MENSAJE DE S.E. LA PRESIDENTA DE LA REPÚBLICA CON EL QUE INICIA UN PROYECTO DE LEY QUE ESTABLECE NUEVOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y CREA UN ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.

Santiago, 4 de agosto de 2015.-

MENSAJE N° 731-363/

A S.E. EL PRESIDENTE DE LA H. CÁMARA DE DIPUTADOS

Honorable Cámara de Diputados:

En uso de mis facultades constitucionales, tengo el honor de someter a vuestra consideración un proyecto de ley que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante e indistintamente “LGSE”, estableciendo nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y creando un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional.

I. ANTECEDENTES

1. Cumpliendo la Agenda de Energía

En el mes de mayo de 2014, se presentó al país la “Agenda de Energía”, cuyo propósito fue determinar un plan de acción claro para lograr que Chile cuente con energía confiable, sustentable, inclusiva y a precios razonables. En dicho plan, se definieron 7 ejes estratégicos, con metas y plazos definidos, de tal manera de lograr avances sustanciales en los próximos 10 años de nuestro país, que concreten un proceso de transición energética desde la situación actual hacia los objetivos ya señalados.

Entre dichos ejes centrales se encuentra el relativo a la “Conectividad para el Desarrollo Energético”, conforme al que se propicia el establecimiento de mecanismos y garantías para la optimización global y futura del sistema, y la planificación de la transmisión desarrollada por la autoridad de manera vinculante, para permitir el desarrollo de proyectos de transmisión que generen un beneficio nacional que vaya más allá de la simple reducción de los costos operacionales de corto plazo del sistema eléctrico, permitiendo la reducción de barreras de entrada, eliminando desacoples económicos entre distintas zonas del país y facilitando una mayor incorporación de las energías renovables que el país posee en alto potencial.

Dentro de las metas concretas planteadas en este capítulo de la Agenda, ya se ha iniciado el proceso de interconexión de los dos principales sistemas eléctricos del país (SING-SIC) y, desde junio de 2014, se ha estado trabajando intensamente en el diseño de un nuevo marco regulatorio para el transporte de energía y en la reforma de los actuales Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC).

En efecto, en junio de 2014, se inició el diagnóstico participativo de las deficiencias regulatorias de la transmisión eléctrica, con un masivo encuentro de todos los agentes del sector y la sociedad civil en la sede del Congreso Nacional en Santiago. A partir de entonces se constituyeron cuatro grupos de trabajo, representativos de diversos sectores, para abordar el análisis y diagnóstico de distintos aspectos relacionados con la transmisión:

a. Expansión, remuneración y libre acceso;

b. Seguridad, tecnologías, continuidad y calidad de servicio;

c. Operación del sistema interconectado (CDEC); y

d. Definición de trazados para sistemas de transmisión.

Una vez concluido el diagnóstico, la Comisión Nacional de Energía (CNE), con el apoyo de la Universidad Católica, ha coordinado la elaboración de una serie de estudios que han permitido arribar a propuestas y soluciones para los problemas evidenciados y, a inicios de 2015, se conformaron dos grupos de trabajo, con presencia de especialistas del Gobierno, académicos, consultores, representantes de la industria y miembros de la Comisión Ciudadana de Energía, para compartir el diagnóstico específico de los problemas asociados a la regulación de la transmisión eléctrica y las propuestas de cambio que surgen del análisis de la experiencia internacional y de la aplicación de la ley, y demás regulación vigente en nuestro país, lo que ha permitido avanzar no sólo en una visión común acerca de las dificultades, sino, también, desarrollar y concordar propuestas sobre las soluciones.

El proceso se ha cerrado el reciente 19 de junio con un seminario participativo realizado en la misma sede del Congreso Nacional en que se han presentado las principales propuestas de esta iniciativa de ley.

1. Elementos centrales del diagnóstico

La ley N° 19.940 de marzo de 2004, denominada “ley corta I”, constituyó el primer intento sistemático de regular íntegramente el segmento de la transmisión eléctrica en Chile. Esta normativa debe considerarse como un buen punto de partida desde el cual ahora se puede y debe avanzar en la construcción de una regulación más integral de la transmisión eléctrica, que sea capaz de cumplir con las crecientes exigencias y demandas de este importante segmento y su rol central en el resto del sistema eléctrico.

La ley vigente se formula en un contexto donde los generadores se localizaban según un análisis de costo beneficio de acuerdo a sus costos de producción y transmisión, y donde los costos de transmisión eran una parte significativa de los costos totales. La ley consideraba importante dar claras señales de localización a los generadores, para que asumieran esos costos de transmisión, buscando por ende minimizar a nivel sistémico los precios al consumidor final. Esa realidad cambia en el tiempo, manteniéndose los costos de transmisión, pero aumentando significativamente los costos de generación. La señal de localización pierde importancia en las decisiones de localización, tanto como señal de costo, como por un cambio de paradigma donde la elección de la ubicación de los proyectos de generación está determinada por la posibilidad de instalarse, en un contexto de restricciones y oposiciones ciudadanas crecientes. En este nuevo contexto cobra mayor importancia el lograr reducir los costos de generación del sistema, facilitando a través de la transmisión una creciente competencia de distintos generadores en el mercado. La transmisión se torna así un elemento de coordinación sistémico que permite y favorece la conectividad con relativa independencia de donde se ubica o localiza la generación, y estimula la competencia en el suministro. Se hace responsable a la demanda de la remuneración y expansión de la transmisión, buscando favorecer esto mediante una reducción de los costos de generación.

Los distintos expertos y actores vinculados al sector eléctrico, han concordado en que la actual regulación de la transmisión resulta insuficiente para el adecuado desarrollo del sistema eléctrico en su conjunto y que su mejor regulación resulta imperativa para avanzar decididamente en pos de los objetivos ya señalados de mejora en acceso, sustentabilidad, eficiencia, ordenamiento territorial e inclusión en materia de energía eléctrica.

En efecto, cada uno de los segmentos de la transmisión presenta limitaciones que hacen difícil un desarrollo de acuerdo a los nuevos desafíos del sector eléctrico y las demandas que la sociedad en su conjunto ha ido evidenciando en los últimos tiempos.

La Transmisión Troncal requiere contar con una visión estratégica de largo plazo; incorporar en los procesos de planificación variables fundamentales que hoy enfrentan los desarrolladores de proyectos de generación y que redundan en incertidumbre y mayores costos; y contar con las herramientas para desarrollar un sistema de transmisión troncal que considere obras con holguras en sintonía con la visión de largo plazo y la incertidumbre mencionada. Por otra parte, la planificación de la transmisión carece de criterios claros de ordenamiento territorial en su expansión y ésta no se desarrolla con la velocidad que la sociedad requiere y demanda. Finalmente, los actuales esquemas de remuneración deben reconocer el carácter de servicio público de la transmisión troncal, por sobre una mera facilidad, para que la oferta de generación, con serios problemas de localización, acceda a un mercado distante y geográficamente concentrado.

En el caso de la Subtransmisión no existe obligación de expansión, lo que provoca congestión y dificultades para la conexión de la generación eléctrica y el abastecimiento de nuevo consumo; y presenta un marco normativo con diferencias relevantes a la transmisión troncal en cuanto a ampliación efectiva, seguridad, remuneración y señales de expansión. Esto dificulta el desarrollo integral de la red.

Por último, la regulación de la Transmisión Adicional se muestra insuficiente, especialmente en lo que se refiere a las obligaciones y derechos de los propietarios; carece de procedimientos claros y transparentes, por ejemplo, en la determinación de capacidad técnica disponible de las distintas líneas e instalaciones adicionales; y deja espacios amplios para la interpretación del alcance y aplicación del libre acceso.

Por otra parte, en términos generales, la necesaria expansión o crecimientos de la transmisión eléctrica presenta una serie de problemas en diversos ámbitos:

1) En cuanto a la participación ciudadana, ella se da en un contexto de desconfianza y falta diálogo entre comunidades y privados para coordinar intereses, algunos de ellos contrapuestos. Así, existen pocas instancias de participación de las comunidades y población en las decisiones de localización de las líneas y subestaciones, y falta información oportuna y de calidad a la ciudadanía.

2) En lo que respecta a la planificación y ordenamiento territorial no existe un instrumento específico para la expansión de la transmisión que conjugue adecuadamente los objetivos de eficiencia económica con los intereses nacionales, regionales y locales, bajo criterios de sustentabilidad, ni se ha aprovechado la adaptación de los instrumentos existentes para este fin en consonancia con una estrategia nacional de energía. Como consecuencia de ello, las exigencias sociales y ambientales dificultan el desarrollo de proyectos de transmisión eléctrica ya que los nuevos desarrollos enfrentan cuestionamientos de legitimidad en la ciudadanía, generándose conflictos entre los intereses de los diversos actores afectados, presentándose situaciones delicadas para la expansión de la red.

Un segundo ámbito de problemas asociados a la planificación territorial, es que la incorporación de inyección en el sistema de transmisión no conlleva facilidades para coordinar la oferta y aprovechar las redes involucradas. En los casos en que existen zonas con alta concentración de recursos de generación, típicamente emplazadas en zonas laterales al sistema de transmisión, son los primeros desarrollos los que determinan la capacidad de las redes de transporte y la franja de terreno intervenido para la evacuación de la energía. Sin embargo, estas decisiones, al ser tomadas en un escenario de incertidumbre, competencia y recursos económicos limitados sólo al o los proyectos referidos, no consideran todo el potencial de generación de la zona, sino sólo aquella porción que puede ser explotada en un determinado momento por ese inversionista en particular. La instalación de los proyectos de inversión siguientes, como consecuencia, se ve seriamente comprometida, al punto de no incorporarse a la matriz productiva, debido a que deben buscar otras vías de evacuación de su energía o deben duplicar inversiones.

Otro problema relacionado con la planificación territorial se relaciona con el diagnóstico que el actual sistema de remuneración de la transmisión eléctrica se construyó sobre supuestos que ya no están del todo vigentes. Por una parte la llamada “señal de localización” y, por otra, la existencia de pocos actores en el sector. Hoy día existe una clara dificultad para localizar la generación en sitios cercanos a la demanda. Adicionalmente, se puede señalar que se han multiplicado iniciativas de tamaño mediano o pequeño, aumentando significativamente la cantidad de actores del mercado de la generación haciéndolo más dinámico.

Al igual que en muchos otros países, la sociedad chilena también ha valorado con más fuerza el resguardo de los ecosistemas intervenidos, el uso racional de los recursos naturales y el territorio, la sustentabilidad de los proyectos que impactan su entorno y el reconocimiento de los pueblos originarios. Esto constituye un nuevo escenario en el cual ha tenido que desarrollarse la actividad económica en general y la transmisión eléctrica en particular, determinando restricciones significativas para el tendido de redes eléctricas y nuevas unidades de generación.

3) En cuanto a las variables consideradas en la planificación de la transmisión, surge la necesidad de incorporar elementos que la robustezcan, como prospectiva de más largo plazo; alternativas flexibles que permitan incorporar, por ejemplo, la gestión de la demanda, nuevas tecnologías y eficiencia energética; un número mayor de escenarios de expansión de modo de cubrir de mejor manera los riesgos asociados a éstos; la utilización de herramientas de análisis que, además de los costos económicos, aborden dimensiones diversas como los riesgos financieros, la relación costo beneficio de las obras, el aprovechamiento de la experiencia tanto de la industria como del regulador, manteniendo y acrecentando los estándares de transparencia y participación que actualmente existen.

En el mismo orden de ideas, se hace necesaria la incorporación de holguras en el diseño de las redes. El análisis de largo plazo muestra que las holguras en la transmisión permiten responder ante escenarios desajustados a mucho menor costo que con un sistema de transmisión ajustado; permiten la integración técnica y económica, y facilitan el financiamiento de proyectos de generación alejados de los centros de consumo; habilitan una mayor competencia en el sector generación lo que redunda en una baja en los costos marginales y en los costos de operación de largo plazo del sistema, beneficios que son traspasables al consumidor final. Asimismo, no sólo reducen el costo esperado de operación futuro, sino que reducen notablemente la dispersión de los costos marginales y, con ello, el riesgo que enfrentan todos los proyectos de generación.

4) Respecto a los criterios de seguridad y calidad, se requiere incorporar aspectos asociados a la resiliencia ante situaciones extremas, tales como terremotos u otras catástrofes naturales.

5) En cuanto al acceso abierto, la “ley corta I” ya mencionada estableció que tanto la actividad de transmisión troncal como de subtransmisión están sujetas a la obligación de servicio y de acceso abierto a cualquier interesado en usar sus instalaciones. Esto bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios. Ambos segmentos tienen la calidad de servicio público de transmisión, y en tal calidad se encuentran afectos a la obligación de ampliación de sus instalaciones. En el caso de la transmisión troncal, esto se materializa mediante la licitación de obras nuevas y obras de ampliación. En subtransmisión, por otra parte, existe una obligación de servicio sin obligación de inversión explícita, similar a lo que ocurre en el segmento de la distribución de electricidad.

Sin perjuicio de lo anterior, en ambos casos, quienes desean ejercer el derecho al acceso abierto y el uso del servicio público, deben negociar directamente con el propietario de las instalaciones aludidas, lo que no da garantías de que dicho acceso se otorgue imparcialmente. Al no existir reglas claras para esto, podría existir la posibilidad de dobles pagos por el mismo servicio. Por otra parte, desde una perspectiva sistémica, se requiere perfeccionar el ordenamiento para establecer dónde se deben hacer los seccionamientos de la red existente, que den facilidades para las conexiones futuras y otorguen la capacidad suficiente para poder seguir garantizando, en los espacios disponibles tanto físicos como eléctricos, dicho acceso.

Por su parte, la transmisión adicional se encuentra sujeta a un régimen de acceso abierto bajo ciertas condiciones: que se utilicen bienes nacionales de uso público en su trazado o que se haga uso de las servidumbres a que hace referencia el artículo 51° de la LGSE.

La práctica regulatoria ha dado cuenta que si bien el actual artículo 77° de la LGSE establece el acceso abierto y sus condiciones de aplicación para los tres segmentos de transmisión, su aplicación es objeto de constantes controversias e interpretaciones. Así, no encontrándose una definición expresa de Acceso Abierto en la Ley, se discute, entre otros aspectos, si este es sólo un acceso a las instalaciones de transmisión o también la posibilidad de acceder a instalaciones o espacios físicos necesarios para que se cumpla.

En términos generales, al depender el acceso abierto en la relación y voluntad de las partes, se observa en el sector una heterogeneidad de tratamientos, criterios y costos, que van en contra de la garantía o derecho que se busca resguardar.

6) En cuanto a las señales tarifarias, existen diversos problemas, adicionales a los ya descritos para cada segmento:

a. Las instalaciones de transmisión se califican en los tres segmentos de transmisión bajo una jerarquía que confiere a las instalaciones de transmisión adicional un carácter residual. Así, aquellas que no forman parte del sistema troncal ni del de subtransmisión, por defecto, quedan adscritas a dicho segmento. Sin embargo, este procedimiento permite tener dentro de un sistema de transmisión instalaciones de otro sistema. Por ejemplo, hoy los sistemas de subtransmisión poseen dentro de los mismos instalaciones de transmisión adicional, lo que dificulta los procesos de tarificación y la remuneración de las instalaciones adicionales utilizadas por terceros no conectados directamente a éstas.

b. Se requiere mayor certeza para la concreción de las ampliaciones de la transmisión. Así, por ejemplo, el esquema de pago en base al uso esperado de las instalaciones para el caso del segmento de subtransmisión, atenta contra dicha certeza, incorporando un riesgo que termina inhibiendo o limitando la construcción de nuevas redes.

c. El esquema de recaudación del valor anual de las instalaciones de transmisión troncal utiliza los ingresos tarifarios complementados por pagos tanto de las empresas que inyectan su producción a la red, en un 80%, como de las que retiran, en un 20%, en tanto estas inyecciones y retiros se realicen dentro del área de influencia común. Fuera de ésta, el pago lo realizan las inyecciones o los retiros dependiendo de la dirección del flujo de la energía. Para el caso de los sistemas de subtransmisión, se realiza en base a un uso esperado de las instalaciones y, en el caso de la transmisión adicional, de acuerdo a los contratos bilaterales, pero con posibilidad de recurrir a un mecanismo vinculante de solución de controversias.

7) En relación al rol del Estado, se identifica como necesidad un mayor protagonismo de la autoridad como coordinadora entre inversionistas y ciudadanía, velando por el medio ambiente, los intereses generales y el bien común.

8) Por otra parte, el diagnóstico reseñado también ha considerado una mirada a elementos de la actual legislación eléctrica que dificultan a los organismos del Estado ejercer sus facultades en forma adecuada, a saber:

a. Son diversos los documentos normativos sectoriales, como por ejemplo las normas de seguridad y calidad de servicio, de conexiones, NetBilling, Norma N°5, etc. que requieren mejorar sus mecanismos de elaboración, revisión y actualización incorporando los avances técnicos y económicos que se exigen a la industria con un proceso participativo y transparente, y que propenda también a la simplificación.

b. Actualmente, el cumplimiento de las disposiciones normativas obligatorias radica en la autogestión por parte de cada empresa coordinada en el sistema y en la fiscalización de la Superintendencia. El gran volumen y variedad de obligaciones que tiene cada norma, la compleja fiscalización de las mismas y la limitada disponibilidad de recursos para ello redundan en un bajo cumplimiento de muchas normas y estándares. Esto crea un círculo vicioso de incumplimiento por parte de los coordinados que, al no verse fiscalizados, retrasan u omiten disponer de lo indicado en la norma. Otro factor que afecta el cumplimiento es que, al no tener claro el objetivo o el impacto de las modificaciones normativas, no ven la premura de corregir las anomalías correspondientes.

c. Por otra parte, se requiere considerar, a nivel legal, directrices necesarias para la elaboración de la planificación de sistemas y actualización normativa. Por ejemplo, la conveniencia de incorporar criterios de resiliencia contra catástrofes naturales, actualización tecnológica así como otros criterios de operación sistémica. La CNE y la SEC, requieren perfeccionar el ejercicio de sus potestades normativas en el sector, con el fin de entregar señales claras a los distintos integrantes del sector.

En definitiva, en el contexto de un alto precio de la energía para los usuarios finales, los elementos diagnosticados dan cuenta de que la actual regulación ha enfrentado problemas y limitaciones que no contribuyen a salir de esta situación, y que deben abordarse cambios, adecuaciones y perfeccionamientos que permitan contar con una transmisión capaz de dar debida cuenta de las demandas que el sistema en su conjunto le hace.

2. Un nuevo coordinador para el sistema eléctrico nacional interconectado

En otro orden de materias, existe consenso respecto de que, pese a los avances del último tiempo, es necesario hacerse cargo del fortalecimiento la institucionalidad de los actuales Centros de Despacho Económico de Carga para el Sistema Interconectado Central “CDEC-SIC” y para el Norte Grande “CDEC-SING”.

Tanto la “ley corta I” como la “ley corta II” (Ley N° 20.018) avanzaron en la regulación de los CDEC, pero lo hicieron de manera insuficiente y dejaron diversas materias a nivel reglamentario que han dificultado la profundización de temas centrales, como la total independencia y nuevas facultades y competencias al organismo coordinador, que se hace indispensable abordar.

En esa línea, hoy se torna cada vez más clara la necesidad de que se cree por ley una institución independiente que acometa las tareas de coordinación de la operación del sistema eléctrico, así como otras funciones relacionadas con monitorear la competencia del mercado eléctrico y garantizar, de mejor manera, el ejercicio del derecho al acceso abierto a las instalaciones de transmisión, entre otras.

En ese contexto, las propuestas que se formulan, más adelante, se enmarcan dentro de las siguientes definiciones relevantes:

a. En primer lugar, la interconexión de los dos grandes sistemas eléctricos (SING-SIC) motiva la re-estructuración de la operación del nuevo sistema a través de un único coordinador nacional, sin perjuicio de la subsistencia de algunos sistemas eléctricos medianos y aislados.

b. En segundo término, existe acuerdo en torno a la necesidad de dotar a esta nueva institución de mayores grados de independencia en relación con los incumbentes de los distintos segmentos de la industria (generación, transmisión, distribución y clientes libres) independencia que no significa autonomía, toda vez que debe sujetarse al mandato legal y del regulador.

c. En tercer lugar, la necesidad de dotar al coordinador del sistema de nuevas funciones y perfeccionar otras que ya realiza, recogiendo la evolución del mercado eléctrico nacional y las mejores prácticas internacionales.

d. Por último, el coordinador del sistema debe velar por el interés colectivo y general, en el cumplimiento de sus funciones, lo que debe estar debidamente recogido en la ley, cumpliendo los mandatos de política pública contenidos en ella.

Resulta –entonces- ineludible, en la coyuntura de un nuevo gran sistema eléctrico interconectado desde Arica hasta Chiloé, que se vislumbra para el corto plazo (2018), acometer el desafío de poner nuestra institucionalidad coordinadora al nivel de las mejores prácticas mundiales a través de un nuevo y único coordinador nacional, toda vez que la coordinación de la operación del sistema es un elemento central y estratégico para el funcionamiento del sistema eléctrico.

Para tal efecto, se ha seguido, en lo fundamental el modelo de los ISO (independent system operator) resaltándose en la nueva regulación –como veremos- el carácter independiente de esta institución respecto de los incumbentes del sistema eléctrico.

Buena parte de las nuevas regulaciones propuestas en materia de transmisión eléctrica pasan por un adecuado fortalecimiento institucional, resultando clave el rol del coordinador de la operación del sistema. Así, es indispensable, para una adecuada aplicación de la nueva ley, que, a su entrada en vigencia, se inicie el proceso de instalación de esta nueva institución.

3. Objetivos centrales del proyecto

Desde una perspectiva general, el presente proyecto de ley busca alcanzar la maximización del beneficio social, a través de la aplicación de los principios rectores de robustez, flexibilidad, eficiencia económica, planificación de largo plazo, seguridad y calidad de servicio, y sustentabilidad. Ésta última observada en una triple dimensión: uso del territorio, impacto ambiental y entorno social.

De esta manera, se busca armonizar los diversos intereses que subyacen en torno a la ejecución de los proyectos de transmisión eléctrica, para lo cual se releva la importancia del Estado en cuanto garante del cumplimiento de los principios rectores antes mencionados.

Ahora bien, para lograr lo anterior la sola existencia de una institucionalidad pública no basta. Se requiere que dicha institucionalidad cuente con instrumentos idóneos de manera tal que exista la debida correspondencia entre el desarrollo del sector eléctrico y los objetivos que busca alcanzar el proyecto de ley que se somete a vuestra consideración.

Así, el Estado no puede actuar como un mero espectador, sino que más bien, debe desempeñar un rol fundamental en materia de conectividad dando una orientación al desarrollo eléctrico que el país requiere para el largo plazo. En razón de lo anterior, el Estado debe ejercer un rol más activo en la planificación energética de largo plazo del sector, conciliando objetivos económicos, ambientales y sociales, en pro del bien común de todos los chilenos y chilenas.

