Senado - Minería y Energía - 10 de diciembre de 2025

Y esa es una de las principales dificultades de una región como Aysén: es sumamente extensa, de más de mil kilómetros de longitud, con una geografía compleja. Más del 50% del territorio es área silvestre protegida. Contamos con dos campos de hielo, un gran activo ambiental, y con abundantes recursos naturales —viento, agua, sol, entre otros—. Sin embargo, la cantidad de energía instalada sigue siendo pequeña: no más de 74 MW de potencia, de los cuales menos del 50% corresponde a energías renovables no convencionales. Esto se concentra en cuatro sistemas medianos y nueve sistemas aislados. Los sistemas aislados se ubican en las comunas más extremas del litoral y del norte y sur de la región. Aysén es la única región que no accede a un mecanismo de estabilización de los costos de la energía —el denominado precio nudo promedio—. ¿Qué impacto tiene esto? Las pymes en Aysén pagan entre un 30% y un 70% más que en Santiago o regiones vecinas, lo que constituye una dificultad para cualquier emprendimiento. El gráfico de la izquierda muestra datos reales de costo de energía: en Aysén es un 70% más caro que en Santiago, un 50% más caro que en Puerto Montt y casi un 60-70% más caro que en Punta Arenas, siendo la misma tarifa para el desarrollo de cualquier actividad. Esto está respaldado por fuentes fidedignas; la senadora Órdenes ha estado en presentaciones donde los gremios productivos han demostrado, con facturas reales, lo que la gente de Aysén paga por su energía. Otro ejemplo, en un área productiva que Aysén proyecta para los próximos años, es el turismo, donde la infraestructura hotelera es clave. Un hotel pyme en Coyhaique paga alrededor de 70 millones al año, casi el doble de lo que se paga en Punta Arenas, un 40% más que en Santiago y un 30% más que en Arica. El mismo hotel, bajo la misma tarifa y en las mismas condiciones. El costo asociado a pertenecer a un sistema mediano como el de la región de Aysén es, en promedio, un 43% más que en otras regiones; casi el doble que en algunas regiones como Magallanes, que cuentan con mecanismos de estabilización de costos. Esta es la evolución de la dependencia del diésel en nuestra región de Aysén: el diésel ha crecido en un 56% durante los últimos diez años, y la gráfica demuestra que ha sido un crecimiento sostenido en el tiempo. Por lo tanto, con la regulación actual no ha habido mucho incentivo a la generación de energías renovables no convencionales, y es algo de lo que este proyecto sobre sistemas medianos se hace cargo también. Otro factor que afecta el costo de la energía en Aysén es la cantidad de clientes por kilómetro de red. Por ejemplo, una red como la de Enel tiene más de 100 clientes por kilómetro; en el caso de nuestra red, que es la barra roja mostrada en el gráfico izquierdo, hay 16,6 clientes por kilómetro.

por kilómetro de red, lo que obviamente aumenta los costos de distribución, ya que la densidad habitacional en nuestra región es menor a un habitante por kilómetro cuadrado. En parte, el proyecto de sistemas medianos que está proponiendo el Ejecutivo se hace cargo de esta paradoja: menos habitantes terminan pagando más por la distribución de su energía. Para nosotros es vital contar con una ley de sistemas medianos que promueva la inversión en energías renovables no convencionales. Esto tiene un efecto positivo en el precio, ya que la generación diésel sigue siendo más cara. En segundo lugar, impulsa la inversión en una región que, como muestran los indicadores, registró en 2024 un congelamiento de la inversión; el PIB regional cayó casi un 10% el año pasado. De las pocas regiones que decrecieron, una de las que más lo hizo fue Aysén. Otro tema que debemos resolver, y que por falta de energía limpia no hemos podido abordar adecuadamente, es la contaminación atmosférica. En invierno, tenemos una de las ciudades más contaminadas de Chile por el uso de leña. Esta realidad no es ajena a otras localidades de la región, como Puerto Aysén, Cisnes, Cochrane, Cerro Castillo; incluso hoy día contamos con medición de material particulado en Villa O'Higgins, comuna al pie del Campo de Hielo Sur, donde se registran más de 100 días con promedios de contaminación por sobre la norma chilena. Principalmente, la leña es el combustible más habitual, por ser el más accesible para las familias. Más que un problema ambiental, es también un problema social subyacente, que esperamos ir resolviendo con la inversión en nuevas energías y la posibilidad de que nuevos actores intervengan en la generación y distribución de energía, tal como propone el proyecto de sistemas medianos. Con la cantidad de recursos naturales que tiene Aysén para generar energía, la normativa actual no favorece —no es que impida, pero no favorece— la entrada de nuevos actores a la generación. Como Gobierno Regional, financiamos un estudio que analizó en profundidad las alternativas y las condiciones de los sistemas medianos de energía a nivel nacional y regional. Varias de sus propuestas están contenidas en el proyecto que ingresó al Congreso en 2024 y