La Superintendencia sancionó a la distribuidora por retirar equipos sin justificación técnica y reemplazarlos sin la certificación exigida. La medida coincide con la polémica sobre la voluntariedad del cambio y las dudas de los usuarios sobre la tecnología inteligente.
Lo que debes saber
La Corte de Apelaciones de Santiago ratificó una multa de 1.000 Unidades Tributarias Mensuales (UTM), equivalentes a cerca de $72.440.000, impuesta por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) a la Compañía General de Electricidad (CGE), firma a cargo del servicio en la mayor parte de la Región del Biobío.
La sanción se originó tras una investigación del organismo fiscalizador que detectó el cambio de medidores sin la intervención de Organismos de Certificación Autorizados para verificar su precisión, además del traspaso no justificado de propiedad de los equipos desde los clientes hacia la empresa.
El director regional de la SEC en el Biobío, Manuel Cartagena, valoró el fallo, comentando que “la decisión de la Corte de Apelaciones de Santiago, que ratificó la multa aplicada a CGE tras comprobarse, mediante la investigación respectiva, una serie de incumplimientos normativos en el recambio de equipos”.
Cartagena detalló que las infracciones incluyeron “el retiro de medidores de propiedad de los clientes sin mayores fundamentos técnicos, aun cuando algunos funcionaban correctamente. La sanción aplicada es de 1.000 UTM, aunque la empresa todavía cuenta con instancias judiciales superiores a las cuales recurrir”.
Desde la sociedad civil, el presidente de la Unión Comunal de Juntas de Vecinos de Talcahuano, Manuel Coloma, afirmó que han recibido numerosos reclamos de usuarios afectados por sustituciones no informadas.
“Si la compañía hiciera el trabajo como corresponde, manteniendo e informando a los vecinos, no habría problemas. Sin embargo, actúan de forma desordenada: llegan y cambian los equipos sin autorización de los propietarios, muchos de los cuales desconocen el procedimiento”, criticó Coloma.
Asimismo, el dirigente señaló que han presentado antecedentes ante la SEC por cobros e indemnizaciones tras cortes de suministro. “Sentimos que la respuesta no ha sido equitativa para los usuarios que sufren las interrupciones, por lo que consideramos que la empresa no está cumpliendo”, acotó.
Por su parte, Javier Piedra, director ejecutivo de la Fundación Energía para Todos, precisó que en Chile la normativa vigente establece que el recambio de medidores es voluntario. “Si un usuario desea el cambio, puede solicitarlo a la distribuidora. Si la empresa detecta que el aparato falla, puede reemplazarlo, pero debe acreditar técnicamente la avería y contar con el conocimiento previo del usuario”, aclaró.
El debate coincide con el trámite de una moción parlamentaria ingresada en septiembre de 2025 (Boletín N° 17.850-08), la cual buscaba obligar a las concesionarias de distribución a instalar medidores remotos sin costo para los clientes finales.
Frente a las dudas surgidas desde el inicio del proceso en 2019, expertos en ingeniería analizan las diferencias entre la tecnología tradicional y la inteligente.
Así, Luis García Santander, académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Concepción (UdeC) y director de Servicios de la misma casa de estudios, explicó que los dispositivos digitales permiten lecturas a distancia, eliminando la necesidad de lecturas presenciales en terreno.
“Un corte de energía en un domicilio con medidor inteligente es detectado de inmediato por la empresa, lo que permite buscar la causa de la falla de forma más rápida sin esperar el llamado del cliente, reduciendo los tiempos sin suministro”, detalló el académico.
Además, García Santander destacó que estos equipos permiten al usuario conocer su perfil de consumo hora a hora. “El medidor digital es más sensible a consumos muy bajos que el de disco (mecánico) no lograba registrar por limitaciones tecnológicas. Al conocer sus horarios de mayor demanda, el cliente residencial puede gestionar mejor sus recursos y ajustar sus hábitos para reducir la cuenta a fin de mes”, indicó.
Foto: Carolina Echagüe
En el caso de clientes residenciales con sistemas fotovoltaicos (paneles solares), la ley exige medidores bidireccionales inteligentes. Estos equipos registran tanto la energía consumida desde la red como los excedentes inyectados a la empresa, permitiendo la liquidación o remuneración mensual correspondiente.
Para las pequeñas y medianas empresas (Pymes) y clientes no residenciales, la tecnología de medición remota resulta clave en la gestión del cobro por potencia.
García Santander puntualizó que, a diferencia de los hogares, que solo pagan consumo de energía, las Pymes pagan tarifa diferenciada por potencia, especialmente en el “horario punta” (de 18:00 a 22:00 horas, entre el 1 de abril y el 30 de septiembre).
“En horario punta, el costo de la energía puede incrementarse significativamente. Por ello, las Pymes cuidan de detener procesos en esas horas. Un medidor inteligente les permite visualizar con exactitud su comportamiento en esos rangos y adaptar sus operaciones”, explicó el especialista.
Finalmente, el docente de la UdeC vinculó el recambio tecnológico con los cambios proyectados en la regulación tarifaria y la figura del “agente comercializador”.
Actualmente, zonas como Concepción operan bajo un esquema donde la distribuidora mantiene un monopolio natural sobre la venta de energía. Con las modificaciones normativas, se busca abrir el mercado de distribución a la competencia.
“La nueva regulación permitirá que existan comercializadores acreditados compitiendo con la distribuidora tradicional. Los usuarios podrán elegir a quién comprarle la energía mediante tarifas diferenciadas por bloques horarios (mañana, tarde y noche), en un esquema similar al que opera en países como España”, concluyó el experto.
Consultada por Diario Concepción la CGE declinó realizar declaraciones.
Foto: Cedida (C.E.)