En ese contexto, en una visión de futuro, se vislumbra para el sistema eléctrico y su desarrollo: más oferta y competencia, mayor integración de energías renovables no convencionales (ERNC) y pequeños medios de generación en distribución (PMGD), integración de polos de generación de interés público, expansión de la transmisión de largo plazo con menores grados de incertidumbre, mayor transparencia en la operación del sistema eléctrico, un uso del territorio en instancia coordinada por el Estado, una mejor respuesta del sistema eléctrico ante contingencias, una norma técnica enfocada en requerimientos de los usuarios finales, y la incorporación de nuevas tecnologías de transmisión, además de la seguridad y calidad de servicio.

Entonces, dados los antecedentes presentados, a modo de resumen y previo a la descripción general de las principales propuestas del proyecto, podemos resumir como objetivos centrales de esta iniciativa legal, los siguientes:

1) Lograr que la transmisión eléctrica favorezca el desarrollo de un mercado de generación más competitivo, para bajar los precios de energía a cliente final, libre y regulado;

2) Incorporar en la planificación de la transmisión una perspectiva de largo plazo que permita considerar una visión estratégica del suministro eléctrico, los intereses de la sociedad, el cuidado del medio ambiente y el uso del territorio;

3) Mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio del sistema, promoviendo esquemas que incentiven su cumplimiento y compensen a los usuarios frente a indisponibilidades;

4) Robustecer e independizar al coordinador del sistema, y

5) Incorporar al Estado, como garante del bien común, en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión, especialmente en aquellos de servicio público, incluyendo aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos en la definición de trazados de líneas de transmisión; considerando un esquema de participación ciudadana en la determinación del uso del territorio en el emplazamiento de redes de transmisión; y creando un esquema de información pública del uso del territorio para el emplazamiento de redes de transmisión.

II. OBJETIVOS

Las principales propuestas contenidas en el presente proyecto de ley pueden agruparse en siete grandes capítulos.

1. Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional

En el contexto de la conformación de un nuevo sistema interconectado nacional, como hemos señalado, existe consenso en torno a la necesidad de contar con un único coordinador del sistema eléctrico independiente de los actores del mercado.

Para tal efecto, se propone una nueva institucionalidad de la coordinación del sistema eléctrico. Así, se crea por ley un organismo independiente, sin fines de lucro, ad hoc y dotado de personalidad jurídica propia. Dicho organismo desarrollará una función de interés público, sin embargo, no formará parte de la administración del Estado aunque se le aplicarán las normas de transparencia y acceso a la información pública.

Este organismo tendrá como base las funciones de los actuales CDEC, para lo cual el proyecto propone, en primer lugar, un fortalecimiento y perfeccionamiento de las actuales funciones de coordinación. Luego, se proponen nuevas funciones y obligaciones, recogiendo la evolución del mercado nacional, las mejores prácticas internacionales y las necesidades que se han planteado a partir del diagnóstico de los actuales CDEC, dentro de las que destacan la colaboración que deberá tener con las autoridades correspondientes en el monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico, y un exigente estándar de transparencia en el manejo de la información.

Considerando la ampliación de las funciones y atribuciones, la necesidad de resaltar la independencia del coordinador en relación a los incumbentes del sistema y, además, con el objeto de dar una clara señal y de sensibilizar a los agentes del sector respecto de los señalados cambios, se denomina a este organismo como Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante el Coordinador.

Para su administración, se propone un Consejo Directivo compuesto por 7 miembros elegidos por un Comité Especial de Nominaciones, mediante concurso público. Sus miembros tendrán una duración en el cargo de 4 años, renovables y serán elegidos en parcialidades. Tendrán la misma remuneración que los miembros del Panel de Expertos y dedicación exclusiva al cargo, con posibilidad de ejercer funciones docentes y académicas acotadas.

Por otra parte, se determina el régimen de responsabilidades de los directores, estableciendo deberes de conducta concretos a los miembros del Consejo Directivo, que se vinculen con la adecuada labor de coordinación del Organismo, cuyo incumplimiento motiva la aplicación de multas por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Se incorporan también mecanismos de revisión periódica del desempeño del Coordinador en sus funciones; y la posibilidad de remoción de uno o más directores por el Comité Especial de Nominaciones. El sistema actual de responsabilidad por la operación de sistema no se modifica, manteniendo los coordinados su responsabilidad por la operación.

El presupuesto del Coordinador se determinará anualmente, de acuerdo a sus costos, y deberá ser aprobado por el regulador. Se contempla la creación de un cargo de servicio público, financiado por los clientes libres y regulados, con lo que se independiza totalmente esta institución de los actores del mercado.

La fiscalización del cumplimiento de las obligaciones del Coordinador y la legalidad de su actuación le corresponderá a la SEC.

Por último, el proyecto aborda en sus artículos transitorios los elementos necesarios que permitan una correcto e íntegro tratamiento respecto de la transición de los actuales CDEC al nuevo organismo.

2. Planificación Energética y de la Expansión de la Transmisión

En primer lugar, cabe señalar que se han re-definido los sistemas de transmisión, orientando su caracterización a la funcionalidad de éstos por sobre criterios técnicos estrictos para establecer una planificación más armónica en el contexto del sistema como un todo coherente e integrado.

La nueva definición distingue los Sistemas de Transmisión Nacional (actualmente Troncal) como aquellos que permiten la conformación de un mercado común, interconectando los demás segmentos del sistema de transmisión, para abastecer la demanda eléctrica bajo diversos escenarios. Los Sistemas de Transmisión Zonal (actualmente Subtransmisión) corresponden a aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de los usuarios sometidos a regulación de precios, pero reconociendo que su uso también es compartido con clientes libres y con generación que inyecta en ellos. Los Sistemas Dedicados (actualmente transmisión adicional), son aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de clientes libres o la inyección de centrales generadoras. Asimismo, se distingue un nuevo segmento de transmisión destinado a la infraestructura que permite, a través de una única solución coordinada, la evacuación de la producción de la generación dentro de Polos de Desarrollo sobre cuyo establecimiento y expansión existe un interés público que ordena el uso del territorio y es compatible con el aprovechamiento actual y futuro del alto potencial energético de dichos Polos. Finalmente, se reconoce dentro de los sistemas de transmisión los sistemas de interconexión internacional, consagrándose por primera vez la obligación del Coordinador de coordinar la operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional, debiendo preservar la seguridad y calidad de servicio en el sistema eléctrico, y asegurando la utilización óptima de los recursos energéticos en el territorio nacional.

Por otra parte, en cuanto a la planificación del sistema de transmisión, recogiendo las mejores prácticas internacionales, se incorpora un nuevo proceso quinquenal de planificación energética de largo plazo, a cargo del Ministerio de Energía, para un horizonte de 30 años. Dicho proceso debe entregar los lineamientos generales relacionados con escenarios de desarrollo del consumo y de la oferta de energía eléctrica que el país podría enfrentar en el futuro. Para tal efecto, se incorpora una prospectiva respecto de las tecnologías de generación disponibles, su evolución y desarrollo; así como eventuales nuevas alternativas tecnológicas para el debido abastecimiento de la demanda. Por otro lado, también debiera entregar lineamientos sobre el comportamiento del consumo, incluyendo políticas de eficiencia energética, promoción de nuevas tecnologías, generación distribuida, nuevos tipos y formas de consumos, redes inteligentes, entre otros.

El futuro avizora que con el tiempo se podrán instalar cada vez más pequeños medios de generación (PMG) en la medida que los costos de estos sigan disminuyendo y su tecnología flexibilizándose. No obstante, se estima que los grandes bloques de producción de energía por un largo tiempo seguirán siendo necesarios, es por esto que la planificación de los sistemas de trasmisión se vuelve más relevante cada día, debiendo considerarse soluciones de mucho más largo plazo que permitan múltiples escenarios de desarrollo de la oferta.

Adicionalmente, y dentro del marco de la planificación de largo plazo establecida por el Ministerio de Energía, se extiende la actual planificación anual de la expansión troncal, liderada por la CNE, a todo el sistema de transmisión, con expansiones vinculantes y considerando un horizonte al menos de 20 años, recogiendo el dinamismo del sector, de acuerdo a las mejores prácticas internacionales, entregando certezas para el desarrollo de las inversiones.

Por otra parte, se incorporan nuevos criterios a tener en cuenta por el planificador de la expansión de la transmisión, considerando:

a. La minimización de los riesgos en el abastecimiento;

b. La creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia;

c. Instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico; y

d. La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan realizar las ampliaciones necesarias del sistema de una manera eficiente evitando duplicidades.

El proyecto también avanza hacia mayores grados de participación ciudadana extendiendo las instancias de participación de los actuales segmentos de transmisión troncal y subtransmisión al ejercicio anual de planificación de toda la transmisión.

3. Polos de Desarrollo

El proyecto propone formalizar la existencia de las zonas con altos potenciales de generación bajo el concepto de Polo de Desarrollo. Se establece que dichos polos son identificados por el Ministerio de Energía en el contexto de la planificación energética quinquenal de largo plazo considerando, para ello, el interés público en desarrollar zonas en que existen los recursos o condiciones para la producción de energía eléctrica, cuyo aprovechamiento utiliza un único sistema de transmisión con criterios de eficiencia y optimización económica.

Adicionalmente, se crea una nueva categoría de sistemas de transmisión para aglomerar proyectos asociados a un polo de desarrollo como facilidad para coordinar proyectos privados futuros o existentes, de modo de aprovechar la transmisión que los conectará, en conjunto, al resto del sistema de transmisión. En consistencia con el interés público asociado a la exportación eficiente de dichos polos, las soluciones de transmisión asociadas adquieren el carácter de Servicio Público y el costo transitorio de los desarrollos incrementales de dichas redes es financiado por los consumidores finales, libres y regulados, hasta que son utilizadas por la generación, entregando certeza a la inversión.

La solución de transmisión que conecta al Polo de Desarrollo con el resto del sistema de transmisión permite abordar dos tipos de iniciativas:

a. Iniciativas Potenciadas: soluciones de transmisión, nuevas o existentes, que conectan a un Polo de Desarrollo con el sistema de transmisión, cuyo trazado, nivel de tensión o capacidad son incrementados de acuerdo a los estudios y proyecciones que realiza el Estado en magnitudes mayores a las previstas originalmente, en virtud de un interés público y dado que los desarrolladores involucrados no están dispuestos a financiar la ampliación adicional autónomamente.

b. Iniciativas Públicas: soluciones de transmisión, que conectan a un Polo de Desarrollo con el sistema de transmisión sobre las que existen motivos de interés público, asociados al cumplimiento de los objetivos de la ley eléctrica para su desarrollo.

Esta solución permite el aprovechamiento del potencial de los Polos de Desarrollo; establece una solución de transmisión que gatilla tempranamente la explotación de éstos, permitiendo la incorporación de nueva oferta de generación en el sistema; y minimiza el impacto territorial, social y medioambiental al resolver el problema de transmisión del polo sólo una vez evitando duplicidad de inversiones y otras ineficiencias.

Adicionalmente, permite la transferencia de los beneficios establecidos en la futura Ley de Reconocimiento a la Generación Local (Boletín N°10.161-8).

4. Definición de Trazados

Reconociendo los avances de la ley N° 20.701, sobre procedimiento para otorgar concesiones eléctricas, para facilitar el desarrollo de procesos administrativos y de negociación, los estudios comparativos efectuados en el período pre-legislativo, nos muestran que el Estado siempre está más involucrado o presente en esta definición que en el caso de Chile. Así sucede, por ejemplo, en Colombia, Estados Unidos, Australia y Suiza. En efecto, en dichos países, el Estado cuenta con unidades o instituciones que tiene capacidades históricas de planificación y desarrollo, y los recursos necesarios para llevar o acompañar los procesos de planificación y de definición de franjas o trazados. Por otra parte, la experiencia internacional también muestra que existe flexibilidad en la definición de trazados a través de instrumentos tales como, definición de franjas, alternativas de trazado, procedimientos expeditos para modificación de franjas, etc. Asimismo, el Estado desarrolla procesos e instancias de participación ciudadana presentes en la planificación y en diversas etapas del proyecto de transmisión en un esquema de participación temprana, teniendo una consideración especial a los pueblos originarios, a los que se debe consultar cuando se ven afectados territorial, cultural o económicamente.

Es importante señalar que dentro de la revisión de este proceso, se analizó la experiencia del Ministerio de Obras Públicas (MOP). El MOP desarrolla una gran cantidad de actividades en forma interna, limitándose el rol privado a la etapa final de construcción y operación. Esto, claramente, reduce el riesgo de quien construye y, por lo tanto, los costos de la obra. El MOP ha desarrollado a lo largo de su historia unidades operativas con una compleja estructura organizacional que le permiten hacer frente a los desafíos de los desarrollos viales desde la planificación hasta la licitación para su construcción.

Sin embargo, aunque la experiencia del MOP ha sido exitosa, los beneficios de una estructura como la de dicho Ministerio podrían tardar más de una década en capitalizarse, lo que es incompatible con las necesidades de transmisión eléctrica actuales.

Por ello, se ha optado por un modelo mixto con un mayor rol del Estado, pero dejando en manos del sector privado el desarrollo de los proyectos, la tramitación de permisos y la negociación de las indemnizaciones asociadas a las respectivas servidumbres.

En ese marco, el proyecto formula una propuesta que busca lograr equilibrio económico-social-ambiental en la definición de trazados; dota al sistema de mayores grados de certeza para la realización de los proyectos; asigna al Estado un rol central en la evaluación de trazados; reduce los riesgos de las empresas licitantes y operadoras, con el objeto de reducir las tarifas eléctricas; y da legitimidad al desarrollo de proyectos de transmisión ante la opinión pública y las comunidades.

Así, se propone un nuevo Procedimiento de Estudio de Franja para determinados trazados de transmisión eléctrica, por parte del Ministerio de Energía, que será sometido a evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad a que se refiere el párrafo 2° del Título Final de la ley N° 19.300 sobre bases generales del medio ambiente.

5. Acceso Abierto

Se extiende el alcance del acceso abierto a todas las instalaciones de transmisión, resguardando las capacidades existentes y las previstas de utilizar por los actuales usuarios, supeditando dicho acceso, y la relación entre partes, a la operación segura y más económica del sistema bajo el control del Coordinador.

Para el caso de los sistemas de transmisión dedicada, se regula cómo se adquiere el derecho a acceso abierto ante la concurrencia de diversos solicitantes a éste. Por otra parte, se dota de atribuciones al Coordinador para la aplicación vinculante de reglas, procedimientos, etapas, hitos, productos, estándares y tiempos involucrados en las tareas necesarias para garantizar el acceso abierto en consonancia con los conceptos que ya se recogen en los procesos tarifarios correspondientes.

En ese contexto:

a. Se establece que todas las instalaciones de transmisión están sometidas al régimen de acceso abierto y deben permitir la conexión a éstas a quien lo solicite, pero sin afectar el destino original del uso de las capacidades de transmisión -en instalaciones de transmisión dedicada-, pero permitiendo el uso temporal de las holguras disponibles en el sistema.

b. La factibilidad técnica de uso y de eventuales ampliaciones de las instalaciones existentes, con el pago correspondiente, constituyen las condiciones para que se materialice el acceso abierto en la transmisión dedicada. Se resguarda asimismo que el pago por el uso de instalaciones dedicadas no constituya una barrera para la materialización efectiva del acceso abierto.

c. Considerando que cada sistema de transmisión está constituido por líneas y subestaciones, se precisa que todos los elementos dentro de una subestación, y todos los elementos dentro de una línea, están sometidos a acceso abierto, en el sentido que serán sometidos a los análisis de factibilidad de uso y ampliaciones.

d. Se asigna al Coordinador el rol preponderante en garantizar el acceso abierto, para tal efecto, entre otros roles y funciones, será el encargado de aprobar la conexión a los sistemas de transmisión, siendo el responsable de la realización de los estudios técnicos pertinentes, pudiendo, eventualmente, solicitar modificaciones de los proyectos de conexión cuando dichos proyectos no cumplan con la normativa pertinente.

e. Se otorga como facultad privativa del Coordinador, sin perjuicio de lo establecido en la normativa, autorizar las conexiones a los sistemas de transmisión, para lo cual deberá: establecer las reglas necesarias para garantizar el acceso abierto; establecer dónde se realizarán los seccionamientos a los sistemas de transmisión y la ubicación de las subestaciones necesarias, de modo de cumplir permanentemente con sus funciones primordiales; analizar y aprobar informes, y la solución técnica de conexión; realizar la coordinación efectiva entre las partes; y velar porque los costos asociados sean los mínimos e indispensables necesarios y que guarden una estricta consistencia con los conceptos y costos ya considerados en el proceso de tarificación de los segmentos de transmisión regulados.

6. Remuneración del sistema

El proyecto busca que la transmisión eléctrica no sea una barrera para la competencia, entregando señales de simplicidad y transparencia de los cálculos de costos con el fin de propiciar menores costos de suministro.

Para tal efecto, se unifica el proceso de calificación de las instalaciones de transmisión de cada segmento en un solo proceso, eliminando las diferencias de hipótesis de los estudios tarifarios hoy presentes por temas de coordinación temporal y se asegura que los sistemas determinados sean continuos, en el sentido de no tener dentro instalaciones de otro sistema.

Se entregan mayores certezas a los inversionistas en redes de transmisión, extendiendo la garantía del retorno de sus inversiones eficientes a 20 años, política exitosa en el actual segmento de transmisión troncal, atrayendo nuevos inversionistas al sector a través de licitaciones internacionales, abiertas y competitivas.

La experiencia de la aplicación de la normativa actual ha mostrado las bondades de un proceso de valorización de las instalaciones que entregue garantías de objetividad y completitud. Por ello, al igual que en el Sistema de Transmisión Troncal, se establece un proceso de valorización con participación de usuarios e instituciones interesadas, manteniendo las instancias de participación ciudadana; y también el esquema de resolución de conflictos de las bases técnicas y el resultado de los estudios frente al Panel de Expertos. Asimismo, los estudios son adjudicados y supervisados por un Comité integrado por representantes del Estado, del Coordinador, de las empresas de transmisión nacional, zonal, generadoras, distribuidoras y clientes libres.

Actualmente, la Ley dispone que el sistema de transmisión troncal sea financiado conjuntamente por la generación y por la demanda. Para estos efectos, distingue el Área de Influencia Común (AIC), que corresponde a la porción del sistema troncal que concentra simultáneamente el 75% de la inyección de la generación, el 75% de los retiros (consumos) y donde se maximice la cantidad de inyecciones versus la cantidad de instalaciones. La infraestructura del AIC es remunerada 80% por la generación (inyecciones) y 20% por la demanda (retiros), ambos según la prorrata de uso de cada una de ellas.

En el resto del sistema troncal (fuera del AIC), se remunera 100% por la generación o la demanda dependiendo de la condición esperada sobre la dirección de los flujos desde o hacia el AIC. En este caso, para cada tramo, se establece un prorrateo de pago, según el cual la generación paga la proporción en que los flujos de energía se dirigen hacia el AIC, mientras la demanda (retiros) paga la proporción complementaria en que los flujos se dirigen desde el AIC.

Como ya se mencionó en el diagnóstico, las unidades de generación y los consumos que pertenecen o ingresan al sistema eléctrico no pueden reaccionar, con la antelación y previsión a la señal de localización que otrora guió dichas inversiones. Este nuevo escenario conlleva a enfrentar la planificación del sector eléctrico considerando que las unidades de generación no podrán emplazarse donde se encuentran sus insumos primarios, sino donde puedan ubicarse de acuerdo a las restricciones ambientales, socioculturales, locales y económicas.

La generación como industria no presenta las fuertes economías de escala del segmento de transmisión, razón por la cual su desarrollo puede darse bajo condiciones de competencia. Los sistemas de remuneración de la transmisión que asignan parte del pago de ésta al segmento de generación permiten incluir dentro de los precios ofertados a los usuarios el costo de la transmisión y, por ende, ventajas históricas o circunstanciales que pudiesen tener algunos generadores respecto de otros. Como consecuencia, el aprovechamiento de dichas ventajas redunda en una disminución de los niveles de competencia de dicho segmento y en la aparición de barreras de entrada, vía el ejercicio de poder de mercado tanto en los contratos como en la expansión.

Para enfrentar esta situación, países como Alemania, Estados Unidos, Italia, Suiza, Nueva Zelandia, Australia y Singapur, entre otros, utilizan el pago del 100% por parte del consumo, reduciendo las barreras de entrada al segmento de generación y, consecuentemente, incrementando los niveles de competencia. Muchos de estos países han determinado políticas para establecer un sistema de transporte con cargos de acceso único, a lo que comúnmente se ha denominado “estampillado” en alusión al costo de las estampillas de correo: la estampilla cuesta lo mismo con independencia de la distancia al destinatario del mensaje.

La técnica del estampillado permite que la competencia en el segmento de generación descanse en la eficiencia de sus procesos productivos, incrementándola significativamente y traspasando el beneficio de los avances tecnológicos a los usuarios en forma ágil y competitiva y no en la cercanía a los centros de consumo. Adicionalmente es una metodología simple que permite que el beneficio de la competencia en generación se alcance en cada punto de retiro del sistema eléctrico, al no establecer castigos a las ciudades, consumos o generación que se encuentren fuera de los grandes centros urbanos, constituyendo una medida de fuerte impulso al desarrollo, la descentralización y el crecimiento uniforme de la economía del país.

Por otro lado, si bien actualmente la transmisión troncal es remunerada tanto por las inyecciones como por los retiros, los costos de transmisión son, en definitiva, traspasados íntegramente a los consumidores finales a través de los respectivos contratos de suministro donde no es posible garantizar que en dichos contratos el pago de las inyecciones sea traspasado con o sin sobrecargos, dependiendo de las circunstancias comerciales o de ubicación geográfica. Por tanto, este proyecto de ley transparenta el pago de la transmisión asignándolo directamente a los clientes finales. De este modo, se asegura que la transmisión eléctrica sea remunerada en base a sus costos, sin los riesgos de sobreprecios pero, a su vez, fortaleciendo el escenario de competencia en generación. Esta medida, permitirá en las licitaciones de suministro para empresas distribuidoras en general y para las licitaciones previstas para el año 2016 en particular, una disminución del precio de las ofertas. Un sistema de transmisión que persigue un mercado competitivo y de precios eficientes, debe ser remunerado por los beneficiarios finales de ese sistema holgado, es decir por los consumidores o clientes finales.

Así, para la recaudación del valor anual de los costos de transmisión, se utilizan los ingresos tarifarios reales que naturalmente se generan por la operación del sistema eléctrico, complementados por cargos de transmisión nacional, zonal, para transmisión dedicada y de polos de desarrollo, aportados por los usuarios finales.

Adicionalmente, el proyecto incorpora dentro del texto, como lección aprendida desde la promulgación de la “ley corta I”, los criterios para repartir la recaudación, para el caso que existan distintos propietarios de instalaciones de transmisión, bajo un esquema que evita efectos indeseados como las reliquidaciones por ejercicios ya pasados y contiendas entre las distintas partes involucradas.

7. Desarrollo Normativo, Regulación, Seguridad y Calidad de Servicio

Con el fin de fortalecer el desarrollo normativo, el proyecto propone medidas que buscan:

a. Establecer un proceso estandarizado de elaboración, revisión y actualización de la normativa sectorial;

b. Definir responsables según tipo de normativa;

c. Mejorar en la fiscalización y cumplimiento de la norma;

d. Consagrar los principios de seguridad y calidad de servicio en la Ley, y

e. Establecer un sistema de compensaciones a usuarios finales que hayan sido afectados por indisponibilidad de suministro o de instalaciones.