que esperamos, en este segundo trámite en el Senado, se resuelva favorablemente, porque a una región como la nuestra le hace mucho sentido, aun cuando para otras regiones no sea un tema tan relevante. Los principales cambios regulatorios que favorecen a una región como Aysén son: la nueva categorización del sistema eléctrico; la incorporación explícita de energías renovables no convencionales; y la equidad tarifaria al intervenir el precio nudo promedio, lo que permitirá que la tarifa en Aysén no se desvíe más de un 5% hacia arriba o hacia abajo de lo que paga el Sistema Eléctrico Nacional. Reitero algo muy importante para nosotros: el acceso abierto a la incorporación de nuevas energías. Creemos que esto tendrá un impacto estratégico para nuestra región, principalmente por la reducción de los costos eléctricos, el fortalecimiento de la competitividad productiva y una base energética mucho más adecuada a nuestra realidad, que cuenta con recursos para generar energía limpia pero que hoy no se pueden utilizar plenamente debido a las barreras existentes. Esa es la presentación que, por su intermedio, quería hacer llegar a la Comisión, reforzando la idea de que es un proyecto muy positivo para regiones como la nuestra.

Muchas gracias, señor Gobernador. Vamos a escuchar a don Alejandro Navarro, director de Mercado y Regulación de Systep Ingeniería y Diseños y profesor del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Chile. Posteriormente, los parlamentarios formularán consultas a ambos expositores y también al Ejecutivo, a través del Subsecretario de Energía, señor Luis Felipe Ramos, quien podrá intervenir conforme a las presentaciones. Don Alejandro, tiene la palabra. Muchas gracias por la invitación. ¿Me confirma, señor Gobernador, que se me escucha? Sí. Voy a comenzar. El objetivo de hoy, y la razón por la que estamos en Valparaíso, es formular algunas sugerencias respecto del proyecto de ley sobre sistemas medianos. En mi caso particular, hemos trabajado en múltiples procesos tarifarios en las zonas de Magallanes y Aysén, e incluso para el sistema de empresas públicas cuando se consideró la incorporación de la metodología de sistemas medianos para Isla de Pascua. También hemos participado en el proceso de tarificación de los sistemas medianos. Como señalaba el Presidente de la Comisión, soy director de Mercado y Regulación de Systep Ingeniería y Diseños. En nuestra cartera de clientes hay distintas empresas de los sistemas medianos, tanto en Aysén como en Magallanes, incumbentes y nuevos entrantes. Hemos trabajado con Vientos Patagónicos, Pecket Energy, EDELMAG, Edelaysen, EnfraGen, y también con el Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, entre otros. Lo menciono porque la única manera de mantener una multiplicidad de clientes y una cartera activa es basarnos en evidencia y exponer nuestro punto de vista de la manera más independiente posible. Para sintetizar, en estos últimos veinte años hemos buscado articular academia, industria y políticas públicas. En mi caso, soy doctor en Ingeniería Eléctrica, magíster en Políticas Públicas, profesor de la Universidad de Chile y profesional de la consultora. Respecto del contexto de los sistemas medianos, ya se explicó muy bien, pero vale recordar que son sistemas muy pequeños que se regulan de manera distinta al resto del país. ¿Por qué? Por razones económicas: presentan economías de escala relevantes en todo el rango de producción. Esto significa que, a medida que el sistema crece, es más eficiente que exista una única empresa que preste el servicio y que opere con el activo de mayor tamaño posible. A diferencia de mercados competitivos como el Sistema Eléctrico Nacional, donde múltiples empresas pueden competir entre sí, en los sistemas medianos el costo medio es decreciente. Por ello, cuando aumenta la demanda, lo socialmente eficiente es instalar la central más grande posible para abastecerla. Esa es la característica principal de los sistemas medianos; por eso no observamos mucha competencia. No es que las empresas no quieran ingresar, sino que a la sociedad le conviene que exista un único prestador. Esa es la razón por la cual la Comisión Nacional de Energía regula los sistemas medianos. Si no existieran economías de escala en todo el rango relevante, no habría necesidad de regulación ni de este proyecto de ley. La necesidad de regular proviene precisamente de esa característica intrínseca. La regulación se aplica mediante un procedimiento liderado y supervisado por la Comisión Nacional de Energía. Todas las inversiones que se realizan en los sistemas medianos son determinadas por la CNE, lo que es crucial para esta discusión. Por ejemplo, cuando se señala que no se han incorporado energías renovables o nuevas tecnologías en una zona, ello no obedece a decisiones discrecionales de las empresas, sino a que, conforme al ejercicio regulatorio orientado a la minimización de costos que lleva adelante la CNE, no ha resultado conveniente. En consecuencia, las inversiones que hoy observamos, sean en diésel o renovables, responden a ese marco regulatorio.

