en términos de tiempo de interrupción promedio anual, SAIDI, y en tiempo del número de interrupciones promedio anual, SAIFI, por la sigla en inglés. Se establecen para cada tipo de comuna, dependiendo de la densidad de habitantes de la comuna. No tienen la misma exigencia. Y además la norma establece indicadores individuales que son para cada cliente, tiempo de interrupción promedio anual por cliente, TIC, y frecuencia de interrupciones por cliente, FIC, y que establecen el máximo admisible. Y tal como les mencionaba anteriormente, estos indicadores individuales son el benchmark para efectos de definir si hay que compensar o no hay que compensar. Y los indicadores globales, SAIDI y SAIFI, son verificados anualmente por la superintendencia para definir si se aparta de la norma, se le sanciona. Y si no, está todo OK. En la última modificación del año pasado, como les decía, se incrementaron las exigencias, en particular en los indicadores de frecuencia de interrupciones, tanto globales como individuales, se aumentó la exigencia, se hizo más exigente. Se permite menos interrupciones anualmente que las que se permitían hasta antes de esta modificación. Los indicadores de tiempo de duración se mantuvieron inalterados. La mayor exigencia se hace efectiva a partir del año 2026 porque se le da un tiempo para adaptación a las compañías. Y además, esto es muy relevante a nivel de indicadores individuales, se incorporó una nueva exigencia que no existía, exigir un porcentaje mínimo de clientes respecto de los cuales no debe superarse el umbral individual. Porque si bien al superarse el umbral siempre se va a compensar, esto no está en discusión, no había una exigencia respecto de cuántos clientes podían superar el umbral. Y de hecho, en la práctica, las compañías reales tenían superaciones del umbral importantes, entre 78, 80, 85, 90%. Lo cumplían y el diferencial, 5, 10, 15, 20%, dependiendo de las compañías y de la comuna, superaban el umbral individual. Obviamente, todas compensaban, no hay problema con eso, son muchas compensaciones, pero no había una exigencia. Ahora, además de la exigencia SAIDI-SAIFI desde el año pasado, hay una exigencia de un promedio mínimo individual, que también va a ser posible de sancionar por la superintendencia, cosa que ahora, aparte de compensar, van a aparecer también sanciones. En términos de compensaciones, se mantuvo prácticamente inalterado, pero se precisó muy bien que la superación del estándar individual es la que da derecho a las compensaciones del artículo 16b de la ley 18.410, la SEC, y son las compensaciones que han estado en discusión últimamente, que son las compensaciones sectoriales, las de la ley eléctrica. Hay otras compensaciones, obviamente, CERNAC y otro tipo, que están fuera del ámbito en el que nosotros trabajamos. En la parte eléctrica son las del artículo 16b de la SEC y quedó muy precisado ahora en la norma que la superación del estándar individual da derecho a las compensaciones. Y aquí ya un detalle más técnico, cuáles son los números finalmente que están ahora vigentes respecto de la exigencia y ustedes pueden ver allí que en el caso del SAIDI se mantuvo prácticamente igual. Las dos últimas columnas son iguales, en el SAIFI se rebaja la frecuencia permitida, o sea, puede haber menos frecuencia permitida.
Interrupciones por año. Para cada uno de los tipos de comunas, dependiendo de la densidad de habitantes, hay otros indicadores que están abajo que son mucho más técnicos, que no son relevantes porque además no son exigibles en términos de si se supera o se penaliza, sino que son, por ahora al menos, referenciales. Y aquí está lo mismo para el nivel individual, donde se ve que el TIC, es decir, los indicadores de duración promedio admisible por cliente, se han mantenido para cada uno de los tipos de comunas; en cambio, el FIC, el número de cortes al año por cliente, se ha hecho más exigente. Y acá arriba, a la derecha, está la nueva exigencia de un nivel promedio mínimo de indicadores individuales que deben cumplir las compañías, que como les decía, de hecho, estos promedios son más altos que lo que en la práctica ha ido ocurriendo en los últimos años. Por lo tanto, las compañías ahora tienen una exigencia adicional que van a tener que irse poniendo al día. Eso es por mi parte. Espero que con eso les haya dado un panorama de cómo funciona la distribución eléctrica desde el punto de vista técnico y regulatorio, tanto en tarifas como en calidad de servicio. Muchas gracias.