Para cumplir con dichos objetivos se propone, en primer lugar, definir en la Ley los principios que deben regir la elaboración, revisión y actualización de las normas, considerando un proceso participativo, estandarizado y transparente que fomente la adquisición y el uso de nueva tecnología en la operación y diseño de sistemas.

Para ello, se dota al regulador de potestades claras respecto de cómo conducir este proceso y definir el detalle del mismo entregando una mayor flexibilidad. En esa línea, recogiendo la mejor práctica internacional, se conformarán comités técnicos ad-hoc para cada temática normativa: seguridad, operación, diseño, protecciones, etc., y un Comité Central que analice propuestas y elabore los cambios normativos de carácter técnico-económico.

En el caso de la CNE y su rol como regulador del mercado eléctrico, el nuevo marco normativo que este proyecto de ley presenta, requiere precisar su alcance en forma armónica con el fortalecimiento del rol de planificador de las expansiones de la transmisión, acorde con los mayores niveles de competencia que se están incorporando al sector y con un Coordinador con mayores funciones y responsabilidades. Así, para regular la actividad del mercado eléctrico se destaca la facultad que tiene la Comisión para dictar normas técnicas y económicas para todos los actores de la cadena eléctrica, incluyendo generación, transporte, distribución y consumo, de modo que la interpretación de esa facultad sea inequívoca por parte de todos los actores. Para asegurar la representatividad de los actos normativos, sin embargo, se incorporan etapas de participación, a lo menos, del Coordinador y las empresas coordinadas. Asimismo, se eliminan las ambigüedades de los espacios de regulación entre la Comisión, el Panel de Expertos y el Coordinador estableciéndose claramente la delimitación de facultades y prelación de los actos de cada organismo.

En segundo lugar, se especifican las atribuciones del fiscalizador para abordar las situaciones de incumplimiento de los estándares normativos y específicamente los asociados a indisponibilidades de instalaciones. Adicionalmente, se entregan al Coordinador funciones de apoyo de la labor fiscalizadora de la SEC, y de promoción del cumplimiento de la normativa.

Finalmente, para la actualización tecnológica, se propone definir legalmente el alcance de los Servicios Complementarios, para que tengan una forma de definición y actualización flexible en el tiempo según la evolución tecnológica.

III. CONTENIDO DEL PROYECTO.

El proyecto se estructura en dos artículos permanentes y veintitrés artículos transitorios.

El artículo primero permanente introduce una serie de modificaciones en la ley general de servicios eléctricos y se estructura en seis numerales:

1. Constitución de sociedades de giro de generación eléctrica con domicilio en Chile.

Ante todo el proyecto introduce un artículo 8 bis, nuevo, que dispone que quienes exploten el giro de generación, tienen obligación de constituirse con domicilio en Chile.

2. Coordinación y operación del sistema eléctrico nacional

Enseguida, la iniciativa incorpora un nuevo Título II BIS, referido a la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el objeto de relevar las disposiciones que rigen dicha coordinación y operación, y regular de manera coherente y ordenada dichas normas que actualmente se encuentran dispersas en la ley.

Este título reemplaza los artículos 137° y 138°, dedicados a los principios de coordinación de la operación y la sujeción de los coordinados a ésta, reconociendo las funciones que actualmente tiene el CDEC. Asimismo, adiciona nuevas funciones al Coordinador relacionadas con: la facultad de generar procedimientos técnicos bajo los preceptos establecidos en la ley, sus reglamentos y las normas del sector; atribuciones para garantizar el acceso abierto a las redes de transmisión y exigir el cumplimiento de la normativa; disponer de herramientas de información pública de las características económicas y técnicas del sector, incluyendo reportes periódicos de estas últimas y de las condiciones de operación; el monitoreo de las condiciones de competencia y la cadena de pago; la coordinación de la operación ante la existencia de interconexiones eléctricas internacionales; y las compensaciones por incumplimiento de los estándares normativos de indisponibilidad.

Asimismo, este título precisa la responsabilidad individual de los coordinados en el cumplimiento de las obligaciones que emanan de la ley.

3. Sistemas de transmisión eléctrica

A continuación se reemplaza el actual Título III de la Ley, denominado “De los Sistemas de Transporte de Energía” por uno nuevo, referido a los Sistemas de Transmisión Eléctrica. Este título se estructura en cinco capítulos:

1) Generalidades;

2) De la Planificación Energética de la Transmisión;

3) De la Calificación de las instalaciones de Transmisión;

4) De la Tarificación de la Transmisión, y

5) De la Remuneración de la Transmisión.

a. Generalidades

En el primer capítulo, se definen el sistema de transmisión y los cinco segmentos que lo componen, distinguiendo los sistemas Nacional, Zonal, Dedicados, para Polos de Desarrollo y de Interconexión Internacional.

Asimismo, este capítulo define el acceso abierto y los derechos y deberes tanto de los propietarios de las redes de transmisión como de quienes acceden a éstas. También establece los principios dentro de los cuales deben desarrollarse los intercambios internacionales de energía eléctrica.

b. Planificación de la Transmisión

El segundo capítulo, se refiere a la planificación de la transmisión. Primero, dispone el desarrollo de un proceso de planificación energética de largo plazo, con un horizonte de al menos 30 años, a cargo del Ministerio de Energía con un esquema de participación ciudadana. En dicho contexto, se definen los Polos de Desarrollo donde se identifican recursos o condiciones para la producción de energía eléctrica cuyo aprovechamiento es de interés público.

Asimismo, se establece un proceso de planificación de la transmisión con un horizonte de al menos 20 años, liderado por la Comisión Nacional de Energía, y considerando la participación de las empresas del sector y la ciudadanía. Dicho proceso se enmarca dentro de los lineamientos de la planificación estratégica del Ministerio para determinar expansiones vinculantes de la transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo y la dedicada utilizada por clientes regulados. Esta planificación, se desarrolla considerando la minimización de los riesgos de abastecimiento, la promoción de la competencia en la oferta de generación, la eficiencia económica de las instalaciones y las holguras necesarias. De igual modo, considera las restricciones territoriales y ambientales que anualmente aporte el Ministerio.

El plan de expansión de la transmisión finaliza con la dictación de decretos de expansión. Distingue un decreto para obras de ampliación, de pronta ejecución y otro para aquellas que deben desarrollarse ya sea a través de licitaciones abiertas y competitivas, o considerando previamente un estudio de franja. Para este último caso, se establece un procedimiento participativo, sujeto a evaluación ambiental estratégica, a cargo del Ministerio de Energía.

Para las obras nuevas, se asegura su remuneración por cinco períodos tarifarios (20 años).

c. Calificación de las Instalaciones de Transmisión

El Capítulo III regula el proceso de calificación de las instalaciones de transmisión a través de un proceso cuadrienal que adscribe las instalaciones existentes, a nivel de subestaciones y líneas de transmisión, a los distintos segmentos. Asimismo, en este procedimiento se determina la desconexión de aquellas líneas y subestaciones que no sean necesarias para el sistema eléctrico, considerando los antecedentes que emanen de los procesos de planificación de la transmisión.

d. Tarificación de la Transmisión

El Capítulo IV regula la tarificación de la transmisión, disponiendo que el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios es determinado por la CNE cada cuatro años a través de un proceso donde participan las empresas del sector, los usuarios e instituciones interesadas que así lo dispongan y el Panel de Expertos en caso de existir discrepancias.

En el proceso de tarificación, se reconocen los costos eficientes de adquisición e instalación, de acuerdo con valores de mercado. La anualidad de dichos costos se determina considerando una vida útil determinada cada tres períodos tarifarios y una tasa de descuento variable.

El procedimiento finaliza con un Informe Técnico de la Comisión como base para la dictación del correspondiente Decreto Tarifario.

e. Remuneración de la Transmisión

El Capítulo V regula la remuneración de la transmisión, señalando que las empresas propietarias de las instalaciones existentes en los sistemas de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo deberán percibir el valor anual de la transmisión, siendo éste el total de su remuneración. Asimismo, se establece que los propietarios de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, deben percibir de los clientes regulados la proporción correspondiente a dicho uso.

La remuneración se establece a partir de la suma de los ingresos tarifarios reales y un cargo único por uso, de actualización semestral, asociado a cada segmento y aplicado directamente a los usuarios finales.

Asimismo, en este capítulo se establecen reglas de repartición de la recaudación que evitan las reliquidaciones por ejercicios pasados.

4. Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional

El proyecto incorpora, a continuación, un nuevo Título VI bis, sobre el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional y que regula, básicamente su naturaleza jurídica, la administración y dirección a cargo de un consejo directivo, el proceso de nominación de sus integrantes, y el financiamiento.

5. Adecuaciones a la LGSE

Como consecuencia de la nueva regulación, los demás numerales del artículo primero permanente derogan y modifican artículos de la ley general de servicios eléctricos.

En efecto, las derogaciones de los artículos que ahí se indican tienen por objeto relevar y ordenar en forma coherente en los Títulos II BIS y III, las normas que se encuentran dispersas en la Ley.

Así el contenido de los artículos 137° y 138°, se contempla en los nuevos artículos 72°-1 y 72°-2. Las materias reguladas en el artículo 123° que se deroga, están contenidas en el artículo 72-15. A su vez, el artículo 146° quater que se deroga, se encuentra regulado en el nuevo artículo 72-15. El contenido del artículo 150 que se deroga, se encuentra regulado en el nuevo artículo 72-17. En cuanto a interrupciones de suministro, se incorpora en el artículo 72-18 un nuevo y expedito esquema de compensaciones para los usuarios afectados, el que estará a cargo de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Finalmente la materia regulada en el artículo 220° que se deroga, se encuentra contemplada en el nuevo artículo 78°.

Por otra parte, el resto de las modificaciones dicen relación, por una parte, con adecuaciones al Panel de Expertos que consideran, principalmente, aumentos de los plazos para emitir sus dictámenes, la modalidad de financiamiento y nuevas materias sometidas a su competencia, entre otras; por otra parte, con el establecimiento de una tasa de descuento especialmente asociada a transmisión distinguiéndola de la señalada para el segmento de distribución; con las nuevas definiciones de los servicios complementarios; y reemplazos por las nuevas terminologías asociadas a los sistemas de transmisión y el organismo coordinador.

6. Transición

Los artículos transitorios 1° al 9°, regulan la transición de los actuales CDEC al nuevo Coordinador.

Los artículos transitorios 10° al 15°, regulan la vigencia de los procesos de planificación energética y de la transmisión; de calificación de las instalaciones, y de tarificación.

El artículo 16° regula la implementación del Sistema de Información Pública del Coordinador del Sistema.

El artículo 17° establece que el plazo para certificar el cumplimiento de la normativa técnica correspondiente de las instalaciones existentes.

El artículo 18° regula la remuneración de los servicios complementarios que se estén prestando a la fecha de publicación de la ley.

El artículo 19° fija plazos para la dictación de los reglamentos que establezcan las disposiciones necesarias para la ejecución de la ley.

El artículo 20° establece la transición de la remuneración de la transmisión nacional a partir de la remuneración troncal.

El artículo 21° contempla aumentos de dotaciones para el año 2016 con el objeto de fortalecer al Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

El artículo 22°, establece la correspondiente imputación presupuestaria del mayor gasto que represente la aplicación de la ley.

Por último, el artículo 23°, contempla una delegación de facultades para la dictación, a través de un decreto con fuerza de ley, de un texto refundido, coordinado y sistematizado de la ley general de servicios eléctricos.

En consecuencia, tengo el honor de someter a vuestra consideración, el siguiente

PROYECTO DE LEY:

“Artículo primero. Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

1) Modifícase el artículo 7° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “troncal y de subtransmisión” por “nacional, zonal y para polos de desarrollo de generación”.

b) Reemplázase en el inciso cuarto la expresión “troncal” por “nacional” e incorpórese a continuación de la palabra “abiertas” la siguiente frase “o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2° de la ley 18.046”.

c) Reemplázase en el inciso séptimo las expresiones “troncal” por “nacional”.

d) Elimínanse los incisos octavo y noveno.

2) Intercálase, a continuación del artículo 7°, el siguiente artículo 8° bis, nuevo:

“Artículo 8° bis.- Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote a cualquier título centrales generadoras interconectadas al sistema eléctrico y sujetas a coordinación del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante el Coordinador, deberá constituir sociedades de giro de generación eléctrica con domicilio en Chile.”.

3) Intercálase, a continuación del artículo 72°, el siguiente Título II BIS, nuevo:

“TÍTULO II BIS: DE LA COORDINACIÓN Y OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Artículo 72°-1.- Principios de la Coordinación de la Operación. La operación de las instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, deberá coordinarse con el fin de:

1.- Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico;

2.- Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico, y

3.- Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión, en conformidad a esta ley.

Esta coordinación deberá efectuarse a través del Coordinador, de acuerdo a las normas técnicas que determinen la Comisión, la presente ley y la reglamentación pertinente.

Adicionalmente, el Coordinador deberá realizar la programación de la operación de los sistemas medianos en que exista más de una empresa generadora, conforme a la ley, el reglamento y las normas técnicas. Dichas empresas deberán sujetarse a esta programación del Coordinador.

El Coordinador sólo podrá operar directamente las instalaciones sistémicas de control, comunicación y monitoreo necesarias para la coordinación del sistema eléctrico.

Artículo 72°-2.- Obligación de Sujetarse a la Coordinación del Coordinador. Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien opere, a cualquier título, centrales generadoras, sistemas de transporte, instalaciones de distribución e instalaciones de clientes libres y que se interconecten al sistema, en adelante “coordinado”, estará obligado a sujetarse a la coordinación del sistema que efectúe el Coordinador y a proporcionarle oportunamente toda la información que éste le solicite para el cumplimiento de sus funciones.

Asimismo, estarán sujetos a la coordinación de la operación del Coordinador los sistemas de almacenamiento de energía que se interconecten al sistema eléctrico. El reglamento definirá las normas de optimización y remuneración que le sean aplicables a esta clase de instalaciones.

El Coordinador podrá auditar y verificar la información entregada por los coordinados.

La omisión del deber de información, sea que medie requerimiento de información o cuando proceda sin mediar aquél, así como la entrega de información falsa, incompleta o manifiestamente errónea, serán sancionadas por la Superintendencia.

Artículo 72°-3.- Coordinación del Mercado Eléctrico. Asimismo, le corresponderá al Coordinador la coordinación y determinación de las transferencias económicas entre empresas sujetas a su coordinación, para lo que deberá calcular los costos marginales instantáneos del sistema, las transferencias resultantes de los balances económicos de energía, potencia, servicios complementarios, uso de los sistemas de transmisión, y todos aquellos pagos y demás obligaciones establecidas en la normativa vigente respecto del mercado eléctrico.

Artículo 72°-4.- Procedimientos Técnicos del Coordinador. Para el cumplimiento de sus funciones y obligaciones, el Coordinador podrá definir procedimientos técnicos, los que estarán destinados a determinar los criterios, consideraciones, requerimientos en detalle y metodologías de trabajo, los que deberán ajustarse a las disposiciones de la ley, el reglamento, normas técnicas que dicte la Comisión y demás normativa vigente.

El Coordinador deberá informar a los coordinados la propuesta de o los procedimientos técnicos a fin de que éstos puedan observarlos dentro de los quince días siguientes de su comunicación. Dentro de los diez días siguientes al vencimiento del plazo recién señalado, el Coordinador deberá comunicar a los coordinados, con copia a la Comisión el o los Procedimientos Técnicos, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas. En caso de subsistir discrepancias, éstas podrán ser presentadas al Panel de Expertos dentro de los quince días siguientes a su comunicación.

Sin perjuicio de lo anterior, en cualquier oportunidad la Comisión fundadamente podrá solicitar modificaciones a los procedimientos señalados, en caso que no se ajusten a la normativa vigente, las que deberán ser incorporadas por el Coordinador.

En caso que el o los Procedimientos Técnicos resulten insuficientes o incompletos, la Comisión podrá instruir al Coordinador que complete los mismos de acuerdo al mecanismo establecido en el presente artículo.

Artículo 72°-5.- Atribuciones del Coordinador relativas al Acceso Abierto. Para el cumplimiento del fin señalado en el N°3 del artículo 72-1, el Coordinador deberá autorizar la conexión a los sistemas de transmisión por parte de terceros y establecer los requisitos y exigencias a la que ésta deberá sujetarse, debiendo instruir las medidas necesarias para asegurarla dentro de los plazos definidos en la respectiva autorización.

Asimismo, el Coordinador deberá determinar fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados y autorizar el uso de dicha capacidad.

Artículo 72°-6.- Seguridad del Sistema Eléctrico. El Coordinador deberá exigir el cumplimiento de la normativa técnica, en particular de los estándares contenidos en ella y los requerimientos técnicos que éste instruya, incluyendo la provisión de los servicios complementarios a que hace referencia el artículo 72°-7, a toda instalación interconectada, o que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por toda instalación que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por su propietario, sean éstos empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, y que sean exigibles conforme a la normativa vigente, en términos de su aporte a la coordinación de la operación del sistema eléctrico.

El Coordinador, con el fin de preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico, deberá instruir la prestación obligatoria de los servicios complementarios definidos por la Comisión en conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-7 siguiente.

Artículo 72°-7.- Servicios Complementarios. Los coordinados deberán prestar al sistema eléctrico los servicios complementarios que dispongan, que permitan realizar la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1, conforme la normativa técnica que dicte la Comisión. En caso que sean insuficientes los recursos disponibles para la prestación de estos servicios, el Coordinador podrá instruir su implementación obligatoria a través de un proceso de licitación o instalación directa, de acuerdo a los requerimientos del sistema.

La Comisión definirá los servicios complementarios mediante resolución exenta, considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos y las características tecnológicas de éstos.

Para estos efectos, anualmente el Coordinador presentará a la Comisión una propuesta de los servicios complementarios requeridos por el sistema eléctrico, señalando los que pueden ser valorizados a través de un proceso de licitación o a través de un estudio de costos. Dicha propuesta se desarrollará considerando un proceso público y participativo. Las etapas, plazos e hitos procedimentales necesarios para llevar a cabo el proceso de participación serán establecidas por el Coordinador.

La Comisión, considerando la propuesta señalada en el inciso anterior, definirá los servicios, metodología de pago y remuneración, su mecanismo de valorización, señalando para este último caso las consideraciones mínimas que deben regir dichos mecanismos.

La valorización de estos servicios podrá ser determinada mediante estudios de costos eficientes o como resultado de licitaciones de prestación de servicios, dependiendo de la naturaleza de los mismos y las condiciones de mercado observadas, los que serán efectuados por el Coordinador. Los resultados de los estudios de costos señalados precedentemente podrán ser sometidos al dictamen del Panel dentro de los diez días siguientes a su comunicación.

La remuneración de la prestación de los servicios complementarios deberá ser compatible con lo señalado en el artículo 181º y evitar en todo momento el doble pago de servicios.

Artículo 72°-8.- Sistemas de Información Pública del Coordinador. El Coordinador deberá implementar sistemas de información pública que contengan las principales características técnicas y económicas de las instalaciones sujetas a coordinación. Dichos sistemas deberán contener, al menos, la siguiente información:

a) Características técnicas detalladas de todas las instalaciones de generación, transmisión y clientes libres sujetas a coordinación, tales como, eléctricas, constructivas y geográficas; y de instalaciones de distribución, según corresponda;

b) Antecedentes de la operación esperada del sistema, tales como costos marginales esperados, previsión de demanda, cotas y niveles de embalses, programas de operación y mantenimiento, stock de combustibles disponible para generación, entre otros;

c) Antecedentes relativos al nivel del cumplimiento de la normativa técnica de las instalaciones de los coordinados;

d) Antecedentes de la operación real del sistema, incluyendo las desviaciones respecto de la operación programada;

e) Información respecto a las transferencias económicas que debe determinar entre las empresas sujetas a coordinación, tales como costos marginales reales, demanda real por barra y retiro, antecedentes de cargo por uso de los sistemas de transmisión, de servicios complementarios, y en general de todos aquellos pagos que le corresponda calcular de acuerdo a la normativa vigente;

f) Información con las características principales respecto de los contratos de suministro vigentes entre empresas suministradoras y clientes, incluyendo al menos fecha de suscripción del contrato, plazos de vigencia, puntos y volúmenes de retiros acordados en los respectivos contratos, salvo aquellos aspectos de carácter comercial y económico contenido en los mismos;

g) Información respecto a estudios e informes que deba elaborar el Coordinador en cumplimiento de la normativa vigente, así como los resultados que de ellos emanen;

h) Los informes de las auditorías desarrolladas o solicitadas por el Coordinador; y

i) Toda aquella información que determine el Reglamento, la Norma Técnica, o le sea solicitada incorporar por el Ministerio de Energía, la Comisión o la Superintendencia.

Será de responsabilidad del Coordinador asegurar la completitud, calidad, exactitud y oportunidad de la información publicada en los respectivos sistemas de información.

Artículo 72°-9.- Monitoreo de la Competencia en el Sector Eléctrico. Con el objetivo de garantizar los principios de la coordinación del sistema eléctrico, establecidos en el artículo 72°-1, el Coordinador monitoreará permanentemente las condiciones de competencia existentes en el mercado eléctrico.

En caso de detectar indicios de actuaciones que podrían llegar a ser constitutivas de atentados contra la libre competencia, conforme las normas del Decreto con Fuerza de Ley N° 1, del año 2004, del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, , el Coordinador deberá ponerlas en conocimiento de la Fiscalía Nacional Económica o de las autoridades que corresponda.

Artículo 72°-10.- Monitoreo de la Cadena de Pagos. Le corresponderá, asimismo, al Coordinador adoptar las medidas pertinentes que tiendan a garantizar la continuidad en la cadena de pagos de las transferencias económicas sujetas a su coordinación, conforme a lo dispuesto en el reglamento. Asimismo, el Coordinador deberá informar en tiempo y forma a la Superintendencia cualquier conducta que ponga en riesgo la continuidad de dicha cadena.

Artículo 72°-11.- Coordinación de los Intercambios Internacionales de Energía. El Coordinador será responsable de la coordinación de la operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional, debiendo preservar la seguridad y calidad de servicio en el sistema eléctrico nacional, y asegurar la utilización óptima de los recursos energéticos del sistema en el territorio nacional. Para ello, deberá sujetarse a las disposiciones establecidas en el decreto supremo al que hace referencia el artículo 82°.

Artículo 72°-12.- Responsabilidad de los Coordinados. Los coordinados serán responsables individualmente por el cumplimiento de las obligaciones que emanen de la ley, el reglamento, las normas técnicas que dicte la Comisión y de los procedimientos, instrucciones y programaciones que el Coordinador establezca.

Artículo 72°-13.- Del Desempeño del Sistema de Eléctrico y de los niveles de Seguridad de Servicio. El Coordinador deberá elaborar reportes periódicos del desempeño del sistema eléctrico, con indicadores de corto, mediano y largo plazo, tales como, costo marginal, costo de suministro, niveles de congestión del sistema de transmisión, niveles óptimos de despacho, cantidad y duración de fallas, generación renovable no convencional, entre otros. Estos reportes deberán ser públicos y comunicados a la Comisión y a la Superintendencia.

