Los medidores inteligentes volvieron al centro del debate legislativo en Chile, esta vez con una cifra que el Ejecutivo pone sobre la mesa: US$3.000 millones para cubrir la instalación en el universo de clientes, un monto que —según la autoridad— sería imposible de absorber sin terminar reflejándose en la cuenta de luz, pese a que la moción busca impedir cualquier traspaso a los usuarios mediante tarifas. La discusión se instaló en la comisión de Minería y Energía de la Cámara, mientras el proyecto avanza con un foco que recuerda la controversia de 2019.
La cifra del Ejecutivo: por qué el costo tensiona la discusión
En su exposición ante la comisión, el biministro de Energía y de Economía, Fomento y Turismo, Álvaro García, sostuvo que el costo estimado para implementar medidores inteligentes en todo el universo de clientes asciende a US$3.000 millones y advirtió que, en la práctica, ese nivel de inversión no se sostiene sin trasladarse a los usuarios a través de tarifas, dada la magnitud relativa del gasto para el sistema de distribución, según lo expuesto en la estimación entregada por el Ejecutivo en la discusión legislativa.
La advertencia del Gobierno apunta a un problema estructural: aunque una norma pueda ordenar que el costo no se cargue al cliente, el sistema de remuneración del negocio de distribución y sus fórmulas tarifarias terminan presionando para recuperar inversiones relevantes por la vía de la boleta si no existe un diseño regulatorio consistente.
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Qué propone el proyecto: “por su cuenta y riesgo” y sin compensación en la boleta
La moción en tramitación busca modificar la Ley General de Servicios Eléctricos para obligar a las empresas distribuidoras a incorporar dispositivos de medición remota. El texto plantea dos ideas centrales:
- que los medidores remotos sean de propiedad y responsabilidad de la concesionaria, y
- que deban instalarse “por su cuenta y riesgo”, conforme a exigencias que determine el reglamento.
Además, el documento legislativo explicita la intención de impedir que este costo se compense vía alza de cuentas de luz. Todo esto está descrito en la ficha parlamentaria del proyecto sobre dispositivos de medición remota.
El antecedente que volvió en la discusión: propiedad del empalme y medidor
El debate no parte desde cero. La propia ficha del proyecto recuerda que el artículo 139 bis —incorporado por la Ley 21.076 en 2018— establece que el empalme y el medidor forman parte de la red de distribución y, por tanto, quedan bajo propiedad y responsabilidad de la concesionaria, con remuneración definida en decretos tarifarios. Ese marco es la base sobre la que ahora se intenta extender la obligación hacia los dispositivos de medición remota, según el mismo texto legislativo enlazado.
Beneficios que se vuelven a poner sobre la mesa
En la discusión parlamentaria se listan beneficios asociados a la medición remota, tanto para clientes como para operación del sistema: mayor control del consumo, reducción de costos asociados a lecturas y servicios de corte y reposición, y mejoras en fiscalización y tarificación, además de potenciales impactos en tiempos de interrupción. Estos puntos también aparecen desarrollados en la ficha parlamentaria de la iniciativa.
En paralelo, el tema vuelve en un contexto donde el costo final de la electricidad y sus ajustes siguen bajo alta atención pública, con episodios recientes ligados a cobros y correcciones tarifarias, como el acuerdo informado por el medio sobre la devolución asociada a cobros en tarifas eléctricas.
Por qué el traspaso a tarifas aparece como el nudo central
La tensión principal no está en si la tecnología existe o si puede desplegarse, sino en cómo se paga. El Ejecutivo alertó que una obligación de inversión de ese tamaño, impuesta a las distribuidoras, presiona para terminar internalizándose en tarifas, lo que choca con la redacción del proyecto que busca impedirlo, según la estimación presentada por el Gobierno.
A esto se suma el riesgo de acumulación regulatoria: en la misma discusión se comparó el caso con otras propuestas de infraestructura (como soterramiento de cables) que, si obligan a financiar sin mecanismos de recuperación, podrían afectar la viabilidad económica de las empresas de distribución.
El recuerdo de 2019 y el giro a la voluntariedad
El recambio de medidores inteligentes ya provocó rechazo social en 2019, con cuestionamientos por los cobros y el modo de implementación. Ese antecedente llevó a que el Gobierno de la época confirmara la voluntariedad del recambio y anunciara devoluciones de dineros cobrados, según comunicó el Ministerio de Energía en la decisión de voluntariedad para el recambio de medidores inteligentes.
Qué observar en la tramitación y en el impacto para hogares
Mientras el proyecto se discute, estos son los puntos prácticos que están quedando en el centro del debate:
- Definición del mecanismo de financiamiento: si existe o no un diseño regulatorio que permita implementar sin presionar tarifas.
- Alcance del universo de clientes y plazos: cómo se calendariza la instalación y qué exigencias fija el reglamento.
- Efecto en la boleta y fiscalización: cómo se controla que no existan cargos indirectos o ajustes asociados.
En un escenario de atención ciudadana por la boleta, conviven además temas como subsidios y contingencias de facturación: el detalle sobre el beneficio transitorio está resumido en la guía del Subsidio Eléctrico 2024–2026 y los problemas de lectura y cobros han derivado en exigencias de reparación, como en el caso donde se informó que CGE deberá compensar a clientes por alzas en cuentas de luz.
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