Muchas gracias por su exposición. Pregunta de los señores, de la señorita diputada o diputada. Diputada Riquelme, diputada Boric. Muchas gracias, presidente. Muchas gracias a los invitados también por la clara exposición. Le voy a hacer la pregunta típica que hago, que he venido haciendo hace mucho tiempo ya, desde que he podido informarme y aprender un poco más del sistema. Este avatar de la empresa modelo, que es un modelo, verdad, hipotético, ideal, valga cualquier redundancia, a lo mejor en su momento, en los años 80, puede haber sido un boom dentro del espectro o de la forma de las exigencias de los servicios públicos. No sé si es un modelo que está obsoleto en el mercado, que a lo mejor la tendencia mundial apunta a otra cosa. No lo sé, lo pregunto con real curiosidad, porque veo que la exigencia de una empresa modelo me parece fantástica, sobre todo si pensamos en los servicios públicos, pero luego veo un nivel de incumplimiento igualmente importante. Yo no podría decir, por ejemplo, que la norma técnica es poco ambiciosa, no podría decir que la Comisión Nacional de Energía no ha regulado o no ha restringido los diferentes espacios que se forman. Sin embargo, veo que aún así hay un nivel importante de incumplimiento. Entonces, por eso me pregunto, y usted que sabe mucho de esto, quisiera saber cuál es su opinión sobre este avatar de la empresa modelo.
Muchas gracias, presidente. Bien, por su intervención, presidente, para responderle a la señora diputada. A ver, sí, el esquema de empresa modelo nació en Chile, de hecho, en el año 82, fue replicado en varios otros países, especialmente latinoamericanos. Al mismo tiempo, en esa época nació un esquema similar de precio techo en Inglaterra, y la evolución regulatoria técnica en el mundo ha ido más por el modelo inglés. La empresa modelo, tal como se conceptualizó en Chile en los años 80, se ha quedado más que nada en Chile y en algunos otros países latinoamericanos. Pero todo el mundo ha ido evolucionando hacia un esquema de price cap, que se llama en términos técnicos, más al estilo inglés-europeo. Y esto, de hecho, son hechos, ni siquiera son opiniones, sino que hace poco el Ministerio de Energía encargó un estudio a propósito del mercado del gas, encargó un estudio para analizar la regulación del gas. Y en ese estudio, distintos expertos, algunos de los cuales han estado en esta corporación, en general opinaron de que la empresa modelo ya no estaba cumpliendo el rol para la realidad chilena. Esa es la opinión técnica, al menos de esos expertos. La empresa modelo tiene muchas virtudes, sobre todo que fomenta la eficiencia y eso permite tarifas bajas, o tarifas no bajas, sino que son las adecuadas para el servicio que se presta. Pero claro, las mismas compañías privadas han hecho ver algunas falencias que están ratificadas por estos expertos.