Se señaló que la minimización de costos en los sistemas medianos se observa porque el ente regulador, mediante procedimientos vinculantes, define qué obras deben realizarse. Dos conceptos clave para entender el proyecto de ley son: la existencia de economías de escala importantes en todo el rango de producción y el rol de la autoridad en conducir el proceso regulatorio. —¿Usted sostiene que en los sistemas medianos conviene crecer con una sola empresa por el tema de los costos medios? ¿Y la seguridad? Si se interrumpe ese único abastecimiento, ¿cómo se genera una alternativa o una respuesta ante una falla? —Se solicita continuar la exposición y responder luego. Dentro de las consideraciones, el proyecto de ley va en la dirección correcta. Destacamos, entre otros elementos: - La separación de la necesidad de giro exclusivo para las empresas distribuidoras de los sistemas medianos. - La clasificación de los sistemas medianos, que es una muy buena idea. - La posibilidad de realizar inversiones en distribución que habiliten generación y transmisión. - El reconocimiento de las inversiones en energías renovables y en sistemas de almacenamiento por distintos periodos tarifarios. Esto último es clave. Como la autoridad mandata qué inversiones se deben ejecutar, podría ocurrir que se instruya, por ejemplo, la instalación de un sistema eólico de un megawatt, y cuatro años después, en un nuevo proceso tarifario, se determine que ya no es necesario, generando incertidumbre. El proyecto de ley establece que, si la autoridad ordena instalar hoy un “molino de viento”, esa inversión será reconocida no solo en el periodo tarifario vigente de cuatro años, sino también en los tres periodos tarifarios siguientes. Es un avance muy relevante que entrega certeza a inversionistas, especialmente a desarrolladores de energías renovables y de sistemas de almacenamiento. Sugerimos, además, que se considere incorporar otras tecnologías que apoyen la integración de energías renovables, de modo que no quede explícitamente limitado el reconocimiento por tres periodos tarifarios solo a renovables y almacenamiento, sino que se incluya también aquellas tecnologías que habiliten su ingreso. Hoy no sabemos qué nuevas soluciones podrían surgir y facilitar dicha incorporación. Respecto de lo que estimamos innecesario, a nuestro juicio es un error incorporar licitaciones de largo plazo. No son necesarias porque la autoridad, a través de la Comisión Nacional de Energía, ya determina, con carácter vinculante, las obras que deben instalarse en los sistemas medianos en función de proyecciones de largo plazo. Agregar licitaciones de largo plazo para nueva energía resulta redundante: o bien se obliga a ejecutar una inversión vinculante, o se obliga a participar en una licitación. Es muy probable que, aun aprobándose, este mecanismo no se utilice, pues no habría demanda adicional que no haya sido ya considerada por la CNE al proyectar el crecimiento de la demanda e incorporar las instalaciones vinculantes. Por ello, estimamos que esta disposición es ineficiente y evitable.