Artículo 72°-14.- Fiscalización de las funciones y obligaciones del Coordinador. Le corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimento de las funciones y obligaciones que la ley le asigna al Coordinador y a los consejeros de dicho organismo. Asimismo, le corresponderá supervisar la legalidad de los actos del Coordinador, pudiendo ordenar las modificaciones o rectificaciones que correspondan, sin perjuicio de las facultades de la Comisión señaladas en el artículo 72°-4.

Tratándose del incumplimiento de las funciones y obligaciones señaladas en el inciso anterior, la Superintendencia podrá aplicar multas a los miembros del Consejo Directivo, las que tendrán como tope máximo 30 unidades tributarias anuales por consejero. El infractor tendrá derecho, mientras tenga la calidad de miembro del Consejo Directivo, a pagar esta multa mediante un descuento mensual máximo de un 30% de su remuneración bruta mensual hasta enterar el monto total.

Artículo 72°-15.- De la construcción, interconexión, puesta en servicio y operación de las Instalaciones Eléctricas. Las instalaciones de generación, las instalaciones de transmisión y las instalaciones de interconexión al sistema de clientes libres, deberán ser declaradas en construcción por la Comisión, a solicitud de cada interesado, a través del correspondiente acto administrativo. Esta declaración sólo se podrá otorgar a aquellas instalaciones que cuenten con los permisos, órdenes de compra y demás antecedentes que permitan acreditar fehacientemente la construcción de dichas instalaciones o los avances reales en la construcción, conforme lo determine el reglamento.

Toda unidad generadora, instalación de transmisión y de cliente libre deberá comunicar por escrito su fecha de interconexión al sistema, con una anticipación no inferior a seis meses, a la Comisión, a la Superintendencia y al Coordinador.

Las empresas propietarias de unidades generadoras, instalaciones de transmisión y los propietarios de instalaciones de clientes libres deberán cumplir cabalmente los plazos informados con el fin de preservar el cumplimiento de los objetivos establecidos en el artículo 72°-1. Todo atraso o prórroga en los mismos, deberá presentarse al Coordinador y deberá estar debidamente justificado por un informe de un consultor independiente contratado al efecto, el que podrá ser auditado por el Coordinador. No obstante, en casos calificados y previo informe de seguridad del Coordinador, la Comisión podrá eximir a una empresa del cumplimiento de este plazo.

Se entenderá por puesta en servicio al período que comprende la energización de las instalaciones, sus pruebas y hasta la certificación de cumplimiento por parte de éstas de la normativa técnica. La mencionada certificación será un requisito previo a la entrada en operación de las instalaciones.

Sólo podrán iniciar su puesta en servicio, aquellas instalaciones que hayan sido declaradas en construcción por la Comisión y que cuenten con la respectiva autorización por parte del Coordinador para energizar dichas instalaciones. La energización de toda instalación deberá ser comunicada a la Superintendencia, por lo menos con quince días de anticipación.

La operación de las instalaciones interconectadas al sistema eléctrico no comprende la etapa de puesta en servicio. Sin perjuicio de lo anterior, los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes interconecten instalaciones al sistema eléctrico que estén en etapa de puesta en servicio, deberán sujetarse a la coordinación del Coordinador y tendrán la calidad de coordinados.

Sólo podrán entrar en operación aquellas instalaciones solicitadas por sus propietarios y que cuenten con la certificación del cumplimiento normativo y la aprobación del Coordinador.

Sólo las instalaciones de generación que se encuentren en operación tendrán derecho a participar en las transferencias de potencia a que hace referencia el artículo 149°. Las inyecciones de energía en la etapa de puesta en servicio, se remunerarán por las normas generales de transferencia. Sin perjuicio de lo anterior, en esta etapa, dichas inyecciones no deberán ser consideradas para la determinación del costo marginal del Sistema, ni para la repartición de ingresos por capacidad.

Artículo 72°-16.- Retiro, modificación y desconexión de instalaciones. El retiro, modificación, desconexión, o el cese de operaciones sin que éste obedezca a fallas o a mantenimientos programados, de unidades del parque generador y de las instalaciones del sistema de transmisión, deberán comunicarse por escrito al Coordinador, a la Comisión y a la Superintendencia, con una antelación no inferior a 24 meses en el caso de unidades generadoras y 36 meses respecto de instalaciones de transmisión. Adicionalmente, tratándose de instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo, su retiro, modificación, desconexión, o el cese de operaciones sin que éste obedezca a fallas o a mantenimientos programados, deberá ser autorizado previamente por la Comisión, previo informe de seguridad del Coordinador. La Comisión en estos casos podrá negar el retiro o la desconexión o cese de operaciones basado en el carácter de servicio público de los servicios que sustentan dichas instalaciones.

No obstante, en casos calificados y previo informe de seguridad del Coordinador, la Comisión podrá eximir a una empresa del cumplimiento de los plazos señalados en el presente artículo. Asimismo, la Comisión podrá prorrogar hasta por 12 meses los plazos establecidos en el inciso anterior en caso de determinar que el retiro, modificación, desconexión o cese de operaciones de una instalación del sistema puede generar riesgos para la seguridad del mismo, previo informe de seguridad del Coordinador.

Las infracciones a este artículo se sancionarán por la Superintendencia en conformidad a las disposiciones legales aplicables.

Artículo 72°-17.- Normas Técnicas para el funcionamiento de los sistemas eléctricos. La Comisión deberá analizar permanentemente los requerimientos normativos para el correcto funcionamiento del sector eléctrico, y fijará mediante resolución exenta, la normativa técnica que rija los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento de dicho sector. Para ello, anualmente, establecerá un plan de trabajo que permita proponer, facilitar y coordinar el desarrollo de éstas.

Estas normas serán establecidas considerando un procedimiento público y participativo, en el que deberán participar, al menos, el Coordinador y representantes de las empresas coordinadas.

La Comisión deberá mantener disponible permanentemente en su sitio web, para cualquier interesado, la normativa técnica vigente e informar sobre los procesos de cambios normativos en desarrollo.

El Coordinador, deberá comunicar a la Comisión cualquier elemento que permita perfeccionar, mejorar o completar la normativa técnica, pudiendo proponer modificaciones o nueva normativa según el caso.

Artículo 72°-18.- Compensaciones por Incumplimiento de los estándares normativos de disponibilidad. Sin perjuicio de las sanciones que corresponda, todo evento de indisponibilidad de suministro o de instalaciones que supere los estándares a los que hace referencia el artículo 72°-6, deberán ser informadas por el Coordinador a la Superintendencia para que ésta instruya a las concesionarias respectivas o al mismo Coordinador, el cálculo y abono de una compensación por evento en caso de indisponibilidad de suministro o de instalaciones, según corresponda.

Las compensaciones por incumplimiento de los estándares de indisponibilidad de suministro corresponderán a la energía no suministrada durante ese evento, valorizada al costo de falla de corta duración definido en la normativa técnica.

Los usuarios finales afectados por las indisponibilidades, serán compensados por su suministrador en la facturación más próxima. La compensación se hará sin perjuicio del o los actos administrativos de la Superintendencia que determinen la responsabilidad por la interrupción.

Dentro de los diez días siguientes de haber realizado el abono, y conforme a lo que se indique en el reglamento, los suministradores que han abonado deberán informar al Coordinador, entre otros datos, los montos y cantidad de usuarios compensados, para que éste, en ejercicio de sus facultades, proceda a requerir la contribución a quienes la Superintendencia individualice como responsables, a prorrata de dicha responsabilidad. Lo anterior, sin perjuicio de lo que se resuelva en las impugnaciones judiciales que se puedan interponer, ni de las acciones de repetición contra quienes finalmente resulten responsables, en cuyo caso y de existir diferencias, estas deberán ser reliquidadas por la misma entidad y pagadas por el o los responsables.

En el caso de compensaciones por incumplimiento de los estándares de indisponibilidad de instalaciones, éstas corresponderán a los sobrecostos incurridos por el sistema eléctrico. El reglamento deberá establecer la forma de cálculo de dicho sobrecosto como la determinación de los afectados por la respectiva indisponibilidad a quienes haya que compensar.

Las compensaciones abonadas que correspondan a indisponibilidades de instalaciones de transmisión nacional, zonal, de polos de desarrollo o dedicadas, utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios, serán descontadas del valor anual de la transmisión por tramo del período siguiente y hasta que el monto de dicha compensación sea cubierto.

Las compensaciones abonadas que correspondan a indisponibilidades de instalaciones de generación serán descontadas del pago anual de la potencia firme y hasta que el monto de dicha compensación sea cubierto.”.

4) Reemplázase el Título III por el siguiente:

“Título III: De los Sistemas de Transmisión Eléctrica

Capítulo I: Generalidades

Artículo 73°.- Definición de Sistema de Transmisión. El “sistema de transmisión o de transporte de electricidad” es el conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema eléctrico, y que no están destinadas a prestar el servicio público de distribución, cuya operación deberá coordinarse según lo dispone el artículo 72°-1 de esta ley.

En cada sistema de transmisión se distinguen líneas y subestaciones eléctricas de los siguientes segmentos: “sistema de transmisión nacional”, “sistema de transmisión para polos de desarrollo”, “sistema de transmisión zonal” y “sistema de transmisión dedicado”. Una vez determinados los límites de cada uno de estos sistemas de transmisión, se incluirán en él todas las instalaciones que sean necesarias para asegurar la continuidad de tal sistema.

Forman parte también del sistema de transmisión los sistemas de interconexión internacionales, los que se someterán a las normas especiales que se dicten al efecto.

Artículo 74°.- Definición de Sistema de Transmisión Nacional. El sistema de transmisión nacional es aquel sistema que permite la conformación de un mercado eléctrico común, interconectando los demás segmentos de la transmisión, y estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que permiten el desarrollo de este mercado y posibilitan el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico, frente a diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la presente ley, los reglamentos y las normas técnicas.

Artículo 75°.- Definición de Sistema de Transmisión para Polos de Desarrollo. Los sistemas de transmisión para polos de desarrollo estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas, destinadas a transportar la energía eléctrica producida por medios de generación ubicados en un mismo polo de desarrollo, hacia el sistema de transmisión, haciendo un uso eficiente del territorio nacional.

Los polos de desarrollo serán determinados por el Ministerio de Energía en conformidad a lo dispuesto en el artículo 85°.

Artículo 76°.- Definición de Sistemas de Transmisión Dedicados. Los sistemas de transmisión dedicados estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están destinadas esencialmente para el suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios, o para permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico, sin perjuicio del uso por parte de clientes regulados de estos sistemas de transmisión dedicados.

Artículo 77°.- Definición de Sistema de Transmisión Zonal. Cada sistema de transmisión zonal estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están dispuestas esencialmente para el abastecimiento de clientes regulados, territorialmente identificables, sin perjuicio del uso por parte de clientes libres o medios de generación de estos sistemas de transmisión zonal.

Artículo 78°.- Definición de Sistema de Interconexión Internacional. Los sistemas de interconexión internacional estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas destinadas a transportar la energía eléctrica para efectos de posibilitar su exportación o importación, desde y hacia los sistemas eléctricos ubicados en el territorio nacional. Los términos y condiciones en que se efectuará dicho intercambio de energía se establecerán en el decreto supremo a que hace referencia el artículo 82° y demás normativa aplicable.

Artículo 79°.- Definición de Acceso Abierto. Las instalaciones de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión que corresponda de acuerdo con las normas de este Título.

Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión, con excepción del sistema dedicado, no podrán negar el acceso al servicio de transporte o transmisión a ningún interesado por motivos de capacidad técnica, sin perjuicio que, en virtud de las facultades que la ley o el reglamento le otorguen al Coordinador para la operación coordinada del sistema eléctrico, se limiten las inyecciones o retiros sin discriminar a los usuarios.

Los señalados propietarios de instalaciones de transmisión deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien lo solicite, sin discriminaciones de ninguna especie u origen, debiendo en su caso efectuar las ampliaciones, adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión.

El Coordinador aprobará la conexión a los sistemas de transmisión previa verificación que la solución de conexión propuesta permita cumplir con los criterios de operación óptima y acceso abierto del sistema respectivo. Asimismo, le corresponderá al Coordinador establecer los pagos, a partir de la aplicación de las tarifas que determine el Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, por concepto de costos de conexión, adecuaciones, obras adicionales o anexas o derechos de uso de dichas instalaciones, así como los requisitos técnicos y plazos para realizar dichas obras, conforme al procedimiento que determine el reglamento.

Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión deberán dar las facilidades necesarias para que terceros ejecuten las obras que deban realizarse, accedan en tiempo y forma a subestaciones, patios, salas de control, y a todas aquellas instalaciones a las que se deba ingresar o hacer uso para materializar la nueva conexión.

Sin perjuicio de las atribuciones de los demás organismos contemplados en la ley, corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimiento de las condiciones de acceso abierto.

Artículo 80°.- Acceso Abierto en los Sistemas de Transmisión Dedicados. Los propietarios de las instalaciones de los sistemas dedicados no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión, sin perjuicio de la capacidad contratada o de los proyectos propios que se hayan contemplado al momento de diseñar la capacidad del sistema dedicado, conforme a las normas del presente artículo. Asimismo, dichos propietarios no podrán negar el acceso a empresas concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios.

El Coordinador determinará fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados, sin considerar las congestiones de transmisión debido a limitaciones de capacidad de otros tramos de transmisión. Para estos efectos, el propietario del sistema dedicado deberá poner en conocimiento del Coordinador los contratos de transporte existentes y/o los proyectos que impliquen el uso de la capacidad del sistema dedicado.

Para hacer uso de la capacidad técnica de transmisión disponible, el o los interesados deberán presentar al Coordinador junto con la solicitud de uso de dicha capacidad, una garantía a beneficio del propietario del sistema dedicado respectivo que caucione la seriedad de la solicitud, conforme a los plazos, órdenes de prelación, formatos, requisitos y procedimiento que determine el reglamento y la norma técnica respectiva. A contar del momento que el Coordinador aprueba la solicitud de acceso respectiva, la capacidad técnica de transmisión solicitada por el interesado no será considerada por el Coordinador como capacidad técnica de transmisión disponible.

La o las instalaciones del solicitante deberán haber sido declaradas en construcción de conformidad lo señalado en el artículo 72°-15, dentro del plazo señalado por el Coordinador en su respectiva autorización. Transcurrido dicho plazo sin que las instalaciones hayan sido declaradas en construcción caducará la referida aprobación.

El uso de la capacidad autorizada por el Coordinador será transitoria mientras no se concreten los proyectos señalados en el inciso primero o no se ejerzan los derechos de uso pactados contractualmente. Transcurridos quince años desde la fecha de la respectiva autorización, ésta se transformará en definitiva.

El uso de la capacidad de los sistemas dedicados deberá ajustarse a los estándares de seguridad y calidad de servicio con los que fue diseñado el respectivo sistema en base a la información de diseño entregada por el propietario, lo que deberá ser determinado por el Coordinador.

Los propietarios de instalaciones de transmisión dedicados deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien cuente con la autorización del Coordinador, debiendo en su caso posibilitar las adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión. Los costos de estas obras serán de cargo del solicitante, los que deberán reflejar precios de mercado en procesos abiertos y competitivos. En caso de existir discrepancias entre el solicitante y el propietario de las instalaciones dedicadas respecto a los costos de conexión y aspectos del proyecto, éstas podrán ser presentadas y resueltas por el Panel de Expertos.

El Reglamento establecerá los criterios y condiciones para determinar la capacidad técnica de transmisión disponible y el o los períodos de tiempo en que ésta exista.

Artículo 81°.- Presunción de Uso de los Sistemas de Transmisión. Toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema eléctrico con plantas de generación propias o contratadas, así como toda empresa eléctrica que efectúe retiros de energía y potencia desde el sistema eléctrico para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, hace uso de los sistemas de transmisión respectivos para todos los efectos legales.

Artículo 82°.- Intercambio Internacional de Energía. La exportación y la importación de energía eléctrica desde y hacia los sistemas eléctricos ubicados en territorio nacional, no se podrá efectuar sin previa autorización del Ministerio de Energía, la que deberá ser otorgada por decreto supremo, previo informe de la Superintendencia, de la Comisión y del Coordinador, según corresponda.

El decreto supremo deberá definir los aspectos regulatorios aplicables a la energía destinada al intercambio, establecer las condiciones generales de la operación, incluyendo al menos el plazo de duración y las condiciones específicas en que se autoriza la exportación o importación, tales como el modo de proceder a la exportación o importación de energía eléctrica, las condiciones bajo las que se puede suspender o interrumpir el intercambio de energía en caso de generar alguna amenaza o perturbación a la seguridad sistémica nacional, el régimen de acceso a dichas instalaciones, y las causales de caducidad por eventuales incumplimientos de las condiciones de autorización o por un cambio relevante en las circunstancias bajo las que se otorga el permiso.

Con todo, las condiciones de operación establecidas en el permiso de exportación o importación deberán asegurar la operación más económica del conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico y garantizar el cumplimiento de los estándares de seguridad y calidad del suministro eléctrico.

El reglamento establecerá los requisitos, plazos y procedimientos a los que se deberá sujetar la respectiva solicitud de exportación o importación de energía eléctrica.

Capítulo II: De la Planificación Energética y de la Transmisión

Artículo 83°.- Planificación Energética. Cada cinco años, el Ministerio de Energía deberá desarrollar un proceso de planificación energética de largo plazo, para los distintos escenarios energéticos de expansión de la generación y del consumo, en un horizonte de al menos treinta años.

El proceso de planificación energética deberá incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, junto con la identificación de polos de desarrollo de generación y de consumo, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, entre otros, elaborando sus posibles escenarios de desarrollo. Anualmente, el Ministerio podrá actualizar la proyección de la demanda, los escenarios macroeconómicos, y los demás antecedentes considerados en los escenarios definidos en el decreto a que hace referencia el artículo 86.

Por razones fundadas el Ministerio de Energía podrá desarrollar el proceso de planificación energética antes del vencimiento del plazo señalado en el inciso primero.

El reglamento establecerá el procedimiento y las demás materias necesarias para la implementación eficaz del presente artículo.

Artículo 84°.- Procedimiento de Planificación Energética. Al menos veinte y cuatro meses antes del vencimiento del plazo del decreto que fije la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá dar inicio al proceso. Dentro de los ocho meses siguientes al inicio del proceso señalado precedentemente, el Ministerio deberá emitir un informe preliminar de planificación energética.

Con la antelación que señale el reglamento, el Ministerio deberá abrir un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, conforme a las normas que establezca el Ministerio de Energía por resolución dictada al efecto. Las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, podrán participar por derecho propio en el procedimiento de planificación energética.

Artículo 85°.- Definición Polos de Desarrollo. En la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá identificar las áreas donde pueden existir polos de desarrollo, tanto de generación como de consumo.

Se entenderá por polos de desarrollo aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción o consumo de energía eléctrica, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público y es eficiente económicamente.

Artículo 86°.- Decreto de Planificación Energética. A partir de las proyecciones de oferta y demanda y de los polos de desarrollo identificados, el Ministerio elaborará escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo.

Antes del vencimiento del plazo del respectivo período quinquenal de planificación, el Ministerio de Energía, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, deberá definir dichos escenarios energéticos, incluyendo sus respectivos polos de desarrollo, debiendo acompañar los antecedentes fundantes que correspondan.

Artículo 87°.- Planificación de la Transmisión. Anualmente la Comisión deberá llevar a cabo un proceso de planificación de la transmisión, el que deberá considerar, al menos, un horizonte de veinte años. Esta planificación abarcará las obras de expansión necesarias del sistema de transmisión nacional, de polos de desarrollo, zonal, dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios y de interconexión internacional, según corresponda.

En este proceso se deberá considerar la planificación energética de largo plazo que desarrolle el Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 83 y los objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación que establece la ley para el sistema eléctrico. Por tanto, la planificación de la transmisión deberá realizarse considerando:

a) La minimización de los riesgos en el abastecimiento, considerando eventualidades, tales como aumento de costos o indisponibilidad de combustibles, atraso o indisponibilidad de infraestructura energética, desastres naturales o condiciones hidrológicas extremas;

b) La creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, propendiendo al mercado eléctrico común para el abastecimiento de la demanda a mínimo costo;

c) Instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico, en los distintos escenarios energéticos que defina el Ministerio en conformidad a lo señalado en el artículo 86; y

d) La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan realizar las expansiones necesarias del sistema de una manera eficiente.

El proceso de planificación que establece el presente artículo deberá contemplar las holguras o redundancias necesarias para incorporar los criterios señalados precedentemente, y tendrá que considerar la información sobre restricciones ambientales y territoriales disponible al momento del inicio de éste, que proporcione el Ministerio de Energía. Para estos efectos, el Ministerio deberá remitir a la Comisión, dentro del primer trimestre de cada año, un informe que contenga las restricciones señaladas precedentemente.

Para efectos de la planificación de la transmisión deberá considerarse como tasa de actualización la tasa social de descuento establecida por el Ministerio de Desarrollo Social para la evaluación de proyectos de inversión de acuerdo a lo dispuesto en la ley N°20.530. En el caso que dicho Ministerio no fije la tasa mencionada, esta deberá ser calculada por la Comisión, en conformidad a lo que señale el reglamento.

Artículo 88°.- Incorporación en el Plan de Expansión de Sistemas de Transmisión para Polos de Desarrollo. Si, por problemas de coordinación entre distintos propietarios de proyectos de generación, la totalidad o parte de la capacidad de producción de uno o más polos de desarrollo definidos por el Ministerio de Energía en el decreto respectivo no pudiere materializarse, la Comisión podrá considerar en el plan de expansión anual de la transmisión sistemas de transmisión para dichos polos de desarrollo.

Asimismo, la Comisión podrá incorporar en dicho plan, como sistemas de transmisión para polos de desarrollo, líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, con el objeto de permitir su uso por nuevos proyectos de generación, pudiendo modificar sus características técnicas, como trazado, nivel de tensión o capacidad de transporte en magnitudes mayores a las previstas originalmente. Para estos efectos, el Coordinador deberá informar a la Comisión, con la periodicidad que determine el reglamento, los proyectos de transmisión informados a dicho organismo. El reglamento deberá establecer la antelación con la que los desarrolladores y promotores de proyectos deberán informar éstos al Coordinador.

Artículo 89°.- Obras Nuevas y Obras de Ampliación de los Sistemas de Transmisión. Son obras de expansión de los respectivos sistemas de transmisión las obras nuevas y obras de ampliación.

Son obras de ampliación aquellas que aumentan la capacidad o la seguridad y calidad de servicio de líneas y subestaciones eléctricas existentes. Se entenderá por obras nuevas aquellas líneas o subestaciones eléctricas que no existen y son dispuestas para aumentar la capacidad o la seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico.

No corresponderán a obras de ampliación aquellas inversiones necesarias para mantener el desempeño de las instalaciones conforme a la normativa vigente.

Podrán incorporarse como obras de expansión elementos que permitan garantizar la seguridad y calidad de servicio, tales como, sistemas de control y comunicación.

Artículo 90°.- Participantes y Usuarios e Instituciones Interesadas. Las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, en adelante, los “participantes”, podrán participar por derecho propio en el procedimiento de planificación de la transmisión, conforme se indica en los artículos siguientes.

Adicionalmente, la Comisión abrirá un proceso de registro de “usuarios e instituciones interesadas”, esto es, toda persona natural o jurídica, distinta de los participantes, que pudiera tener interés actual o eventual en el proceso de planificación de la transmisión, los que podrán participar del mismo de acuerdo con las normas de esta ley y del reglamento.