Se rehace cada cuatro años desde cero, entonces cuando una compañía privada invierte en un plazo de inversión de 20, 30 o 50 años, no tiene certeza si esa inversión se le va a reconocer tal cual a los cuatro años siguientes. Eso es un hecho, es verdad. Pero ojo allí, por otro lado también tiene una incertidumbre para los consumidores el esquema de la empresa modelo, porque como yo les decía, las inversiones que se definan o los costos eficientes que se definan para la empresa modelo no son obligatorios para las compañías reales. Por lo tanto, puede estar incorporado en tarifas determinados costos de inversión y de operación eficientes, determinado número de cuadrillas, cables de última generación, pero que no se hagan. Las empresas son libres de hacerlo. No es mi tema ver decisiones corporativas que toman las distintas compañías. Algunas efectivamente hacen muchas inversiones, otras menos, ha habido casos extremos de algunas compañías que han invertido muy poco, pero eso está en tarifas. Ahí también hay una contrapartida de la empresa modelo que hay algo y también le da incertidumbre a los usuarios. Por eso que se ha adoptado más por esquemas en los cuales se verifiquen inversiones ex ante, se les valide esas inversiones por parte de los reguladores y esas inversiones de la compañía después se les traspasa la tarifa, pero siempre y cuando sirvan. Y cuando digo sirvan, siempre y cuando después pueda ser verificable que esas inversiones lograron, por ejemplo, mejorar la calidad de servicio. O sea, se les traspasa tarifa siempre y cuando ex post veamos si efectivamente la calidad de servicio mejora o no. Y si no mejora, no se traspasa, al menos íntegramente, la inversión a tarifa. Es decir, porque eso tiene que tener un correlato por otro lado regulatorio, porque si no, uno podría autorizar muchas, muchas inversiones que finalmente no traigan beneficio a los usuarios. Entonces, la arquitectura fina de esto es compleja, pero es perfectamente factible hacer. Toma tiempo, entiendo que el ministro de Energía también ha dicho que esto es una cosa de las prioridades que hay que abordar.
Gustavo Jorge Brito. Muchas gracias, presidente. Saludo a los representantes de la Comisión Nacional de Energía y también a los siguientes expositores. Es muy interesante la presentación. En mi parte tengo algunas dudas, consultas. También por deformación ingeniero, hemos aprendido que los sistemas eléctricos, al igual que las finanzas, son exactas. Yo creo que cuando uno, o por lo menos el diseño de los sistemas eléctricos, y cuando uno está analizando cuál es la situación del sistema eléctrico nacional, yo creo que el nivel de cumplimiento, el nivel de confiabilidad, destaca dentro de la región. De continuidad sin interrupción del servicio también, más allá de los eventos últimos que se están investigando y que vamos a seguir de cerca. Pero acá en particular yo quiero hacer un foco en la metodología de fijación de precios y nuevamente volver al tema de la empresa modelo. Porque el año 2019 logramos la tramitación de un proyecto de ley a raíz del aumento del costo de la vida. Hubo varias iniciativas que buscaron ir a paliar eso. Y una de esas fue la limitación de las utilidades de las empresas distribuidoras de electricidad, que antes tenían utilidades mínimas garantizadas del 10% y que el año 2019 se bajó a utilidades garantizadas entre el 6 y el 8%. Ese número alimenta el modelo de costos de la empresa modelo. Entonces uno se pregunta ¿y por qué ese nivel de utilidad? Y yo fui a las actas de cuando se definió aquello y consideran como supuesto el retorno de la inversión en 15 años. Entonces ahí algo no empieza a cuadrar. Porque cuando uno analiza la economía, los mercados y analiza los monopolios naturales donde están las eléctricas, ningún retorno de la inversión es en 15 años porque la inversión en infraestructura tiene una vida útil más a pesar de los costos de mantención que dan en el momento. Pero siempre usted mismo lo señaló, la inversión de las empresas hoy día de distribución, lo fuerte son inversiones que tienen incluso 30 o 40 años cuando el controlador no era ni siquiera un privado sino que era el Estado. Entonces hay algunos que han intentado partir por la discusión de propiedad y yo quiero partir por la discusión del modelo de gestión y no el de la propiedad. Porque puede ser público o privado, el modelo puede ser ineficiente. Y en eso quisiera ver qué iniciativas podemos impulsar para disminuir el costo de los usuarios y hacer el modelo y la metodología más apegada a la realidad.