Lamentablemente, en los sistemas medianos las pymes enfrentan tarifas mayores que las del resto del país. Es importante señalar que ello no se debe solamente a lo que estamos discutiendo en esta mesa, que es generación y transmisión, sino también, de manera relevante, a las tarifas de distribución. El proyecto de ley propone sacar del aporte de equidad tarifaria a los clientes regulados no residenciales —en particular, pymes— ubicados en zonas de baja densidad. Permítanme recordar qué entendemos por equidad tarifaria en Chile: buscamos que la tarifa final de los clientes no tenga una variación superior al 10%, para lo cual ajustamos la componente de distribución. ¿Por qué la de distribución? Porque, como bien señalaba el gobernador, depende de la economía de densidad. Es mucho más barato proveer el servicio de distribución en una zona muy densa, por ejemplo, Santiago, donde hay aproximadamente 112 clientes por kilómetro de red; y es mucho más caro en comunas como Alto Biobío, con alrededor de 8 clientes por kilómetro. En ese contexto, la equidad tarifaria implica un subsidio cruzado desde clientes que consumen más hacia quienes consumen menos y, en particular, desde zonas de mayor densidad a zonas de menor densidad. Un ejemplo claro: desde Puente Alto hacia, por ejemplo, Osorno o Alto Biobío. ¿Quiénes aportan ese extra para ecualizar la tarifa? Todos los clientes regulados, incluidas las pymes. ¿Qué busca el proyecto? Eximir a las pymes de zonas de baja densidad del aporte al fondo de equidad tarifaria. Ahí advertimos un problema de regresividad. ¿Por qué? Porque las pymes ubicadas en comunas pobres pero de alta densidad (como Puente Alto, La Cisterna o Conchalí) seguirán aportando al mecanismo de equidad tarifaria, mientras que pymes de mayores ingresos en zonas de baja densidad no lo harán. La lógica de la equidad tarifaria funciona en el segmento residencial porque sí existe una correlación entre ingreso y consumo: las familias más pobres consumen significativamente menos energía que las más ricas, como muestran las encuestas de presupuestos familiares. Pero eso no está demostrado para las pymes. Una metalmecánica en Conchalí puede tener un gran consumo eléctrico y, sin embargo, menores ingresos y utilidades que un lodge de pesca en Osorno o en Aysén. Por ello, consideramos problemática la exención propuesta: pymes de comunas pobres y densas seguirán aportando, mientras que pymes en comunas de baja densidad —por ejemplo, en Osorno, en áreas servidas por Frontel, en Llanquihue o en Aysén— quedarían exentas, generando un efecto regresivo. Un segundo tema, complejo y no necesariamente positivo o negativo per se, es la incorporación de los sistemas medianos a la ecualización del precio nudo. Esto es complejo porque se pierde la señal de precio. El cliente de un sistema mediano dejaría de enfrentar la señal real de su sistema para enfrentar un precio promedio nacional. ¿Cuál es el problema? Se debilita la rendición de cuentas desde la perspectiva del usuario: éste deja de saber si le están cobrando un precio justo. Podrían ejecutarse inversiones muy onerosas que eleven la tarifa en los sistemas medianos pero que, al promediarse con la del resto del país (por ejemplo, Santiago), se traduzcan en un pequeño aumento general, mientras a los usuarios de Aysén les baje la tarifa; y la apropiación de los beneficios de una inversión inadecuada podría recaer en un grupo de interés. Por eso es fundamental un diseño institucional robusto que evite que la ecualización de los sistemas medianos con el Sistema Eléctrico Nacional conduzca a obras ineficientes.

A aquel a quien le sube la tarifa no va a reclamar porque nunca verá esa señal de precio; a quienes les suba la tarifa, les subirá ligeramente, pero a quien puede optar a llevarse esos recursos, ya sean pecuniarios o no pecuniarios vinculados a una inversión, le va a convenir ese mecanismo. Por lo tanto, lo que creemos que es sumamente relevante es que, si se llega a avanzar —porque sentimos que hay un consenso político asociado a esta ecualización de precios de nudo—, debe hacerse de muy buena manera para evitar que se realicen obras ineficientes en los sistemas medianos. Por ejemplo, en el proyecto de ley —y a esto nos referimos con diseño institucional— se establece que debe existir una coordinación entre los planes de desarrollo regional y el plan de expansión. La alerta que queremos colocar es que esa interacción, que da motivo a las tarifas, debe realizarse garantizando la eficiencia económica del sistema, para evitar en todo evento que, ya sea por la presión de un gobierno regional, un gobierno local, un grupo de interés, una empresa u otros stakeholders, se termine aprobando un proyecto que resulte ineficiente para la comunidad en su conjunto. Concluyendo, para no extenderme más: el proyecto es muy bueno, pero puede mejorarse. El reconocimiento tarifario por los tres periodos tarifarios adicionales es una muy buena idea. La licitación en sistemas monopólicos con