El reglamento deberá especificar el procedimiento o trámite a través del que se hará público el llamado a los usuarios e instituciones interesadas, y los requisitos e información que éstos deberán presentar para su registro. Asimismo, establecerá los medios y la forma en que la Comisión hará público los distintos documentos sometidos a un proceso de participación ciudadana, la oportunidad y forma de entregar sus observaciones de carácter técnico y el mecanismo de actualización del registro.

En todo caso, los antecedentes que solicite la autoridad para constituir dicho registro deberán estar dirigidos a acreditar la representación, el interés y la correcta identificación de cada usuario o entidad, y no podrán representar discriminación de ninguna especie.|

Artículo 91°.- Procedimiento de Planificación de la Transmisión. Dentro de los primeros quince días de cada año, el Coordinador deberá enviar a la Comisión una propuesta de expansión para los distintos segmentos de la transmisión, la que deberá considerar lo dispuesto en el artículo 87°, y podrá incluir los proyectos de transmisión presentados a dicho organismo por sus promotores.

La Comisión, dentro de los cinco días contados desde la recepción de la propuesta del Coordinador, deberá publicarla en su sitio web y deberá convocar, mediante un medio de amplia difusión pública, a una etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión. Los promotores de dichos proyectos de expansión deberán presentar a la Comisión sus propuestas fundadas dentro del plazo de sesenta días corridos desde la convocatoria, las que deberán ser publicadas en su sitio web.

El reglamento establecerá los requisitos mínimos y la forma en que deberán presentarse las propuestas de expansión del Coordinador y de los promotores de proyectos.

En el plazo que señale el reglamento, la Comisión emitirá un informe técnico preliminar con el plan de expansión anual de la transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web. Dentro del plazo de diez días a contar de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones de carácter técnico a la Comisión.

Dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final del plan de expansión anual, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas, el que deberá ser publicado en su sitio web.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de cincuenta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de quince días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión, incorporando lo resuelto por el Panel.

Artículo 92°.- Decretos de Expansión de la Transmisión. El Ministro de Energía, dentro de quince días de recibidos el informe técnico definitivo de la Comisión a que hace referencia el artículo anterior, mediante decreto expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, fijará las obras de ampliación de los sistemas de transmisión que deban iniciar su proceso de licitación en los doce meses siguientes.

Las obras nuevas de los sistemas de transmisión que deban iniciar su proceso de licitación o estudio de franja, según corresponda, en los doce meses siguientes, serán fijadas por el Ministro de Energía, dentro de los sesenta días siguientes de recibido el informe técnico definitivo, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”. En dicho decreto se deberán distinguir aquellas obras nuevas que deben sujetarse al procedimiento para la determinación de sus franjas preliminares, en adelante e indistintamente “Estudio de Franja”, en caso de ser necesario, y de acuerdo a lo que se señala en los artículos siguientes.

Para la definición de las obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el Ministerio considerará criterios, tales como, los niveles de tensión de las instalaciones, el propósito de uso, las dificultades de acceso a o desde polos de desarrollo de generación, la complejidad de su implementación y la magnitud de las mismas, de acuerdo a lo que se establezca en el reglamento. Las obras nuevas que requieran de una franja preliminar tendrán el carácter de imprescindibles y serán de interés nacional para los efectos de la Ley Nº 20.283.

En caso que sea requerido por otras leyes, se entenderá que los obligados a ejecutar las obras de expansión de los sistema de transmisión que determine el decreto, cuentan con la calidad de concesionarios de los servicios eléctricos.

Las empresas podrán efectuar proyectos de expansión zonal que no se encuentren dentro del plan de expansión fijado por el Ministerio de Energía. En el siguiente proceso de valorización, la Comisión calificará la pertinencia de estas obras teniendo en consideración, no sólo la mayor eficiencia en el segmento, sino que también el diseño global de los sistemas de transmisión y distribución. Para el caso que la Comisión evalúe positivamente la pertinencia de dichas obras, su valorización se realizará considerando la efectuada para instalaciones similares.

Artículo 93°.- Procedimiento para la determinación de franjas. Una vez publicado en el Diario Oficial el decreto que fija las obras nuevas, el Ministerio deberá dar inicio al Estudio de Franja para aquellas obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el que será sometido a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del Título II de la ley N° 19.300 sobre bases generales del medio ambiente. El señalado procedimiento concluirá con la dictación de un decreto exento del Ministerio, expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, que fijará la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50 y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable.

El estudio será licitado, adjudicado y supervisado por el Ministerio en conformidad a las bases técnicas y administrativas que éste elabore, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles actuará como organismo técnico asesor.

El financiamiento del Estudio de Franja se establecerá a través de un presupuesto anual elaborado por la Subsecretaría de Energía. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

El Estudio de Franja contemplará franjas alternativas en consideración a criterios técnicos, económicos, ambientales y de desarrollo sustentable.

El señalado estudio deberá contener, a lo menos, lo siguiente:

a) Las franjas alternativas evaluadas;

b) Una zona indirecta de análisis o de extensión, a cada lado de la franja, que tenga la función de permitir movilidad al futuro proyecto;

c) Levantamiento de información en materias de uso del territorio y ordenamiento territorial;

d) Levantamiento de información vinculada a áreas protegidas y de interés para la biodiversidad;

e) Levantamiento de la información socioeconómica de comunidades y descripción de los grupos de interés;

f) Levantamiento de las características del suelo, aspectos geológicos y geomorfológicos relevantes de las franjas alternativas;

j) Diseño de ingeniería que permita identificar las franjas alternativas;

h) Identificación y análisis de aspectos críticos que podrían afectar la implementación de las franjas alternativas;

i) Indicación de los caminos, calles y otros bienes nacionales de uso público y de las propiedades fiscales, municipales y particulares que se ocuparán o atravesarán, individualizando a sus respectivos dueños;

j) Un análisis general del costo económico de las franjas alternativas; y

k) Un análisis general de aspectos sociales y ambientales, en base a la información recopilada.

Para el adecuado desarrollo del estudio regulado en los incisos precedentes, el Ministerio podrá ingresar a todas las propiedades fiscales, municipales y particulares en que sea necesario, a través de la o las personas que para tal efecto designe, conforme al procedimiento establecido en el artículo 67° de la presente ley.

Un reglamento, expedido por intermedio del Ministerio de Energía, establecerá las disposiciones necesarias para la adecuada ejecución del proceso de determinación de franjas preliminares.

Artículo 94°.- Aprobación por el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad. El estudio a que se refiere el artículo precedente, concluirá con un informe del Ministerio que contenga la franja alternativa a proponer al Consejo de Ministros para la Sustentabilidad establecido en los artículos 71° y siguientes de la Ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente. El Consejo de Ministros para la Sustentabilidad, deberá acordar el uso de la propuesta de franja, para efectos que el Ministerio dicte un decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República” que fije la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50° y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable, para las obras nuevas sometidas a Estudio de Franja, sin perjuicio de lo resuelto en la correspondiente resolución de calificación ambiental. Dichas servidumbres se impondrán una vez que el adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva defina el trazado y cuente con la correspondiente resolución de calificación ambiental para la ejecución del proyecto. El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, debiendo entenderse que los propietarios de los predios comprendidos en la franja preliminar se encuentran notificados del eventual gravamen que se les podrá imponer una vez dictado el decreto a que se refiere el artículo 97°.

Artículo 95°.- Bases de Licitación del Coordinador de Obras Nuevas y de Ampliación. Corresponderá al Coordinador efectuar una licitación pública internacional de los proyectos de expansión contenidos en los decretos señalados en el artículo 92°. El costo de la licitación será de cargo del Coordinador.

Las bases de licitación de las obras nuevas y de ampliación serán elaboradas por el Coordinador y, a lo menos, deberán especificar las condiciones objetivas que serán consideradas para determinar la licitación, la información técnica y comercial que deberán entregar las empresas participantes, los requisitos técnicos y financieros que deberán cumplir los oferentes, los plazos, las garantías, la descripción del desarrollo del proceso y de las condiciones de adjudicación, así como las características técnicas de las obras de transmisión. Asimismo, las bases deberán contener las garantías de ejecución y operación de los proyectos y las multas por atraso en la entrada en operación del o los proyectos.

El Coordinador podrá agrupar una o más obras de ampliación y obras nuevas con el objeto de licitarlas y adjudicarlas conjuntamente.

Tratándose de la licitación de las obras de ampliación, la empresa propietaria deberá participar en la supervisión de la ejecución de la obra, conforme lo determine el reglamento.

La Comisión podrá fijar el valor máximo de las ofertas de las licitaciones de las obras de expansión en un acto administrativo separado de carácter reservado, que permanecerá oculto hasta la apertura de las ofertas respectivas, momento en el que el acto administrativo perderá el carácter reservado. El Coordinador deberá licitar nuevamente aquellas obras cuya licitación haya sido declarada desierta por no haberse presentado ninguna oferta económica inferior al valor máximo señalado precedentemente.

Artículo 96°.- Decreto que fija los derechos de ejecución y explotación de obras nuevas y Decreto de adjudicación de construcción de obras de ampliación. El Coordinador en un plazo no superior a sesenta días de recibidas las propuestas, deberá resolver la licitación y adjudicará los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva, o la adjudicación de la construcción y ejecución de las obras de ampliación, según corresponda, en conformidad a las bases. Asimismo, se comunicará el resultado de la licitación a la empresa adjudicataria de la obra nueva respectiva y a las empresas transmisoras propietarias de las obras de ampliación, según corresponda, y se informará a la Comisión y a la Superintendencia respecto de la evaluación de los proyectos y de la adjudicación.

Dentro de los cinco días siguientes a dicho informe, la Comisión remitirá al Ministro de Energía un informe técnico con los resultados de la licitación, incluyendo en el caso de las obras de ampliación el A.V.I.+C.O.M.A. a remunerar a la empresa transmisora propietaria de dicha obra, con todos los antecedentes del proceso. Sobre la base de dicho informe técnico, el Ministerio dictará un decreto supremo, expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República", que fijará, tratándose de las obras nuevas:

a) Los derechos de ejecución y explotación de la obra nueva;

b) La empresa adjudicataria;

c) Las características técnicas del proyecto;

d) La fecha de entrada en operación;

e) El valor de la transmisión por tramo de las nuevas obras, conforme al resultado de la licitación, y

f) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra e) anterior.

En el caso de las obras de ampliación, el decreto señalado en el inciso anterior fijará:

a) El propietario de la o las obras de ampliación;

b) La empresa adjudicataria encargada de la construcción y ejecución de la obra o las obras de ampliación;

c) Las características técnicas del proyecto;

d) La fecha de entrada en operación;

e) El V.I. adjudicado;

f) El A.V.I. determinado a partir del VI señalado en la letra anterior;

g) El C.O.M.A que corresponderá aplicar hasta el siguiente proceso de valorización, y

h) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra g) anterior.

Artículo 97°.- Procesos posteriores a la adjudicación para obras nuevas sometidas al procedimiento para la determinación de franjas. El adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva que debe sujetarse a Estudio de Franja, deberá someter al sistema de evaluación de impacto ambiental, conforme a lo dispuesto en la ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el respectivo proyecto, determinando el trazado sobre la base de la franja preliminar fijada mediante el decreto establecido en el artículo 94°.

Una vez obtenida la resolución de calificación ambiental de acuerdo a lo definido en la ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el Ministerio dictará un decreto exento suscrito bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, mediante el que determinará el trazado definitivo y la franja de seguridad asociada a dicho trazado, constituyéndose, por el solo ministerio de la ley, servidumbre eléctrica sobre la referida franja.

El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, debiendo entenderse que los propietarios de los predios comprendidos en el trazado definitivo se encuentran notificados de la imposición de la o las servidumbres correspondientes.

El titular del proyecto será considerado titular de concesión eléctrica para los efectos del artículo 31° bis y 34° bis de la presente ley.

Dentro de los 30 días siguientes a la publicación en el Diario Oficial del decreto referido en el inciso segundo, el titular del proyecto lo deberá reducir a escritura pública, a su costo. A partir de la fecha de reducción a escritura pública, el titular del proyecto deberá iniciar las gestiones para hacer efectivas las servidumbres conforme a los artículos 62° y siguientes de la ley.

En todo lo no regulado en el presente Capítulo, será aplicable, en lo que corresponda, lo dispuesto en el Capítulo V, del Título II, de la presente ley.

Artículo 98°.- Situación excepcional de Modificaciones de trazados. En caso que, una vez obtenida la resolución de calificación ambiental y durante la ejecución del proyecto, el titular del mismo requiera excepcionalmente modificar el trazado definitivo, deberá, en forma previa, solicitar en forma fundada la aprobación del Ministerio, el que deberá evaluar los antecedentes que justifican tal modificación y una vez obtenida la autorización de éste, el proyecto deberá sujetarse a lo dispuesto en la Ley Nº 19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente.

Calificada favorablemente la modificación del proyecto, el Ministerio procederá a modificar el decreto señalado en el artículo anterior, el que deberá ser publicado y reducido a escritura pública en los términos y condiciones señalados en dicho artículo.

Artículo 99°.- Remuneración de las Obras de Expansión. Las obras nuevas contenidas en los respectivos decretos que fijan el plan de expansión para los doce meses siguientes, señalados en el artículo 92° serán adjudicadas a una empresa de transmisión que cumpla con las exigencias definidas en la presente ley y la demás normativa aplicable. La licitación se resolverá según el valor anual de la transmisión por tramo que oferten las empresas para cada proyecto y sólo se considerarán de manera referencial el V.I. y C.O.M.A. definidos en el aludido decreto.

El valor anual de la transmisión por tramo resultante de la licitación y su fórmula de indexación constituirá la remuneración de las obras nuevas y se aplicará durante cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente.

La licitación de la construcción y ejecución de las obras de ampliación contenidas en el decreto señalado en el artículo 96°, se resolverán según el V.I. ofertado. El propietario de la obra de ampliación será el responsable de pagar al respectivo adjudicatario la referida remuneración, de acuerdo a lo que señalen las bases.

Por su parte, el propietario de la obra de ampliación recibirá como remuneración de dicha obra el A.V.I. más el C.O.M.A. correspondiente. El A.V.I. será determinado considerando el V.I. adjudicado y la tasa de descuento correspondiente utilizada en el estudio de valorización vigente al momento de la adjudicación. El A.V.I. resultante de la licitación corresponderá a la remuneración del adjudicatario por cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente.

Las obras de ampliación adjudicadas deberán ser consideradas en los procesos tarifarios siguientes para los efectos de determinar el C.O.M.A. aplicable.

Los pagos por el servicio de transporte o transmisión a la empresa propietaria de las obras nuevas y obras de ampliación de transmisión se realizarán de acuerdo con lo establecido en los artículos 115° y siguientes.

Capítulo III: De la Calificación de las Instalaciones de Transmisión

Artículo 100°.- Calificación de las Instalaciones de los Sistemas Transmisión. Las líneas y subestaciones eléctricas de cada sistema de transmisión nacional, para polos de desarrollo, de transmisión zonal y de los sistemas dedicados serán determinadas cuatrienalmente por la Comisión mediante resolución exenta dictada al efecto.

La Comisión deberá incorporar a la señalada resolución de calificación, en el momento en que entren en operación, las instalaciones futuras de transmisión, de construcción obligatoria, contenidas en los respectivos decretos de expansión, como aquellas otras que entren en operación dentro del período de vigencia de la referida resolución.

Las líneas y subestaciones eléctricas sólo podrán pertenecer a un segmento del sistema de transmisión.

En la resolución a que hace referencia el inciso primero, la Comisión podrá agrupar una o más áreas territoriales para conformar los respectivos sistemas de transmisión zonal. Tanto dicha agrupación como la incorporación de la línea o subestación en una de éstas, deberá mantenerse por tres períodos tarifarios, salvo que éstas fueren calificadas en otro segmento.

En este proceso se deberán definir asimismo la desconexión de aquellas líneas y subestaciones que no sean necesarias para el sistema eléctrico, considerando los antecedentes que emanen de los procesos de planificación de transmisión.

Para efectos de la calificación de las líneas y subestaciones eléctricas, tres meses antes del vencimiento del plazo señalado en el artículo 107°, el Coordinador deberá remitir a la Comisión el listado de instalaciones contenido en los sistemas de información a que hace referencia el artículo 72°-8.

Artículo 101°.- Informe Técnico de Calificación de Instalaciones e instancias de Participación. Dentro de los noventa días corridos siguientes a la recepción de la información señalada en el artículo anterior, la Comisión deberá emitir un informe técnico preliminar con la calificación de todas las líneas y subestaciones del sistema de transmisión. Los participantes y usuarios e instituciones interesadas referidos en el artículo 90°, dispondrán de quince días para presentar sus observaciones a dicho informe.

Dentro de los quince días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final de calificación de líneas y subestaciones de transmisión, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Concluido el plazo para presentar discrepancias, o emitido el Dictamen del Panel, según corresponda, la Comisión deberá, mediante resolución exenta, aprobar el informe técnico definitivo con la calificación de las líneas y subestaciones de transmisión para el cuatrienio siguiente, la que deberá ser publicada en su sitio web.

Capítulo IV: De la Tarificación de la Transmisión

Artículo 102°.- De la Tarificación. El valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios será determinado por la Comisión cada cuatro años en base a la valorización que se establece en los artículos siguientes de las instalaciones.

Las empresas eléctricas que interconecten sus instalaciones de transmisión al sistema eléctrico sin que estas formen parte de la planificación de que trata el artículo 87°, serán consideradas como obras existentes para efectos de su valorización, siempre y cuando la ejecución de estas obras hayan sido autorizadas excepcionalmente por la Comisión, previo informe fundado que justifique la necesidad y urgencia de la obra y su exclusión del proceso de planificación de la transmisión, aprobado por el Coordinador, de acuerdo a lo que señale el reglamento.

Artículo 103°.- Definición de V.A.T.T., V.I., A.V.I. y C.O.M.A. Para cada tramo de un sistema de transmisión se determinará el “valor anual de la transmisión por tramo”, compuesto por la anualidad del "valor de inversión", en adelante "V.I." del tramo, más los costos anuales de operación, mantenimiento y administración del tramo respectivo, en adelante "COMA", ajustados por los efectos de impuestos a la renta y depreciación correspondiente, de conformidad a la metodología que establezca el reglamento.

Cada tramo del sistema de transmisión estará compuesto por un conjunto mínimo de instalaciones económicamente identificables, agrupadas según los criterios que establezca el reglamento.

El V.I. de una instalación de transmisión es la suma de los costos eficientes de adquisición e instalación de sus componentes, de acuerdo con valores de mercado, determinado conforme a los incisos siguientes.

En el caso de las instalaciones existentes, el V.I. se determinará en función de sus características físicas y técnicas, valoradas a los precios de mercado vigentes de acuerdo a un principio de adquisición eficiente.

Sin perjuicio de lo anterior, respecto de los derechos relacionados con el uso de suelo, los gastos y las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres utilizadas, para efectos de incluirlos en el V.I. respectivo se considerará el valor efectivamente pagado, indexado de acuerdo a la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor. Para estos efectos, el Coordinador deberá elaborar y mantener un catastro de las servidumbres existentes y sus respectivas valorizaciones. Sólo se valorizarán aquellas servidumbres en las que se acredite fehacientemente el valor efectivamente pagado por ellas. Las discrepancias que surjan sobre esta materia podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos.

En el caso de Obras de Expansión, se considerará lo señalado en el artículo 99°.

La anualidad del V.I., en adelante “A.V.I.”, se calculará considerando la vida útil de cada tipo de instalación determinada conforme lo señalado en el artículo siguiente y considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118°.

Para cada segmento de los sistemas de transmisión señalados en el artículo 100° y para cada sistema de transmisión zonal, el C.O.M.A. se determinará como los costos de operación, mantenimiento y administración de una única empresa eficiente y que opera las instalaciones permanentemente bajo los estándares establecidos en la normativa vigente, conforme lo especifique el reglamento.

Artículo 104°.- Vida Útil de las Instalaciones. La vida útil para efectos de determinar la anualidad del valor de inversión indicada en el artículo precedente será determinada por la Comisión. Para estos efectos, en la oportunidad que fije el reglamento, la Comisión comunicará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas definidos en el artículo 90° un informe técnico preliminar que contenga las vidas útiles de los elementos de transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web.

A más tardar veinte días contados desde la publicación de dicho informe, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán realizar observaciones, las que deberán ser aceptadas o rechazadas fundadamente en el informe técnico definitivo, el que será publicado en el sitio web de la Comisión dentro de los veinte días siguientes a la recepción de las observaciones.

Si se mantuviesen observaciones, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias ante el Panel de Expertos en un plazo de diez días contados desde la publicación. El Panel resolverá las discrepancias en un plazo de veinte días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

La Comisión comunicará y publicará en su sitio web el informe técnico definitivo de vida útil de las instalaciones, incorporando lo resulto por el Panel, dentro de los diez días siguientes a la comunicación de su dictamen. En caso de no haberse presentado discrepancias, la Comisión comunicará y publicará en su sitio web el informe técnico definitivo dentro de los cinco días de vencido el plazo para presentarlas.

Las vidas útiles de las instalaciones contenidas en la resolución de la Comisión que aprueba el informe técnico definitivo a que hace referencia el inciso anterior, se aplicarán por tres períodos tarifarios consecutivos. Excepcionalmente, los nuevos elementos por avances tecnológicos o nuevos desarrollos, que no hayan sido considerados en la resolución señalada, deberán ser incorporados, para efectos de fijar su vida útil, en las bases preliminares a que hace referencia el artículo 107°.

Artículo 105°.- Del o los Estudios de Valorización de los Sistemas de Transmisión. Dentro del plazo señalado en el artículo 107°, la Comisión deberá dar inicio al o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal y de sistema de transmisión para polos de desarrollo, cuyo proceso de elaboración será dirigido y coordinado por la Comisión.

Artículo 106°.- Participación Ciudadana. Las empresas participantes y usuarios e instituciones interesadas a que hace referencia el artículo 90°, podrán participar del proceso y estudio de valorización de instalaciones conforme a las normas contenidas en los artículos siguientes y en el reglamento.

Artículo 107°.- Bases del o los Estudios Valorización. A más tardar veinte y cuatro meses antes del término del periodo de vigencia de las tarifas de los sistemas de transmisión, la Comisión enviará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas, las bases técnicas y administrativas preliminares para la realización del o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema nacional, zonal, de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Las bases técnicas preliminares del o los estudios deberán contener, al menos, lo siguiente:

a) Tasa de descuento calculada de acuerdo a lo establecido en los artículos 118° y 119°;

b) Economías de ámbito y escala;

c) Modelo de valorización; y

d) Metodología para la determinación del pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Por su parte, el reglamento determinará los criterios de selección de las propuestas del o los consultores para la realización del o los estudios, las garantías que éstos deberán rendir para asegurar su oferta y la correcta realización del o los estudios, incompatibilidades y todas las demás condiciones, etapas y obligaciones del o los consultores que deban formar parte de la bases administrativas y técnicas.

A partir de la fecha de recepción de las bases técnicas y administrativas preliminares y dentro del plazo de quince días, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones ante la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un término no superior a quince días, la Comisión les comunicará las bases técnicas y administrativas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Si se mantuviesen controversias, cualquiera de los participantes o usuarios e instituciones interesadas, podrán presentar sus discrepancias al Panel, en un plazo máximo de diez días contado desde la recepción de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias o una vez emitido el dictamen del Panel, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas a través de una resolución que se publicará en un medio de amplio acceso y se comunicará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas.