¿Y por qué sostengo que no está pegado a la realidad? Por el simple hecho de que uno ve el estado financiero de las empresas. Cuando uno ve la distribuidora, la de transmisión o la generadora, que todas registran importantes utilidades, son utilidades por sobre la utilidad estimada en el modelo de la empresa modelo, en la metodología de la empresa modelo. Porque el 8% de utilidades garantizadas en la empresa de distribución ya está considerado dentro del presupuesto. Entonces, en la práctica, lo que quiero sostener, y corríjame si estoy equivocado, el único lugar del cual se obtienen las utilidades de la empresa es por las tarifas eléctricas. Entonces, las tarifas están sobreestimadas, posiblemente por el desempeño y los resultados financieros de las empresas. La empresa genera utilidades a partir del precio y de la cantidad de Watt que vende. Si el resultado es mucho mayor al esperado, incluso por el Estado, algo estamos estimando mal. Y como todo lo que sale por algún lado entra, uno tendría que pensar que el precio de producción de la energía que estamos estimando es mayor. Y yo le pregunto a la Comisión Nacional de Energía, por cierto, Presidente, en resguardo del interés público de nuestro país, más como chilenos, padres de familia también que tienen cuentas en su hogar, ¿cómo podemos hacer que el modelo sea más apegado a la realidad y de esa manera disminuir los costos de la electricidad para las familias? Porque yo creo que el sistema, y vuelvo a lo último, concluyo, en cuanto a continuidad del servicio, si uno lo analiza, comparativamente tenemos el mejor sistema eléctrico de la región, pero también tenemos las empresas eléctricas con mayores utilidades. Quizás no la con más, pero sí estamos de la mitad para arriba. ¿Y qué podemos hacer para que esas utilidades no sigan siendo a costa del bolsillo de las familias chilenas? Señor Coordinador. Comisión Nacional de Energía. Perdón, no, el señor coordinador viene mañana, entiendo yo. Por favor, estaríamos hablando de otro tema si fuera el señor coordinador. Muchas gracias, señor Presidente. Y por su intermedio le voy a responder al señor Diputado. A ver, ¿qué podemos hacer? Hay cosas que claramente están fuera del ámbito nuestro como organismo técnico regulador del Estado, porque lo que le corresponde a la CNE es aplicar la normativa que esté vigente. Entonces, por eso mencionaba yo que hay estudios, análisis que dicen que uno podría cambiar el modelo regulatorio y efectivamente se puede hacer. Hay varias ideas al respecto, pero la iniciativa de eso es política, eso es política pública, un cambio legislativo, que es algo que transmitan los ministros, el Poder Ejecutivo, el Presidente de la República, y por lo tanto la decisión está en ese ámbito. Cualquier cosa que uno quiera cambiar de este modelo tiene que ir por la vía legislativa. Sin perjuicio de eso, en la normativa que tenemos actualmente, en la regulación actual, le encarga a la CNE justamente ser el organismo técnico que defina las tarifas. Esto se le informa luego al ministro para que emita el decreto, después de todo el procedimiento que les comenté, con panel de expertos, etcétera. Y en ese ámbito sí, nosotros como regulador, y esto lo digo como institucionalmente, la CNE existe desde el año 78 y viene tarificando desde el año 80, con distintas, totalmente distintas administraciones. Institucionalmente, nosotros sí tenemos la misión de precaver de que las tarifas sean las correctas, las tarifas sean eficientes, y nosotros sí le ponemos mucho empeño a que la empresa modelo esté reflejando tarifas eficientes. Y de hecho, gran parte de la discusión que hemos tenido con las compañías, como sé que está hoy día acá, y con todas las demás compañías, esto es natural de la regulación, tiene que ver con eso, que nosotros tenemos un cierto criterio técnico de qué es lo que es eficiente, y puede que las compañías no estén de acuerdo, y piden un valor más alto, y bueno, si no hay acuerdo, finalmente eso se dirime con un panel de expertos, y tenemos la obligación de tener rigor técnico para que cuando vayamos al panel de expertos, la opinión de la CNE sea la que prevalezca en las tarifas, y no la de la contraparte, obvio. Y en ese sentido, sí nosotros hacemos el máximo esfuerzo por justamente que estas tarifas sean las eficientes. Y cuando digo eficientes, hay que tener cuidado, se trata de hacer tarifas las más bajas posibles, y lo digo responsablemente como regulador, porque a todos nos gustaría tener tarifas, no sé, cero, que fuera gratis, que fuera muy baratito, pero eso tiene un problema del desarrollo de la industria. Uno no puede poner unas tarifas que hagan que las compañías...
