Ley núm. 21194, publicada el 21 de Diciembre de 2019. REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
| Publicado en | Diario Oficial |
| Emisor | MINISTERIO DE ENERGÍA |
| Rango de Ley | Ley |
LEY NÚM. 21.194
REBAJA LA RENTABILIDAD DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN Y PERFECCIONA EL PROCESO TARIFARIO DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
Teniendo presente que el H. Congreso Nacional ha dado su aprobación al proyecto de ley, originado en un mensaje de S.E. el Presidente de la República y en una moción de los diputados Pablo Vidal Rojas, Giorgio Jackson Drago, Ricardo Celis Araya, Francisco Eguiguren Correa, Sergio Gahona Salazar y Matías Walker Prieto, y de las diputadas Daniella Cicardini Milla y Alejandra Sepúlveda Orbenes,
Proyecto de ley:
"Artículo único.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:
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Incorpórase, a continuación del artículo 8 bis, el siguiente artículo 8 ter:
"Artículo 8 ter.- Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán constituirse como sociedades anónimas abiertas o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2 de la ley N° 18.046 y a las normas sobre operaciones entre partes relacionadas del Título XVI de la misma ley. Asimismo, deberán tener giro exclusivo de distribución de energía eléctrica.
Por su parte, las empresas concesionarias de distribución que estén constituidas de acuerdo a lo establecido en el decreto con fuerza de ley N° 5, de 2003, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, en adelante "cooperativas", que además de prestar el servicio público de distribución de energía eléctrica desarrollen otras actividades que comprendan giros distintos del señalado, estarán obligadas, para los efectos de esta ley, a llevar una contabilidad separada respecto de las actividades que comprendan en cualquier forma el giro de distribución de energía eléctrica. Se entenderá por contabilidad separada aquella que mediante libros de contabilidad, cuentas, registros y documentación fidedigna permita establecer en forma diferenciada los resultados de la gestión económica desarrollada dentro del giro de distribución de energía eléctrica.".
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Reemplázase en el número 3 del artículo 182 la expresión "igual al 10% real anual" por la frase "de acuerdo a lo establecido en el artículo 182 bis".
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Incorpórase, a continuación del artículo 182, el siguiente artículo 182 bis:
"Artículo 182 bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años, de acuerdo al procedimiento señalado en este artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación con el mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento.
El riesgo sistemático señalado se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado.
La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años, a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización. Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido.
El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo.
La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico.
La tasa de actualización, de este modo, será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.
La Comisión, antes de los cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en este artículo.
Finalizado el estudio señalado en el inciso anterior, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183 bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.".
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Sustitúyese el artículo 183 por el siguiente:
"Artículo 183.- Las componentes indicadas en el artículo 182 se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, y deberá abrirse un período de consulta pública. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión, conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo 183 bis y en el reglamento.
El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo en, al menos, los siguientes aspectos:
1) La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija.
2) El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo.
3) La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución.
4) La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversiones relevantes.
5) La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control.
Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.".
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Introdúcese, a continuación del artículo 183, el siguiente artículo 183 bis:
"Artículo 183 bis.- En el plazo máximo de treinta días, contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo 183, la Comisión abrirá, por el plazo de veinticinco días, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso...
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