Artículo 108°.- Licitación y Supervisión del Estudio de Valorización. Conjuntamente con la publicación de las bases definitivas, la Comisión deberá llamar a licitación pública internacional del o los estudios de valorización de instalaciones de transmisión que correspondan.

El o los estudios de valorización serán adjudicados y supervisados en conformidad a las bases definitivas señaladas en el artículo anterior, por un Comité integrado por un representante del Ministerio de Energía, uno de la Comisión, que será quien lo presidirá, un representante del segmento de generación, uno del sistema de transmisión nacional, uno del segmento de transmisión zonal, uno del segmento de distribución, un representante de los clientes libres, y un representante del Coordinador, los que serán designados en la forma que establezca el reglamento.

El reglamento establecerá las normas sobre designación, constitución, funcionamiento, obligaciones y atribuciones de este comité, el plazo máximo del proceso de licitación y la forma en que se desarrollará el o los estudios.

El o los estudios deberán realizarse dentro del plazo máximo de ocho meses a contar del total trámite del acto administrativo que aprueba el contrato con el consultor, sin perjuicio de la obligación del consultor respecto de la audiencia pública a que se refiere el artículo 111°.

Artículo 109°.- Financiamiento del Estudio de Valorización. Las empresas de transmisión nacional, zonal y de sistemas de transmisión para polos de desarrollo deberán concurrir al pago del o los estudios de valorización de instalaciones, conforme a lo dispuesto en el reglamento. El valor resultante del proceso de adjudicación del estudio o los estudios serán incorporados en el proceso de valorización respectivo como parte del C.O.M.A.

Artículo 110°.- Resultados del Estudio de Valorización. Los resultados del o los estudios de valorización deberán especificar y distinguir, a lo menos, lo siguiente:

a) El V.I. y A.V.I por tramo de las instalaciones calificadas como de transmisión nacional, transmisión zonal y de transmisión para polos de desarrollo en la resolución exenta de la Comisión a que hace referencia el artículo 100°;

b) Los costos de operación, mantenimiento y administración por tramo de las instalaciones pertenecientes al sistema de transmisión nacional, para las instalaciones pertenecientes a los sistemas zonal y para las instalaciones de transmisión para polos de desarrollo;

c) El valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistemas de transmisión para polos de desarrollo y de las instalaciones de transmisión dedicada por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios; y

d) La determinación de las correspondientes fórmulas de indexación y su forma de aplicación para los valores indicados anteriormente, durante el período de cuatro años.

Para el caso de la transmisión para polos de desarrollo, se considerará sólo la porción de las líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, según corresponda, cuyas características técnicas hubiesen sido modificadas conforme a lo señalado en el artículo 88°.

Artículo 111°.- Audiencia Pública. La Comisión, en un plazo máximo de cinco días contado desde la recepción conforme del o los estudios, convocará a una audiencia pública a los participantes y a los usuarios e instituciones interesadas, audiencia en que el consultor deberá exponer los resultados del o los estudios de valorización. El reglamento establecerá el procedimiento y las demás normas a que se sujetará la audiencia pública.

Artículo 112°.- Informe Técnico y Decreto de Valorización. Concluido el procedimiento de audiencia pública conforme al artículo anterior, dentro del plazo de tres meses, la Comisión deberá elaborar un informe técnico preliminar basado en los resultados del o los estudios de valorización, el que deberá ser comunicado a las empresas transmisoras, a los participantes y a los usuarios e instituciones interesadas, al Coordinador, y se hará público a través de un medio de amplio acceso.

El informe técnico preliminar de la Comisión deberá contener las materias señaladas en el artículo 110°.

A partir de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y los usuarios e instituciones interesadas dispondrán de diez días para presentar sus observaciones a la Comisión.

Dentro de los veinte días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final de valorización de instalaciones de transmisión, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo de cuarenta y cinco días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo de valorización de instalaciones y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de veinte días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo de valorización, incorporando lo resuelto por dicho Panel, y sus antecedentes.

El Ministro de Energía, dentro de veinte días de recibido el informe técnico de la Comisión, mediante decreto expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República" y sobre la base de dicho informe, fijará el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y de las instalaciones de transmisión dedicada por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Artículo 113°.- Vigencia Decreto Tarifario. Una vez vencido el período de vigencia del decreto de señalado en el artículo anterior, los valores establecidos en él seguirán rigiendo mientras no se dicte el siguiente decreto conforme al procedimiento legal. Dichos valores podrán ser reajustados por las empresas de transmisión, en la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor desde la fecha en que debía expirar el referido decreto, previa publicación en un diario de circulación nacional efectuada con quince días de anticipación.

No obstante lo señalado en el inciso anterior, las empresas de transmisión deberán abonar o cargar a los usuarios del sistema de transmisión, de acuerdo con el procedimiento que establezca el reglamento, las diferencias que se produzcan entre lo efectivamente facturado y lo que corresponda acorde a los valores que en definitiva se establezcan, por todo el período transcurrido entre el día de terminación del cuatrienio a que se refiere el artículo anterior y la fecha de publicación del nuevo decreto.

Las reliquidaciones que sean procedentes serán reajustadas de acuerdo al Índice de Precios al Consumidor a la fecha de publicación de los nuevos valores, por todo el período a que se refiere el inciso anterior.

En todo caso, se entenderá que los nuevos valores entrarán en vigencia a contar del vencimiento del cuatrienio para el que se fijaron los valores anteriores.

Capítulo V: De La Remuneración de la Transmisión.

Artículo 114°.- Remuneración de la Transmisión. Las empresas propietarias de las instalaciones existentes en los sistemas de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo deberán percibir anualmente el valor anual de la transmisión por tramo correspondiente a cada uno de dichos sistemas, definido en el artículo 103°. Este valor constituirá el total de su remuneración anual. Asimismo, los propietarios de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, deberán percibir de los clientes regulados la proporción correspondiente a dicho uso.

Para los efectos del inciso anterior, dentro de cada uno de los sistemas de transmisión nacional y zonal, se establecerá un cargo único por uso, de modo que la recaudación asociada a éste constituya el complemento a los ingresos tarifarios reales para recaudar el valor anual de la transmisión de cada tramo definido en el decreto señalado en el artículo 112°. Se entenderá por "ingreso tarifario real por tramo" a la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación real del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo.

Asimismo, se establecerá un cargo único de modo que la recaudación asociada a éste remunere la proporción de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, considerando la proporción de ingresos tarifarios reales asignables a ellos.

Del mismo modo, se establecerá un cargo único de manera que la recaudación asociada a éste remunere la proporción de las instalaciones para polos de desarrollo no utilizada por la generación existente. El valor anual de la transmisión para polos de desarrollo no cubierta por dicho cargo, será asumida por los generadores que inyecten su producción en el polo correspondiente.

Los cargos únicos a que hace referencia el presente artículo serán calculados por la Comisión en el informe técnico respectivo y fijado mediante resolución exenta.

El reglamento deberá establecer los mecanismos y procedimientos de reliquidación y ajuste de los cargos por uso correspondientes, de manera de asegurar que la o las empresas señaladas perciban la remuneración definida en el inciso primero de este artículo.

Artículo 115°.- Pago de la Transmisión. El pago de los sistemas de transmisión nacional, zonal y de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios será de cargo de los consumidores finales libres y regulados, y se regirá por las siguientes reglas:

a) El cargo por uso del sistema de transmisión nacional se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de los tramos de transmisión nacional y los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, de cada uno de dichos tramos, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales del sistema interconectado para el mismo semestre;

b) El cargo por uso de cada sistema de transmisión zonal se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de la transmisión por tramo y los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales en dicho sistema para el mismo semestre;

c) El cargo por uso de los sistemas de transmisión dedicada utilizada por parte de consumidores finales regulados se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de la transmisión por tramo asignada y la proporción de los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales en el sistema interconectado para el mismo semestre.

Los cargos únicos a que hace referencia el presente artículo serán calculados semestralmente por la Comisión en el informe técnico respectivo y fijado mediante resolución exenta, con ocasión de la determinación de los precios de nudo definidos en el artículo 162°. Dichos valores, así como las reliquidaciones o ajustes a que hubiere lugar, serán calculados por el Coordinador, según lo señalado en esta ley y conforme a los procedimientos que el reglamento establezca.

Las boletas o facturas a usuarios libres o regulados extendidas por sus respectivos suministradores deberán señalar separadamente los cobros por concepto de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo, de instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, distribución y cualquier otro cargo que se efectúe en ella, en la forma y periodicidad que determine el reglamento.

Artículo 116°.- Pago por uso de los Sistemas para Polos de Desarrollo. Para efectos de la determinación del cargo único para la remuneración de la proporción no utilizada por centrales generadoras existentes en los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, se entenderá como proporción no utilizada aquella resultante de la diferencia entre uno y el cociente entre la suma de la capacidad instalada de generación, respecto de la totalidad de la capacidad instalada de transmisión. Dicha proporción distinguirá las líneas y subestaciones dedicadas, nuevas de las existentes, según corresponda, cuyas características técnicas hubiesen sido modificadas conforme a lo señalado en el artículo 88°, según lo establezca el reglamento.

Si transcurrido los cinco periodos tarifarios a que hace referencia el artículo 99° no se ha utilizado la capacidad total de transporte prevista, se extenderá este régimen de remuneración hasta por cinco periodos tarifarios adicionales. A partir de entonces, sólo se considerará la capacidad de la generación existente, para su valorización y remuneración.

El pago de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo de cargo de los consumidores finales libres y regulados, se determinará en base a la diferencia entre el 50% de la proporción del valor anual de los tramos, asignada a dichos consumidores, y la proporción de los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales del sistema interconectado para el mismo semestre.

El reglamento establecerá los mecanismos y procedimientos para la correcta determinación de dichos pagos.

Artículo 117°.- Repartición de Ingresos. Dentro de cada sistema de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo y transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios, los ingresos percibidos por concepto de cargo semestral por uso e ingresos tarifarios reales, serán repartidos entre los propietarios de las instalaciones de cada sistema de acuerdo con lo siguiente:

a) De la recaudación mensual total de cada segmento y sistema, se pagará en primer lugar el valor anual de la transmisión por tramo de las instalaciones declaradas como obra nueva y obra de ampliación, conforme lo señalado en el artículo 89º y de acuerdo a las fórmulas de indexación de éste, y la proporción de la transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios.

b) En cada segmento y sistema, el resto de las instalaciones recibirán el remanente de la recaudación a prorrata del A.V.I.+C.O.M.A. de las instalaciones resultante del o los estudios de valorización, conforme las fórmulas de indexación de los mismos.

c) En cada sistema y segmento, las diferencias que se produzcan entre la recaudación total y el valor anual de la transmisión por tramo, deberán ser consideradas en el período siguiente a fin de abonar o descontar dichas diferencias según corresponda, en el cálculo del cargo para el próximo período.

d) El Coordinador deberá realizar todos los cálculos necesarios para la repartición de ingresos a que hace referencia el presente artículo, de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente y deberá resguardar que la recaudación anual asignada a cada tramo no sea superior a su valorización anual.

Artículo 118°.- Tasa de Descuento. La tasa de descuento que deberá utilizarse para determinar la anualidad del valor de inversión de las instalaciones de transmisión será calculada por la Comisión cada cuatro años de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo siguiente. Esta tasa será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas de transmisión eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso la tasa de descuento no podrá ser inferior al siete por ciento.

El riesgo sistemático señalado, se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa eficiente de transmisión 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 y su plazo deberán 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 descuento, así como su consistencia con el horizonte de planificación de la empresa eficiente. El período considerado para establecer el promedio corresponderá a un mes y corresponderá al mes calendario de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de descuento.

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.

De este modo, la tasa de descuento será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

Artículo 119°.- Procedimiento de Cálculo de la Tasa de Descuento. Antes de cinco meses del plazo señalado en el artículo 107° para comunicar las bases preliminares del o los estudios de valorización, la Comisión deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de descuento, los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en el artículo anterior.

Finalizado dicho estudio, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de descuento, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 107°, para efectos de ser observado por las empresas participantes y usuarios e instituciones interesadas a que se refiere el artículo 90°, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico señalado precedentemente deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.

Artículo 120°.- Peajes de Distribución. Los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad estarán obligados a prestar el servicio de transporte, permitiendo el acceso a sus instalaciones de distribución, tales como líneas aéreas o subterráneas, subestaciones y obras anexas, en las condiciones técnicas y de seguridad que se establezcan, para que terceros den suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro de su zona de concesión.

Quienes transporten electricidad y hagan uso de estas instalaciones conforme al inciso anterior estarán obligados a pagar al concesionario un peaje igual al valor agregado de distribución vigente en la zona en que se encuentra el usuario, dentro de la respectiva área típica, ajustado de modo tal que si los clientes no regulados adquirieran su potencia y energía a los precios de nudo considerados para establecer la tarifa de los clientes sometidos a regulación de precios de la concesionaria de servicio público de distribución en la zona correspondiente, el precio final resultará igual al que pagarían si se les aplicara las tarifas fijadas a la referida concesionaria en dicha zona.

Serán aplicables a este servicio las disposiciones establecidas en los artículos 126º, en lo referente a la garantía para caucionar potencias superiores a 10 kilowatts, 141º y 225° letra q).

El Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, fijará estos peajes con ocasión de la fijación de tarifas de distribución correspondiente. El reglamento establecerá el procedimiento para la fijación y aplicación de dichos peajes.

Las discrepancias que se produzcan en relación a la fijación de peajes de distribución señalada en el presente artículo podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo 211°.

Artículo 121°.- Facturación, mora, titulo ejecutivo factura. En caso de mora o simple retardo en el pago de las facturas que se emitan entre las empresas sujetas a coordinación del Coordinador, éstas podrán aplicar sobre los montos adeudados el interés máximo convencional definido en el artículo 6º de la ley Nº 18.010, vigente el día del vencimiento de la obligación respectiva.

Las facturas emitidas por las empresas de transmisión para el cobro de la remuneración del sistema de transmisión tendrán mérito ejecutivo.

Artículo 122°.- Garantías para proyectos de inversión en Sistemas de Transmisión. Las empresas de transmisión tendrán derecho a dar en garantía para la obtención de un financiamiento para la construcción y ejecución de un proyecto de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo, los derechos de ejecución y explotación de obras nuevas pertenecientes a dichos sistemas de transmisión, que se hayan fijado a través del decreto del Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 92. Para dichos efectos, se podrá optar por las siguientes alternativas:

1° Constituir una prenda civil sobre los derechos que para dichas empresas nacen del decreto indicado precedentemente. La prenda se entenderá constituida y se regirá por las reglas generales del Código Civil, efectuándose la tradición mediante la entrega por parte de la empresa de transmisión al acreedor prendario, del decreto en donde consten los derechos dados en prenda.

2° Ceder condicionalmente los derechos objeto del citado decreto, sujeto a la condición suspensiva de incumplimientos contemplados en el respectivo contrato de crédito celebrado entre la empresa transmisora y su o sus acreedores.

3° Otorgar un mandato irrevocable en los términos del artículo 241 del Código de Comercio, al o los acreedores de la empresa de transmisión para percibir las tarifas a que tenga derecho esta última de acuerdo al decreto referido en el inciso primero. Podrá convenirse en dicha cesión condicional, que el o los acreedores deberán imputar los montos percibidos en virtud del mandato con los correspondientes a la deuda existente entre la empresa de transmisión y dicho acreedor. La imputación de los montos percibidos se realizará de acuerdo a las reglas acordadas por las partes en el contrato de crédito en cuestión o, a falta de ellas, a las contenidas en el Código Civil.

En caso de otorgarse uno o más de los contratos indicados en los numerales anteriores, la empresa de transmisión deberá dar cumplimiento a lo indicado en el inciso siguiente, debiendo, además, el comprador en remate de los derechos ejecutados o el adquirente de los mismos por haberse cumplido la condición suspensiva en cuestión, reunir los requisitos establecidos en esta ley y en las bases de licitación de las obras de expansión, al igual que lo hiciera la empresa deudora, en los términos prescritos en el inciso siguiente.

Deberá ser sometido a la aprobación de la Comisión, las bases del remate a efecto de acreditar el cumplimiento de las exigencias establecidas en el inciso anterior, en forma previa al mismo. Tratándose de la cesión condicional del derecho, la empresa transmisora deberá notificar a la Comisión y a la Superintendencia de este hecho. El no cumplimiento por parte de la adquirente o cesionaria de los requisitos indicados en el inciso anterior, resolverá de pleno derecho la compra o cesión de los derechos de la cedente. La adquisición de los derechos de crédito no implicará la extinción de las obligaciones originadas por la normativa eléctrica de la empresa cedente, salvo que se demuestre la imposibilidad material de dar cumplimiento a las mismas y así lo resuelvan en conjunto la Superintendencia y la Comisión.”.

5) Suprímese el artículo 123°.

6) Modifícase el inciso segundo del artículo 128° en el siguiente sentido:

a) Intercálase a continuación del punto seguido (.) la siguiente frase: “Para las empresas de transmisión, el interés deberá ser igual a la tasa de descuento establecida en el artículo 118°.”.

b) Reemplázase en la última oración la palabra “El” por “Para las empresas generadoras y distribuidoras, el”.

7) Elimínase en el inciso quinto del artículo 134° el párrafo final “contado desde la respectiva presentación.”, pasando la coma (,) que le antecede a ser un punto aparte (.).

8) Reemplázase en el inciso final del artículo 135° ter la sigla “CDEC” por la expresión “Coordinador”.

9) Reemplázase en los incisos segundo, tercero, cuarto y sexto del artículo 135° quinques, las veces que aparece, la sigla “CDEC” por “Coordinador”.

10) Suprímense los artículos 137° y 138°.

11) Reemplázase en los incisos segundo y tercero del artículo 146° ter, cada vez que aparece, el guarismo “137°” por “72°-1”.

12) Suprímese el artículo 146° quáter

13) Modifícase el artículo 149° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso segundo el guarismo “137°” por “72°-1”;

b) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “organismo de coordinación de la operación o CDEC” por la expresión “Coordinador”;

c) Reemplázase en el inciso cuarto el guarismo “137°” por “72°-1”; y

d) Reemplázase en el inciso quinto la expresión “troncal, de subtransmisión” por “nacional, zonal”.

14) Elimínase el artículo 150°.

15) Modifícase el artículo 150° bis en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso primero, la expresión “la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “el Coordinador”.

b) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “a la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “al Coordinador”.

c) Sustitúyense en el inciso sexto, las frases “Las Direcciones de Peajes de los CDEC” y “las señaladas Direcciones de Peajes”, en ambos casos, por la expresión “el Coordinador”.

d) Sustitúyense en el inciso noveno, las frases “La Dirección de Peajes del CDEC respectivo” y “la Dirección de Peajes”, en ambas oportunidades, por la expresión “el Coordinador”.

e) Modifícase el inciso décimo en el siguiente sentido:

i) Sustitúyese, la frase “la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “el Coordinador”; la frase “la referida Dirección” por “el referido Coordinador”; y, la expresión “la Dirección de Peajes” por “el Coordinador”;

ii) Reemplázase la oración “aplicable a las discrepancias previstas en el número 11 del artículo 208°” por la frase “establecido en el artículo 211°”.

16) Modifícase el artículo 150° ter en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso decimocuarto la frase “los factores de penalización de energía del sistema correspondiente,” por la siguiente “la razón entre el precio de nudo de energía en dicho punto particular del sistema y el precio de nudo de energía en el punto de inyección, ambos”.

b) Reemplázase en el inciso decimoséptimo la expresión “la Dirección de Peajes correspondiente” por “el Coordinador”.

c) Reemplázase en el inciso decimoctavo la expresión “cada Dirección de Peajes” por “el Coordinador”.

d) Modifícase el inciso décimonoveno en el siguiente sentido:

i) Reemplázase la expresión “inciso primero del artículo 119°” por la frase “inciso segundo del artículo 149°”;

ii) Reemplázase la expresión “dicha Dirección” por “el Coordinador,”.

e) Reemplázase en el inciso final la frase “la Dirección de Peajes que corresponda” por “el Coordinador”.

17) Modifícase el artículo 155° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase, en el número 2.- del inciso primero, la frase “del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra a) del artículo 102°” por “los cargos señalados en los artículos 115°, 116° y 212°-13”.

b) Modifícase el inciso tercero del siguiente modo:

i) Reemplázase, en el primer párrafo, la frase “el sistema de transmisión troncal conforme señala el artículo 102°” por “los sistemas de transmisión conforme señalan los artículos 115° y 116°”.

ii) Agrégase el siguiente párrafo tercero y final:

“- Cargo por Servicio Público a que hace referencia el artículo 212°-13.”.

18) Modifícase el artículo 157° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso primero la expresión “generación-transporte” por “generación”.

b) Sustitúyese en el inciso tercero la expresión “las Direcciones de Peajes de los CDEC respectivos, de manera coordinada” por “el Coordinador”.

19) Modifícase el artículo 162° en el siguiente sentido:

a) Intercálase en el número 1, entre las expresiones “instalaciones existentes y” y “en construcción” la expresión “aquellas declaradas por la Comisión”.

b) Reemplázanse en el número 2 el guarismo “166°” por “165°” y la frase “El valor así obtenido se denomina precio básico de la energía” por “Los valores así obtenidos, para cada una de las barras, se denominan precios básicos de la energía”.

c) Elimínase el número 4.

d) Modifícase el número 5 en el siguiente sentido:

i) Sustitúyense la frase “subestaciones troncales” por “barras del sistema de transmisión nacional” y la palabra “subestación” por la palabra “barra”.

ii) Intercálase entre la primera coma (,) y la expresión “se calcula” la siguiente frase: “y que no tenga determinado un período básico de potencia,”.

e) Reemplázase el número 6 por el siguiente:

“6.- El cálculo de los factores de penalización de potencia de punta a que se refiere el número 5 anterior, se efectúa considerando las perdidas marginales de transmisión de potencia de punta, considerando el programa de obras de generación y transmisión señalado en el número 1 de este artículo, y”.

f) Sustitúyese, en el número 7, la expresión “, y” por un punto aparte (.).

g) Elimínase el número 8.

20) Reemplázase en el inciso final del artículo 163° la expresión “en un CDEC” por “entre las empresas sujetas a coordinación”.

21) Reemplázase en el artículo 165° la expresión “de los CDEC” por “al Coordinador”.

22) Reemplázanse, en el número dos del artículo 167°, la palabra “troncal” por “nacional” y el guarismo “102°” por “115°”.

23) Reemplázase en el inciso primero del artículo 170° la expresión “CDEC” por “Coordinador”.

24) Reemplázánse, en el inciso primero del artículo 177°, la coma que sigue a la palabra “definitivas”, que pasa a ser punto seguido, y la frase “aprobadas por ésta antes de once meses del término de vigencia de los precios vigentes y serán públicas” por la siguiente oración: “Si se mantuviesen controversias, las empresas podrán presentar sus discrepancias al Panel, en un plazo máximo de diez días contado desde la recepción de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°. En todo caso, las bases definitivas deberán será aprobadas por la Comisión antes de once meses del término de vigencia de los precios vigentes.”.