Y con estas tarifas que definió el regulador, que va a definir un ministro en un decreto, la industria obtiene una rentabilidad razonable, y razonable está definido en la ley. Está definido cuál es el benchmark y cuál es el rango. Y se hace esa validación. Siempre se hace. Porque si no está dentro de ese rango, la ley exige que las tarifas sean corregidas. Si las tarifas superan el rango, o sea, son muy altas, estaría lo que dice usted, porque significaría que están dando mucha utilidad a la compañía. La ley exige que las tarifas sean corregidas a la baja. Y al revés, si por alguna razón las tarifas quedaron muy bajas, más bajas que el límite inferior de la banda, hay que subirlas. No nos ha pasado. Siempre las tarifas salen dentro de la banda y salen en promedio en un valor razonable. En promedio, porque la ley chilena establece un chequeo de rentabilidad por industria. Eso no significa que todas las estructuras tengan iguales utilidades. Hay algunas que pueden que tengan mejores utilidades, mayores utilidades, y otras que tengan muy pocas utilidades. Incluso algunas pueden alegar que hasta tienen pérdidas. El sistema está diseñado así, de tal forma que eso sea un incentivo a que las empresas que tienen bajas utilidades mejoren su eficiencia, abaraten sus costos para que no tengan bajas utilidades. Pero la industria como tal, en los procesos tarifarios que se han hecho en los últimos años, tiene una rentabilidad razonable, la que está en la ley. Muchas gracias por la explicación muy pedagógica también. Solo si nos puede remitir los informes, los cuales han llegado a esa conclusión en el último tiempo, y consultar si es que cuando hablan de industria separan generación, transmisión, distribución, o la consideran a todas por igual. Perfecto. Por su intermedio, señor presidente, le respondo sí. No hay ningún problema. Podemos remitir todos los antecedentes técnicos de los procesos de verificación de rentabilidad, que son obligatorios, que hay que hacerlo. Efectivamente, lo que estamos hablando hoy, lo que yo he mostrado al menos, es el proceso tarifario de la distribución. Esto está separado de los otros negocios que algún grupo empresarial pueda tener, de acuerdo a la norma chilena, hay cierto grado de integración posible, cierto grado no completa, puede tener perfectamente utilidades grandes, menores, bajas, en otros negocios. Esto es solamente distribución, y de hecho la ley del 2019, la modificación del 2019, estableció que tenía que ser tejido único, justamente para precaver de que no hayan otros negocios metidos allí en el mundo de la distribución eléctrica, que finalmente contaminen o ensucien el proceso tarifario. Entonces, está todo eso bien despejado. Esto es exclusivamente el servicio público de distribución. Entonces, hay que tener también cuidado cuando uno ve los estados financieros, sobre todo de grupos empresariales que tienen hartos brazos en distintos ámbitos, de dónde están teniendo las ganancias, si es que las tienen. Tiene la palabra el diputado Llarso, después el diputado Moreno. Muchas gracias, presidente. Vine con harta fuerza. Empezamos fuerte el año. Muy buenas noches ya. Gracias por estar. Mire, yo tengo una duda también de una deformación de auditor. Como contador auditor, me llama mucho la atención, y a propósito del corte de luz que afectó a más del 98% de los chilenos y chilenas. Hay un informe que salió a la luz pública sobre una auditoría, una fiscalización que se hizo en el año 2020, en el cual mostraba muchas falencias de la central que generó el corte masivo de luz. Sin embargo, ese mismo informe, el año 2019, no presentaba ningún error. Entonces, si yo comparo el informe de fiscalización de auditoría del año 2019 con el del 2020, son diametralmente distintos. Mi pregunta es, ¿esto es por el cambio de norma que usted mismo mencionó en esta exposición en el año 2019, y por eso saltan estas falencias, por decirlo así, en el informe? Esa es mi duda. Coordinador, sí. No, no es coordinador. Comisión Nacional de Energía. No, perdón, perdón. Comisión Nacional de Energía.