costos medios decrecientes, donde la propia autoridad fija los planes de expansión, parece totalmente redundante, por lo que el mecanismo de licitación no debiese estar —podemos entrar en detalle en eso—. La exención de aportar a la equidad tarifaria para pymes de zonas de baja densidad, manteniendo que pymes pobres de zonas de alta densidad sí aporten a la equidad tarifaria, es totalmente regresiva. Y, finalmente, la ecualización con el precio de nudo del Sistema Eléctrico Nacional es compleja y debe realizarse con un diseño institucional adecuado para evitar en todo momento la ejecución de obras ineficientes. Muchas gracias por su tiempo; estamos totalmente abiertos a las consultas de las senadoras y los senadores. Muchas gracias, don Alejandro. Usted ya tiene una consulta hecha por el senador Kuschel, pero antes de eso, quisiera que el Ejecutivo nos pueda dar su visión respecto de lo planteado por don Alejandro y, posteriormente, los senadores tendrán la oportunidad de hacer las consultas respectivas. Subsecretario. Muchas gracias, señor Presidente, y aprovecho también de saludar a las senadoras y a los senadores presentes, además del invitado. En primer lugar, pusimos a disposición de cada uno una minuta con los efectos tarifarios, cuestión que habíamos comprometido la semana pasada; por supuesto, quedo disponible para cualquier consulta al respecto. En términos generales, como lo señaló el señor Presidente, yo diría que el consenso y la visión positiva que existe respecto de este proyecto emanan de lo que señalamos la semana pasada: la ley vigente de los sistemas medianos ya tiene 21 años de vigencia, hay cerca de cinco procesos de tarificación y existe mucho consenso respecto de cuáles son los problemas, las preocupaciones y también las oportunidades de mejora. Ha habido anteriormente otros proyectos de ley, comprometidos incluso en gobiernos anteriores —como lo señalamos en la comisión pasada—, y a partir de esa experiencia se han refundido en este proyecto los elementos fundamentales que se hacen cargo de ese diagnóstico. Por lo tanto, si existe una visión positiva de este proyecto de ley, creemos que se debe justamente a eso. Entrando derechamente a algunas de las observaciones que se han hecho respecto del proyecto, quisiera señalar, punto por punto: por ejemplo, se indicó que habría una parte que establece licitaciones eventualmente para poder satisfacer una demanda que podría ocurrir; en la exposición se planteó que esto podría ser redundante. Nosotros, como Ejecutivo, creemos que es importante que exista la oportunidad de realizar estas licitaciones.

No se propone que deba realizarse de forma mandatoria. La ley no obliga al regulador a efectuar licitaciones; lo que buscamos es contar con la facultad para activarlas cuando la Comisión Nacional de Energía lo estime pertinente, según las circunstancias, evaluando en ese momento la oportunidad de hacerlo. Si no se requiere, no se activa y rige el proceso de planificación y tarificación tal como lo conocemos, con las modificaciones que estamos proponiendo. Respecto de las medidas tarifarias, recordemos que son dos. Primero, el mecanismo de ajuste y recargo del precio de nudo promedio, cuyo objetivo es evitar que el precio de la energía se exceda en más de un 5% a lo largo del tramo Arica–Chiloé. Lo que buscamos con esta indicación es incorporar también a los sistemas medianos, de modo que esa contención del 5% opere no solo en el Sistema Eléctrico Nacional, sino que se aplique igualmente en los sistemas medianos, uniformando así el tratamiento. En cuanto a la equidad tarifaria residencial, hoy rige en todo el país. En las comunas con tarifas más altas —esto es, 10% por sobre el promedio— se rebaja el exceso para los clientes residenciales, y ese costo lo asumen los clientes residenciales de otras comunas con menores costos. ¿Qué ocurre con los clientes no residenciales? En muchas ocasiones se ubican en comunas de precios altos, por lo que ya enfrentan cuentas elevadas y, además, deben contribuir al financiamiento de esa rebaja. Se produce así una doble carga. Lo que propone este proyecto es que los clientes no residenciales ubicados en comunas con precios altos dejen de contribuir a ese financiamiento. Finalmente, se ha señalado la necesidad de interacción entre los planes energéticos regionales y los planes de expansión, velando por la eficiencia económica de la planificación y la tarificación. Cabe recordar que el régimen vigente de los sistemas medianos establece la eficiencia y la seguridad como principios del desarrollo de estos sistemas, y se agrega un tercer principio referido al impulso de energías renovables y del almacenamiento. Por ello se incluye una medida —bien valorada— que reconoce la inversión en energías renovables por un periodo de hasta 16 años. En definitiva, la eficiencia ya está reconocida; lo que se incorpora es que el desarrollo de energías renovables y el almacenamiento sean parte explícita del diseño de los sistemas medianos.