25) Reemplázase, en el artículo 181°, la frase “del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra a) del artículo 102°” por la siguiente “los cargos señalados en los artículos 115°, 116° y 212°-13”.

26) Incorpórase, en el artículo 184°, el siguiente inciso cuarto y final, nuevo:

“Las discrepancias que se produzcan en relación a la fijación de los precios de los servicios, a que se refiere el número 4 del artículo 147°, podrán ser sometidos al dictamen del Panel de Expertos conforme al procedimiento establecido en el artículo 211°.”.

27) Reemplázase el artículo 208° por el siguiente:

“Artículo 208°.- Serán sometidas al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que se produzcan en relación con las materias que se señalen expresamente en la presente ley o en el reglamento, y en otras leyes en materia energética.

Asimismo, serán sometidas a dicho dictamen, las discrepancias que se susciten entre el Coordinador y las empresas sujetas a su coordinación en relación a los procedimientos técnicos, instrucciones y cualquier otro acto de coordinación de la operación del sistema y del mercado eléctrico que emane del Coordinador, en cumplimento de sus funciones.

Podrán, asimismo, someterse al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que las empresas eléctricas tengan entre sí con motivo de la aplicación técnica o económica de la normativa del sector eléctrico y que, de común acuerdo, sometan a su dictamen.”.

28) Reemplázase en la letra b) del artículo 210°, la expresión “en el artículo 208°” por la siguiente: “en la presente ley o reglamento u en otras leyes en materia energética.”.

29) Modifícase el artículo 211° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase el inciso segundo por el siguiente:

“Requerida la intervención del Panel de Expertos, éste en el más breve plazo, deberá notificar a las partes y los interesados las discrepancias presentadas. Asimismo, se convocará a una sesión especial, debiendo establecer en ella un programa de trabajo que considerará una audiencia pública con las partes y los interesados, de la que se dejará constancia escrita, entendiéndose siempre que la Comisión y la Superintendencia tienen la condición de interesados en lo que respecta a las esferas de sus respectivas atribuciones. Dicha audiencia deberá realizarse no antes del plazo de diez días contados desde la notificación de las discrepancias. El Panel evacuará el dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la realización de la audiencia, salvo que la normativa legal o reglamentaria establezca un plazo diferente. El dictamen será fundado y todos los antecedentes recibidos serán públicos desde la notificación del dictamen.”.

b) Modifícase el inciso tercero en el siguiente sentido:

i) Intercálase entre el punto seguido (.), que sigue a la palabra “intermedios”, y el pronombre “El”, la siguiente frase:

“El Panel de Expertos no podrá pronunciarse respecto de la legalidad de las actuaciones del Coordinador, la Comisión o la Superintendencia, las que están sujetas a los controles de juridicidad establecidos en la legislación vigente.”.

ii) Intercálase entre la expresión “participen” y la frase “en el procedimiento respectivo”, la siguiente expresión: “, en calidad de partes,”.

iii) Reemplázase el inciso final por el siguiente:

“No obstante, el Ministro de Energía, mediante resolución exenta fundada, podrá, dentro del plazo de diez días contado desde la notificación del dictamen, declararlo inaplicable, en caso que se refiera a materias ajenas a las señaladas en el artículo 208° o respecto a la legalidad de las actuaciones del Coordinador, la Comisión o la Superintendencia.”.

30) Modifícase el artículo 212° en el siguiente sentido:

a) Reemplázanse, los incisos primero y segundo, del artículo 212°, por los siguientes:

“El financiamiento del Panel se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Subsecretaria de Energía en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13. Para estos efectos, el Panel deberá presentar a la Subsecretaria de Energía, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual para el siguiente año.

El presupuesto del Panel de Expertos deberá comprender los honorarios de sus miembros y del secretario abogado, los gastos en personal administrativo y demás gastos generales.

El procedimiento de recaudación del cargo por servicio público para el financiamiento del Panel y su pago se efectuará en la forma que señale el reglamento.”.

b) Suprímese el actual inciso tercero, pasando los actuales incisos cuarto, quinto, sexto y séptimo, a ser los incisos tercero, cuarto, quinto y sexto.

31) Intercálase, a continuación del artículo 212°, el siguiente Título VI bis, nuevo:

“TÍTULO VI BIS

DEL COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Artículo 212°-1.- Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, el Coordinador. El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional es el organismo técnico e independiente encargado de la coordinación de la operación del conjunto de instalaciones del sistema eléctrico nacional que operen interconectadas entre sí.

El Coordinador es una corporación autónoma de derecho público, sin fines de lucro, con patrimonio propio y de duración indefinida. Su domicilio será la ciudad de Santiago, sin perjuicio de que pueda establecer oficinas o sedes a lo largo del país. El Coordinador podrá celebrar todo tipo de actos y contratos con sujeción al derecho común.

El Coordinador no forma parte de la Administración del Estado, no siéndole aplicable las disposiciones generales o especiales, dictadas o que se dicten para el sector público, salvo expresa mención. Su organización, composición, funciones y atribuciones se regirán por la presente ley y su reglamento.

Artículo 212°-2.- Transparencia y publicidad de la información. El principio de transparencia es aplicable al Coordinador, de modo que deberá mantener a disposición permanente del público, a través de su sitio electrónico, los siguientes antecedentes debidamente actualizados, al menos, una vez al mes:

a) El marco normativo que le sea aplicable.

b) Su estructura orgánica u organización interna.

c) Las funciones y competencias de cada una de sus unidades u órganos internos.

d) Sus estados financieros y memorias anuales.

f) La composición de su Consejo Directivo y la individualización de los responsables de la gestión y administración.

g) Información consolidada del personal.

h) Toda remuneración percibida en el año por cada integrante de su Consejo Directivo y del Director Ejecutivo, por concepto de gastos de representación, viáticos, regalías y, en general, todo otro estipendio. Asimismo, deberá incluirse, de forma global y consolidada, la remuneración total percibida por el personal del Coordinador.

La información anterior deberá incorporarse a sus sitios electrónicos en forma completa, y de un modo que permita su fácil identificación y un acceso expedito.

Corresponderá al Director Ejecutivo velar por el cumplimiento de la obligación que establece este artículo y se le considerará para estos efectos el jefe superior del órgano. Serán aplicables a su respecto, lo dispuesto en los artículos 8°, 47 y 48 de la Ley de Transparencia, contenida en la ley N° 20.285. En caso de incumplimiento, las sanciones serán aplicadas por el Consejo para la Transparencia.

Artículo 212°-3: Administración y Dirección del Coordinador. La dirección y administración del Coordinador estará a cargo de un Consejo Directivo, compuesto por siete consejeros, los que serán elegidos conforme al artículo 212-5.

El Coordinador contará con un Director Ejecutivo, que será designado y/o removido por el Consejo Directivo en la forma y con el quórum establecido en el artículo 212-8. Le corresponderá al Director Ejecutivo:

a) La ejecución de los acuerdos y directrices adoptados por el Consejo Directivo;

b) La supervisión permanente de la administración y funcionamiento técnico del organismo;

c) Proponer al Consejo Directivo la estructura organizacional del Coordinador;

d) La representación judicial y extrajudicial del organismo; y

e) Las demás materias que le delegue el Consejo Directivo.

Los miembros del Consejo Directivo, el Director Ejecutivo y el personal del Coordinador no tendrán el carácter de personal de la Administración del Estado y se regirán exclusivamente por las normas del Código del Trabajo. No obstante, a éstos se les extenderá la calificación de empleados públicos sólo para efectos de aplicarles el artículo 260° del Código Penal.

El Coordinador deberá contar con una estructura interna y personal necesario e idóneo para el cumplimiento de sus funciones, la que será determinada por el Consejo Directivo. Para estos efectos, el Consejo Directivo deberá elaborar los Estatutos del Coordinador, los que deberán regular la organización interna de la institución y contener las normas que aseguren su adecuado funcionamiento.

Artículo 212°-4.- Deber del Consejo Directivo de velar por el cumplimento de las funciones del Coordinador y normativa. Le corresponderá al Consejo Directivo del Coordinador velar por el cumplimiento de las funciones que la normativa vigente asigna al Coordinador y adoptar las medidas que sean necesarias para asegurar dicho cumplimiento, en el ámbito de sus atribuciones. El Consejo Directivo deberá informar a la Superintendencia y a la Comisión cualquier hecho o circunstancia que pueda constituir una infracción a la normativa eléctrica vigente por parte de las empresas sujetas a su coordinación, identificando al propietario de las instalaciones pertinentes, cuando corresponda.

Artículo 212°-5.- Del Consejo Directivo del Coordinador. Los miembros del Consejo Directivo serán elegidos, en un proceso público y abierto, por el Comité Especial de Nominaciones, de una o más ternas de candidatos al cargo confeccionada por una empresa especializada, los que deberán acreditar experiencia profesional en el sector eléctrico o en las demás áreas que defina dicho Comité y reunir las condiciones de idoneidad necesarias para desempeñar el cargo. Las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los aspectos operativos del procedimiento de elección de los consejeros del Consejo Directivo del Coordinador serán establecidas en el reglamento.

Los consejeros durarán cuatro años en su cargo, pudiendo ser reelegidos. El Consejo Directivo se renovará parcialmente cada dos años.

Los consejeros podrán ser removidos de su cargo por el Comité Especial de Nominaciones por causa justificada, por el mismo quórum calificado fijado para su elección.

El Consejo Directivo designará entre sus miembros a un presidente y a su respectivo suplente para que ejerza las funciones de aquel en caso de ausencia o impedimento de cualquier naturaleza.

Los consejeros cesarán en sus funciones por alguna de las siguientes circunstancias:

a) Término del período legal de su designación;

b) Renuncia voluntaria;

c) Destitución o remoción por causa justificada; e,

e) Incapacidad sobreviniente que le impida ejercer el cargo por un periodo superior a tres meses consecutivos o seis meses en un año.

En caso de cesación anticipada del cargo de consejero, cualquiera sea la causa, el Comité Especial de Nominaciones se constituirá, a petición de la Comisión, para elegir un reemplazante por el tiempo que restare para la conclusión del período de designación del consejero cuyas funciones hayan cesado anticipadamente, salvo que éste fuese igual o inferior a seis meses.

El Consejo Directivo deberá sesionar con la asistencia de, a lo menos, cuatro de sus miembros. Sin perjuicio de lo anterior, los acuerdos se entenderán adoptados cuando cuenten con el voto favorable de la mayoría de los miembros del Consejo, salvo que esta ley o el Reglamento exijan una mayoría especial. El que presida tendrá voto decisorio en caso de empate. El Consejo Directivo deberá celebrar sesiones ordinarias con la periodicidad que establezcan los Estatutos Internos, y extraordinarias cuando las cite especialmente el Presidente, por sí o a requerimiento escrito de dos o más consejeros.

El Consejo Directivo podrá delegar parte de sus facultades en el Director Ejecutivo o los ejecutivos principales del Coordinador.

Asimismo, este Consejo podrá, por quórum calificado, asignar un nombre de fantasía al Coordinador.

Artículo 212°-6.- Incompatibilidades. El cargo de consejero del Consejo Directivo es de dedicación exclusiva y será incompatible con todo cargo o servicio remunerado que se preste en el sector público o privado. No obstante, los consejeros podrán desempeñar funciones en corporaciones o fundaciones, públicas o privadas, que no persigan fines de lucro, siempre que por ellas no perciban remuneración.

Asimismo, es incompatible la función de consejero con la participación en la propiedad, directamente o a través de otras personas naturales o jurídicas, del 5% o más del capital suscrito de una empresa sujeta a la coordinación del Coordinador, de sus matrices, filiales o coligadas, o cuando el señalado consejero, por sí solo o con otras personas con que tenga acuerdo de actuación conjunta, pueda designar al menos un miembro de la administración de uno de los anteriores.

Las personas que al momento de su nombramiento les afecte cualquiera de dichas condiciones deberán renunciar a ella. Las incompatibilidades contenidas en el presente artículo se mantendrán por seis meses después de haber cesado en el cargo por cualquier causa. El incumplimiento de esta norma será sancionada por la Superintendencia.

Cuando el cese de funciones se produzca por término del periodo legal del cargo o por incapacidad sobreviniente, y no concurra una causal derivada de su responsabilidad civil o penal, el consejero tendrá derecho a gozar de una indemnización equivalente al total de las remuneraciones devengadas en el último mes, por seis meses.

Las incompatibilidades previstas en este artículo no regirán para las labores docentes o académicas siempre y cuando no sean financiadas por los coordinados, con un límite máximo de doce horas semanales. Tampoco regirán cuando las leyes dispongan que un miembro del Consejo Directivo deba integrar un determinado comité, consejo, directorio, u otra instancia, en cuyo caso no percibirán remuneración por estas otras funciones.

Artículo 212°-7.- Comité Especial de Nominaciones. El Comité Especial de Nominaciones estará compuesto por un representante del Ministerio de Energía, uno de la Comisión Nacional de Energía, uno del Consejo de Alta Dirección Pública, uno del Panel de Expertos, un decano de una facultad de ciencias o ingeniería de una Universidad del Consejo de Rectores y uno del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia. La composición y funcionamiento del Comité Especial de Nominaciones y las demás normas que lo rijan serán establecidas por la Comisión mediante resolución dictada al efecto.

Todos los acuerdos del Comité deberán ser adoptados por el voto favorable de, al menos, cuatro de sus seis miembros.

Los integrantes del Comité no percibirán remuneración ni dieta adicional por el desempeño de sus funciones.

Artículo 212°-8.- Del Director Ejecutivo. El Director Ejecutivo deberá ser elegido y removido por el voto favorable de cinco de los Consejeros del Consejo Directivo de una terna de candidatos al cargo confeccionada por una empresa especializada. Las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los aspectos operativos del procedimiento de elección del Director Ejecutivo serán establecidas en el estatuto interno del Coordinador.

El Director Ejecutivo responde personal y solidariamente de la ejecución de los acuerdos del Consejo.

Artículo 212°-9.- Responsabilidad de los miembros del Consejo Directivo. El Consejo Directivo es un órgano colegiado, que ejerce las funciones que la ley y la normativa eléctrica le asigna colectivamente entre sus miembros. Los consejeros deberán actuar en el ejercicio de sus funciones con el cuidado y diligencia que las personas emplean ordinariamente en sus propios negocios, y responden solidariamente por las infracciones a los deberes que le impone la normativa vigente o los estatutos al Consejo Directivo por sus actuaciones dolosas o culpables.

Las deliberaciones y acuerdos del Consejo Directivo deberán constar en un acta, la que deberá ser firmada por todos aquellos consejeros que hubieren concurrido a la respectiva sesión. Asimismo, en dichas actas deberá contar el o los votos disidentes del o los acuerdos adoptados por Consejo Directivo, para los efectos de una eventual exención de responsabilidad de algún consejero. Los estatutos internos del Coordinador deberán regular la fidelidad de las actas, su mecanismo de aprobación, observación y firma.

Los consejeros son personal y solidariamente responsables de los acuerdos y actos que suscriban, así como de su ejecución.

Artículo 212°-10.- Remuneración del Consejo Directivo y del Director Ejecutivo. Los consejeros recibirán una remuneración bruta mensual equivalente a la establecida para los integrantes del Panel de Expertos en el inciso cuarto del artículo 212. La remuneración del Director Ejecutivo será fijada por el Consejo Directivo.

Artículo 212°-11.- Financiamiento y Presupuesto Anual del Coordinador. El financiamiento del Coordinador se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Comisión en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

Para estos efectos, el Consejo Directivo del Coordinador deberá presentar a la Comisión, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual del Coordinador, el que además deberá detallar el plan de trabajo para el respectivo año calendario, identificando las actividades que se desarrollarán, los objetivos propuestos y los indicadores de gestión que permitan verificar el cumplimento de dichos objetivos. El presupuesto deberá permitir cumplir con los objetivos y funciones establecidas para el Coordinador en la normativa eléctrica vigente.

La Comisión justificadamente podrá observar y solicitar modificaciones al presupuesto anual del Coordinador, las que necesariamente deberán ser incorporadas por dicho organismo.

La Comisión deberá aprobar el presupuesto anual del Coordinador antes del 19 noviembre de cada año.

El Consejo Directivo, en cualquier momento y en forma debidamente justificada, podrá presentar a la Comisión para su aprobación uno o más suplementos presupuestarios. En caso de aprobación, la Comisión deberá ajustar el cargo por servicio público a que hacer referencia el artículo 212°-13 con el objeto financiar dicho suplemento.

Adicionalmente, dentro de los primeros treinta días de cada año, el Coordinador deberá presentar a la Comisión la ejecución presupuestaria del año calendario inmediatamente anterior.

Artículo 212°-12.- Patrimonio del Coordinador. El patrimonio del Coordinador estará conformado por los bienes muebles, inmuebles, corporales o incorporales, que se le transfieran o adquieran a cualquier título, como asimismo por los ingresos que perciba por los servicios que preste.

Artículo 212°-13.- Cargo por Servicio Público. El presupuesto del Coordinador, del Panel de Expertos y el estudio de franja que establece el artículo 93, será financiado por la totalidad de usuarios finales, libres y sujetos a fijación de precios, a través de un cargo por servicio público, el que será fijado anualmente por la Comisión, mediante resolución exenta e informado antes del 19 de noviembre de cada año, con el objeto de que el cargo señalado sea incorporado en las respectivas boletas o facturas a partir del mes de diciembre del año anterior del período presupuestario correspondiente.

Este cargo se calculará considerando la suma de los presupuestos anuales del Coordinador, el Panel de Expertos y el estudio de franja, dividido por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales para el año calendario siguiente.

El monto a pagar por los usuarios finales corresponderá al cargo por servicio público multiplicado por la energía facturada en el mes correspondiente. En el caso de los clientes sujetos a fijación de precios, este valor será incluido en las cuentas respectivas que deben pagar a la empresa distribuidora, las que a su vez deberán efectuar el pago de los montos recaudados mensualmente al Coordinador. Asimismo, en el caso de los clientes libres, este cargo deberá ser incorporado explícitamente en las boletas o facturas entre dichos clientes y su suministrador, los que deberán a su vez traspasar mensualmente los montos recibidos de parte de los clientes al Coordinador.

El Coordinador deberá repartir los ingresos recaudados a prorrata de los respectivos presupuestos anuales de dicho organismo, del Panel de Expertos y el elaborado por la Subsecretaría de Energía para el estudio de franja, según corresponda.

Los saldos a favor o en contra que se registren deberán imputarse al ejercicio de cálculo del presupuesto correspondiente del año siguiente.

El procedimiento para la fijación y la recaudación del cargo por servicio público, así como su pago se efectuará en la forma que señale el reglamento.”.

32) Suprímese el artículo 220°.

33) Elimínase el inciso primero del artículo 223°.

34) Modifícase el artículo 225° en el siguiente sentido:

a) Elimínase la letra b).

b) Reemplázase la letra y) por la siguiente:

“y) Energía Firme: Capacidad de producción anual esperada de energía eléctrica que puede ser inyectada al sistema por una unidad de generación de manera segura, considerando aspectos como la certidumbre asociada a la disponibilidad de su fuente de energía primaria, indisponibilidades programadas y forzadas. El detalle de cálculo de la energía firme, diferenciado por tecnología, deberá estar contenido en la Norma Técnica que la Comisión dicte para estos efectos.”.

c) Reemplázace la letra z) por la siguiente:

“z) Servicios complementarios: recursos técnicos con los que deberán contar las instalaciones de generación, transmisión, distribución y de clientes no sometidos a regulación de precios para la coordinación de la operación del sistema en los términos dispuestos en el artículo 72°-1. Son servicios complementarios aquellas prestaciones que permiten efectuar, a lo menos, un adecuado control de frecuencia, control de tensión y plan de recuperación de servicio, tanto en condiciones normales de operación como ante contingencias.”.

Artículo segundo. Elimínase el artículo 16 B de la ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

ARTÍCULOS TRANSITORIOS

Artículo 1° transitorio: El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, para todos los efectos legales, es el continuador legal de los Centros de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, CDEC SIC, y del Sistema Interconectado del Norte Grande, CDEC SING, a partir de la fecha señalada en el inciso siguiente, sin perjuicio de los derechos recíprocos que puedan existir de conformidad a los artículos transitorios siguientes.

El Coordinador deberá estar plenamente constituido y ejerciendo las funciones establecidas en la presente ley el 1° de enero de 2018. En el tiempo que medie entre la publicación de la presente ley en el Diario Oficial y la fecha señalada precedentemente, el CDEC SIC y el CDEC SING deberán seguir operando y ejerciendo las funciones que la normativa eléctrica les asigna.

Artículo 2° transitorio: El Consejo Directivo del Coordinador deberá estar constituido a más tardar el 30 de junio de 2017. Para estos efectos, la Comisión deberá, antes del 31 de diciembre de 2016, convocar al Comité Especial de Nominaciones a que hace referencia el artículo 212°-7. Su composición, funcionamiento, las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los procedimientos de la primera elección de los miembros del Consejo Directivo deberán ser establecidas por la Comisión mediante resolución exenta.

Artículo 3° transitorio: El presupuesto anual del CDEC SING y del CDEC SIC correspondiente al año 2017 deberá contemplar una glosa o partida que considere los gastos y costos necesarios de implementación del Coordinador y de su Consejo Directivo correspondiente a dicho año calendario.

Artículo 4° transitorio: El Consejo Directivo deberá presentar a la Comisión para su aprobación, antes del 30 de septiembre de 2017, el presupuesto anual del Coordinador para el año siguiente, el que, además, deberá detallar el plan de trabajo para el respectivo año calendario, identificando las actividades que se desarrollarán, los objetivos propuestos y los indicadores de gestión que permitan verificar el cumplimento de dichos objetivos, conforme a las funciones definidas en la presente ley.

Para los efectos del financiamiento del Coordinador, el cargo único por servicio público a que hace referencia el artículo 212°-13 deberá ser incorporado en las boletas o facturas emitidas a partir del mes de noviembre de 2017.

Artículo 5° transitorio: El Consejo Directivo del Coordinador constituido conforme al artículo segundo transitorio, deberá presentar a la Comisión, a más tardar 45 días corridos desde su constitución, los Estatutos Internos del Coordinador.

Asimismo, a más tardar 120 días corridos desde su constitución, el Consejo Directivo del Coordinador deberá designar al Director Ejecutivo y a los Ejecutivos principales del organismo conforme a la estructura interna definida en sus Estatutos, la que deberá contemplar unidades, departamento o gerencias que les permita cumplir con las funciones de planificación, coordinación de la operación, coordinación de mercado eléctrico, administración, de información e estadísticas, entre otras. La elección de estos profesionales deberá efectuarse a través de un proceso público, informado y transparente, y sobre una terna de candidatos propuesta por una empresa especializada, de acuerdo a las especificaciones técnicas y procedimentales definidas en los Estatutos Internos del Coordinador.

Artículo 6° transitorio: Los miembros del Directorio del CDEC SIC y del CDEC SING, así como los directores de las direcciones técnicas en ejercicio de dichos organismos, podrán ser propuestos por la empresa especializada a que hace referencia el artículo 2° y 5° transitorios para efectos de la elección de los consejeros del Consejo Directivo y los cargos de Director Ejecutivo o ejecutivos principales del Coordinador. En caso que éstos resulten electos, deberán renunciar a sus cargos en los respectivos CDEC.

Artículo 7° transitorio: Los miembros titulares o suplentes del Directorio del CDEC SING y del CDEC SIC que se encuentren en ejercicio, a la fecha de publicación de la presente ley en el Diario Oficial, continuarán en sus cargos hasta el 31 de diciembre de 2017, sin perjuicio que deban renunciar a sus cargos por la casual señalada en el artículo 6 ° transitorio anterior.

Artículo 8° transitorio: Para los efectos de asegurar la continuidad de las funciones del CDEC, que serán asumidas por el Coordinador, el primero no podrá disponer de los bienes de su propiedad que sean necesarios para el cumplimiento de dichas funciones hasta doce meses después de iniciadas las mismas, salvo que éstos hayan sido adquiridos previamente por el Coordinador. El Coordinador deberá pagar al CDEC por el uso o goce temporal de dichos bienes, de acuerdo a los valores de mercado vigentes.

Sin perjuicio de lo anterior, los CDEC deberán ceder al Coordinador el sistema SCADA a precio contable a 31 de diciembre de 2017, el que deberá ser pagado dentro de los primeros seis meses del 2018.

Artículo 9° transitorio: Para los efectos laborales y previsionales, el Coordinador es el continuador legal del CDEC SIC y del CDEC SING. En especial se aplicará lo dispuesto en el artículo 4° del Código del Trabajo.

Artículo 10° transitorio: El proceso de planificación anual de la transmisión troncal correspondiente al año 2016 no se regirá por las normas legales de la presente ley, manteniéndose vigentes a su respecto las disposiciones contenidas en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Por su parte, las normas contenidas en los artículos 87° y siguientes relativas a la planificación de la transmisión entrarán en vigencia a partir del 1° de enero de 2017. Para estos efectos, la propuesta de planificación anual de la transmisión del Coordinador a que hace referencia el inciso primero del artículo 91°, deberá ser enviada a la Comisión en el plazo señalado en dicho artículo por los respectivos CDEC.

Artículo 11° transitorio: Dentro de los 90 días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley, el Ministerio de Energía deberá dar inicio al proceso de planificación energética a que hace referencia los artículos 83° y siguientes.

Artículo 12° transitorio: Durante la vigencia del decreto del Ministerio de Energía que fija las tarifas de subtransmisión y sus respectivas fórmulas de indexación para el cuadrienio 2016-2019, la repartición de los ingresos asociados al pago por uso mensual que efectúen las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía y potencia desde los sistemas de subtransmisión para empresas concesionarias de servicio público de distribución o usuarios finales, se regirá por las siguientes disposiciones:

a) El ingreso a percibir asociados a costos estándares de inversión, mantención, operación y administración de las instalaciones que entraren en operación durante el cuadrienio correspondiente y no consideradas en el Informe Técnico que haya dado origen al decreto señalado, corresponderá al A.V.I.+C.O.M.A. de éstas.

b) El ingreso de las demás instalaciones corresponderá a la diferencia entre el monto total recaudado y la suma de los ingresos señalados en el número i. precedente; El monto resultante deberá ser distribuido entre las empresas propietarias u operadoras de instalaciones de subtransmisión sobre la base de la proporción que represente el A.V.I.+C.O.M.A. de cada propietario u operador respecto al A.V.I.+C.O.M.A. total de cada sistema de subtransmisión.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión clasificará fundadamente las nuevas instalaciones en operación dentro de los sistemas de transmisión que corresponda, y determinará su A.V.I.+C.O.M.A. en base al valor de instalaciones de características similares, contenidas en el Informe Técnico referido en el número i. anterior.

Las modificaciones a las condiciones de aplicación que en virtud de la presente ley corresponda efectuar sobre el decreto señalado en el inciso primero, deberán ser establecidas mediante Decreto del Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, dentro de los 90 días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley.

Asimismo, las modificaciones de las condiciones de aplicación que en virtud de la presente ley correspondan efectuar sobre el decreto vigente que fija las instalaciones del sistema troncal para el cuadrienio 2016-2019, deberán ser establecidas mediante Decreto del Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, dentro de los 90 días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley. El área de influencia común, el valor de la transmisión por tramo y sus componentes con sus fórmulas de indexación, se mantendrán vigentes hasta el 31 de diciembre de 2019.

Artículo 13°transitorio: La Comisión deberá dar inicio al proceso de valorización de los sistemas de transmisión señalado en el artículo 105° el primer día hábil de enero de 2018.

La tasa de descuento que se utilizará en el proceso de valorización de los sistemas de transmisión para el cuatrienio 2020-2024, no podrá ser inferior al 7,5%.

Artículo 14° transitorio: Para efectos de dar inicio al primer proceso de calificación de instalaciones de transmisión y al primer proceso de cálculo de la tasa de descuento a que hacen referencia los artículos 100° y 119°, respectivamente, el plazo señalado en dichos artículos para iniciar los respectivos procesos deberá contabilizarse a partir de 1° de enero de 2018.

Artículo 15° transitorio: A partir de la publicación en el Diario Oficial de la presente ley, deberá iniciarse el proceso de calificación de aquellas nuevas instalaciones que se hayan incorporado al sistema eléctrico. Para estos efectos, la Dirección de Peajes de los CDEC respectivos deberá informar a la Comisión dichas instalaciones.

Artículo 16° transitorio: A más tardar el 30 de septiembre de 2017, el CDEC SIC y el CDEC SING deberán implementar de manera conjunta el Sistema de Información Pública del Coordinador a que hace referencia el artículo 72-8, a lo menos, con la información señalada en las letras a) y d) de dicho artículo, así como toda aquella información que le sea solicitada incorporar por la Comisión con la debida antelación.

Artículo 17°transitorio: Toda instalación existente a la fecha de publicación de la presente ley deberá certificar el cumplimiento de la normativa técnica correspondiente, en conformidad a lo establecido en el artículo 72°-15. Para ello, dentro del plazo de doce meses desde la publicación de la presente ley, la Superintendencia deberá autorizar los organismos certificadores independientes respectivos. Vencido el plazo anterior, los propietarios de instalaciones existentes tendrán un plazo no superior a 18 meses para realizar la certificación a sus instalaciones. En caso de que la certificación de la instalación no pueda ser obtenida por razones fundadas, excepcionalmente el coordinado deberá proponer al Coordinador para su aprobación, el plazo en el que ejecutará las adecuaciones pertinentes, presentando un plan de trabajo con una duración acorde a la magnitud de adecuaciones a realizar, el que no podrá superar 30 meses.

Artículo 18° transitorio: Los servicios complementarios que se estén prestando a la fecha de publicación de la presente ley, se seguirán prestando y remunerando en conformidad a las normas que la presente ley deroga hasta el 31 de diciembre de 2017.

Por su parte, antes del mes de junio de 2017, los CDEC respectivos deberán presentar a la Comisión la propuesta de servicios complementarios a que hace referencia el inciso tercero del artículo 72°-7, señalando los que pueden ser valorizados a través de un proceso de licitación o a través de un estudio de costos. A más tardar dentro de los treinta días siguientes contados desde la presentación de dicha propuesta, la Comisión definirá los servicios complementarios, metodología de pago y su mecanismo de valorización.

Artículo 19°transitorio: Dentro del plazo de 120 días contados desde la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, se deberán dictar los reglamentos que establezcan las disposiciones necesarias para su ejecución. No obstante, mientras los referidos reglamentos no entren en vigencia, dichas disposiciones se sujetarán en cuanto a los plazos, requisitos y condiciones a las disposiciones de esta ley y a las que se establezcan por resolución exenta de la Comisión.

Artículo 20° transitorio: El régimen de recaudación, pago y remuneración de la transmisión troncal que la presente ley modifica y el de la transmisión nacional, se regirán por las siguientes reglas:

a) El régimen de recaudación, pago y remuneración de la transmisión troncal que modifica la presente ley, se aplicará hasta el 31 de diciembre de 2018 a las instalaciones troncales existentes y posteriormente a las del sistema nacional.

No obstante lo anterior, el cálculo de los pagos para el año 2018 deberá ser realizado de conformidad a lo siguiente:

1. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero. Por su parte, los ingresos tarifarios reales de los tramos del sistema de transmisión nacional serán descontados íntegramente del cálculo del cargo unitario aplicable a clientes finales por el uso del sistema nacional para el año siguiente, particularmente en este caso el año 2019, conforme lo especifique la resolución exenta que la Comisión dicte para estos efectos.

2. El Valor Anual de la Transmisión por Tramo de las instalaciones del sistema de transmisión troncal: Nueva Crucero Encuentro 500/220 kV, Nueva Crucero Encuentro 500 kV-Los Changos 500 kV, Los Changos 500/220 kV, Los Changos 220 kV-Kapatur 220 kV, Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, Cumbres 500 kV-Nueva Cardones-500 kV, serán remuneradas en su totalidad, mediante un cargo único, por los clientes finales, libres y regulados, que forman parte de los sistemas SIC y SING en la proporción de tiempo en que el flujo por el tramo Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, presente direcciones hacia cada uno de los referidos sistemas. Los ingresos tarifarios reales de los tramos de las instalaciones señaladas precedentemente serán descontados del respectivo cargo único correspondiente al año 2019.

3. La proporción de tiempo en que el flujo por el tramo Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, presente direcciones hacia cada uno de los referidos sistemas, se calculará en términos esperados para el año 2018, manteniéndose fija durante todo el período que medie entre los años 2019 y 2034, ambos inclusive.

4. El cálculo del pago por inyección de las centrales generadoras considerará el uso esperado de las instalaciones del sistema eléctrico interconectado, calculando las prorratas de participación en cada tramo para cada central, ajustadas por la proporción que corresponda de aplicar las reglas de pertenencia al Área de Influencia Común. Las prorratas ajustadas se aplicaran sobre la valorización anual de cada tramo, excluyendo los tramos de las instalaciones señaladas en el numeral 2 precedente.

b) Para el período que media entre 1 de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034 se aplicará el siguiente régimen de pago por las instalaciones del sistema de transmisión nacional:

1. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero.

2. Los ingresos tarifarios reales de los distintos tramos de las instalaciones de transmisión nacional, así como de los tramos de las instalaciones señaladas en el número I.2 precedente, serán descontados del respectivo cargo único del año siguiente, de conformidad a lo dispuesto en el numeral IV siguiente.

3. Las instalaciones del sistema de transmisión nacional que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019, serán pagadas íntegramente por los consumidores finales libres y regulados, mediante un cargo único nacional, exceptuando las instalaciones señaladas en el numeral I.2 precedente.

4. El pago del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras se efectuará de acuerdo a las siguientes reglas:

a) El pago de cada central generadora existente al 31 de diciembre de 2018, se calculará a partir de las prorratas de uso esperado para el cálculo de pago del año 2018, sin considerar los ingresos tarifarios reales y esperados. Estas prorratas de uso se mantendrán fijas durante todo el período que medie entre los años 2019 y 2034, ambos inclusive, aplicándose éstas sobre el valor anual de transmisión de cada tramo, debidamente indexado.

b) El pago de las centrales generadoras para el período 2019-2034 se ajustará anualmente por los factores de ajuste contenidos en la siguiente tabla:

c) Las centrales generadoras que entren en operación a partir del 1° de enero de 2019, concurrirán al pago por el uso del sistema de transmisión nacional conjuntamente con las centrales generadoras existentes, a contar del año en que ingresen, en la proporción que corresponda a dicho año y para cada año siguiente, de acuerdo a la tabla anterior. Para estos efectos, se establecerá una prorrata en función de la capacidad instalada de las nuevas centrales respecto de la capacidad instalada total, que considera las centrales existentes al 31 de diciembre de 2018 y las nuevas centrales. Dicha proporción, conformará la disminución del pago de las centrales existentes, manteniendo la prorrata por uso esperado indicada en la letra a) precedente para estas últimas. La proporción correspondiente de cada nueva central será aplicada para determinar su correspondiente pago.

5. Una vez determinados los pagos asociados a la totalidad de las centrales eléctricas, se deberán aplicar las reglas de exenciones de peajes a las centrales de medios de generación renovables no convencionales que esta ley deroga. Las mencionadas exenciones serán remuneradas por los consumidores finales libres y regulados. Para dichos efectos tendrán un tratamiento equivalente al resto de las exenciones de pago de centrales descritos en el presente artículo. La metodología para determinar el cálculo para la aplicación de esta regla de pago se especificará en una resolución exenta que la Comisión dicte al efecto.

c) Sin perjuicio de lo señalado precedentemente, los propietarios de las centrales generadoras podrán sujetarse a un mecanismo de rebaja del pago por uso del sistema de transmisión nacional en forma proporcional a la energía contratada con sus clientes finales, libres o regulados. El monto de esta rebaja será incorporada a la determinación del cargo único nacional aplicable a los usuarios finales.

Para los efectos de determinar el monto de la rebaja del pago por uso del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Las empresas generadoras que celebren contratos de suministro eléctrico una vez publicada la ley y cuyo inicio de suministro sea posterior al 1° de enero de 2019, se exceptuarán del pago de transmisión por inyección que le corresponde, en la proporción entre la energía contratada en dicho período para el correspondiente año y la energía firme de la totalidad de sus centrales generadoras. Sin perjuicio de lo anterior, dicha proporción no podrá ser superior a 100%.

2. Las empresas generadoras que tengan contratos de suministro vigentes al momento de la publicación de la presente ley, podrán optar por efectuar una modificación a dichos contratos, que tenga por objeto descontar el monto por uso de la transmisión nacional incorporado en el precio del respectivo contrato de suministro, de manera tal de poder acceder a la rebaja del pago de la transmisión asociada al volumen de energía contratada, en las mismas condiciones señaladas en el numeral 1 precedente.

Para estos efectos, la empresa generadora deberá descontar del precio del respectivo contrato de suministro un cargo equivalente por transmisión (CET), el que será determinado por la Comisión, en forma independiente para cada empresa generadora que lo solicite. La metodología para determinar dicho cargo deberá estar contenida en una resolución exenta que la Comisión dicte al efecto.

Una vez que la Comisión determine el valor del CET a descontar, la empresa generadora deberá presentar, para aprobación de la Comisión, la modificación del respectivo contrato de suministro en la que se materialice el descuento de dicho monto del precio total de la energía establecida en el contrato. Esta modificación contractual deberá ser suscrita con acuerdo del respectivo cliente.

3. Se establece el plazo de dos años a contar de la publicación de la presente Ley, para que las empresas generadoras puedan ejercer la facultad de optar a la rebaja señalada en el numeral 2 precedente. Para el caso que no ejerza dicha facultad, se les aplicará el régimen de pago señalado en el numeral II.4.

d) Para efectos de determinar el cargo por el uso del sistema de transmisión nacional aplicable a los clientes finales, libres y regulados, para el período que medie entre 1° de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Las disminuciones de pagos por el uso de las instalaciones del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras serán asumidas íntegramente por los consumidores finales libres y regulados mediante un cargo único.

2. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero.

3. Los ingresos tarifarios reales de los tramos del sistema de transmisión nacional serán descontados íntegramente del cálculo del cargo único aplicable a clientes finales, libres o regulados, por el uso del sistema de transmisión nacional para el correspondiente año siguiente.

4. Para los clientes finales, libres o regulados con una potencia conectada igual o superior a 15.000 kilowatts se aplicaran los siguientes cargos únicos, determinados según las reglas que a continuación se señalan:

a) Se establecerán cuatro cargos únicos diferenciados por el sector desde donde se efectúen los retiros de energía. Para tales efectos se definen cuatro sectores, según si las barras desde donde se efectúa el consumo han pertenecido al SING o al SIC previo a la interconexión, y conjuntamente según si las referidas barras se encuentran fuera o dentro del Área de Influencia Común vigente en cada año de cálculo. Para efectos de lo anterior, se entenderá que las nuevas barras de suministro que aparezcan a partir del 1° de enero de 2018 se asociarán a las barras que pertenecían al SIC previo a la interconexión, si se interconectan al sur de Los Changos 500 kV.

b) Se determinará un cargo único de transición de cada sector como la valorización de las instalaciones de transmisión nacional, incluidas las instalaciones que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019 señaladas en el numeral II.3, asociadas al correspondiente sector, más la suma de las valorizaciones de las instalaciones señaladas en el numeral I.2 asignada al correspondiente sector de acuerdo a la metodología descrita en el mismo numeral, descontando la valorización de los pagos de las centrales generadoras de conformidad a lo señalado en los numerales II.4 y III anteriores asociadas al correspondiente sector y descontando los ingresos tarifarios reales del año anterior de las instalaciones asociadas al correspondiente sector, todo lo anterior dividido por el consumo total esperado en el correspondiente sector.

c) Se define un cargo único nacional referencial, como la valorización de la totalidad de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, incluidas las instalaciones que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019 señaladas en el numeral II.3 e incorporada la valorización total de las instalaciones indicadas en el numeral I.2, descontando la valorización de los pagos de las centrales generadoras del correspondiente año de conformidad a lo señalado en los numerales II.4 y III anteriores, y descontando los ingresos tarifarios reales totales del año anterior, todo lo anterior, dividido por los retiros totales del sistema.

d) Sobre la base de lo señalado precedentemente, se define el cargo único a clientes finales con una potencia conectada igual o superior a 15.000 kilowatts a aplicar a cada sector como una fracción anual del cargo único de transición determinado conforme a lo establecido en el literal b) anterior, más el cargo nacional referencial determinado conforme el literal c) precedente multiplicado por la diferencia de uno y la referida fracción anual. La fracción anual señalada precedentemente tendrá un valor igual a uno para el año 2019 y disminuirá progresivamente en un quinceavo cada año, de modo tal de alcanzar un valor igual a cero en el año 2034.

5. Para los clientes finales, libres o regulados, con una potencia conectada inferior a 15.000 kilowatts se determinará un único cargo equivalente que permita remunerar, en proporción a sus consumos, el sistema de transmisión nacional, el que corresponderá al promedio ponderado de los cuatro cargos determinados conforme el literal d) del numeral 4 anterior, ponderados por el consumo esperado total de los clientes finales con potencia conectada inferior a 15.000 kilowatts para el Área y grupo de barras correspondiente asociado de cada cargo.

6. El detalle de cálculo de los cargos determinados en el presente numeral IV, así como la forma en que se descontarán los Ingresos Tarifarios para la determinación de éstos, será establecido en la resolución exenta que la Comisión dicte para estos efectos.

Artículo 21° transitorio. Increméntase la dotación consignada en la Ley de Presupuestos del Ministerio de Energía en 25 cupos, según la siguiente distribución:

a) Subsecretaría de Energía, en 9 cupos;

b) Comisión Nacional de Energía, en 8 cupos, y

c) Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en 8 cupos.

Artículo 22° transitorio. El mayor gasto que represente la aplicación de esta ley durante el primer año presupuestario de entrada en vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a la partida presupuestaria del Tesoro Público.

Artículo 23º transitorio: Facúltase al Presidente de la República para que, dentro del plazo de un año contado desde la publicación de esta ley, mediante uno o más decretos con fuerza de ley expedidos a través del Ministerio de Energía, introduzca al decreto con fuerza de ley Nº 4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Ley General de Servicios Eléctricos, las adecuaciones de referencias, denominaciones, expresiones y numeraciones, que sean procedentes a consecuencia de las disposiciones de esta ley.

Esta facultad se limitará exclusivamente a efectuar las adecuaciones que permitan la comprensión armónica de las normas legales contenidas en el decreto con fuerza de ley Nº 4, de 2006, referido con las disposiciones de la presente ley, y no podrá incorporar modificaciones diferentes a las que se desprenden de esta ley.”.

Dios guarde a V.E.

MICHELLE BACHELET JERIA

Presidenta de la República

RODRIGO VALDÉS PULIDO

Ministro de Hacienda

MÁXIMO PACHECO MATTE

Ministro de Energía

FORMULA INDICACIONES AL PROYECTO DE LEY QUE ESTABLECE NUEVOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y CREA UN ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL (Boletín N° 10.240-08).

Santiago, 5 de noviembre de 2015.-

Nº 1193-363/

A S.E. EL PRESIDENTE DE LA H. CÁMARA DE DIPUTADOS

Honorable Cámara de Diputados:

En uso de mis facultades constitucionales, vengo en formular las siguientes indicaciones al proyecto de ley del rubro, a fin de que sean consideradas durante la discusión de éste en el seno de esa H. Corporación:

AL ARTÍCULO PRIMERO

1) Para modificar el numeral 3) en el siguiente sentido:

a) Reemplázase, en el inciso primero del artículo 72°-2, la conjunción “e”, que sigue de la palabra “distribución”, por la conjunción “o”.

b) Reemplázase el artículo 72º-14 por el siguiente:

“Artículo 72°-14.- Fiscalización de las funciones y obligaciones del Coordinador. Le corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimento de las funciones y obligaciones que la ley le asigna al Coordinador y a los consejeros de éste, pudiendo ordenarle las modificaciones y rectificaciones que correspondan, y/o aplicar las sanciones que procedan.”.

c) Incorpórase el siguiente artículo 72º-19, nuevo:

“Artículo 72°-19.- Disposiciones Reglamentarias. Un reglamento regulará las materias necesarias para la debida y eficaz implementación de las disposiciones contenidas en el presente título.”.

2) Para incorporar en su numeral 4), en el artículo 73, el siguiente inciso final, nuevo:

“El reglamento establecerá las materias necesarias para la debida y eficaz implementación de las disposiciones contenidas en el presente título.”.

3) Para intercalar el siguiente numeral 14), nuevo, reordenando los siguientes numerales de forma correlativa:

“14) Reemplázase, en el inciso segundo del artículo 149° quáter, la expresión “a las Direcciones de Peajes de los CDEC” por “al Coordinador”.”.

4) Para modificar el numeral 31), que ha pasado a ser 32), en el siguiente sentido:

a) Modifícase, el artículo 212°-3, en el siguiente sentido:

i. Agrégase, en su inciso primero a continuación del punto aparte (.), que pasa a ser seguido, la siguiente oración final: “Al Consejo Directivo le corresponderá la representación judicial y extrajudicial del organismo.”, y

ii. Suprímese, en su inciso segundo, la letra d), pasando la actual letra e) a ser d).

b) Agrégase, en el inciso tercero del artículo 212°-5, a continuación del punto aparte (.), que pasa a ser punto seguido, la siguiente oración final: “La destitución o remoción de uno cualquiera de los miembros del Consejo Directivo, será decretada por el Comité Especial de Nominaciones, a solicitud de la Superintendencia, por causa justificada y conforme al procedimiento establecido en el Reglamento que se dicte al efecto, el que establecerá las definiciones, plazos, condiciones y procedimiento para el ejercicio de la presente atribución.”.

c) Incorpórase, en el artículo 212°-6, el siguiente inciso final, nuevo:

“La infracción de lo dispuesto en el presente artículo será sancionada por la Superintendencia, pudiendo servir de causa justificada para la remoción del respectivo consejero.”.

d) Reemplázase, en el inciso segundo del artículo 212°-8, la expresión “personal y solidariamente” por “personalmente”.

e) Modifícase el artículo 212°-9, en el siguiente sentido:

i. Reemplázase su epígrafe por el siguiente: “Artículo 212°-9.- Responsabilidad del Coordinador y de los miembros del Consejo Directivo.”.

ii. Intercálase el siguiente inciso primero, nuevo:

“Las infracciones a la normativa vigente en que incurra el Coordinador en el ejercicio de sus funciones darán lugar a las indemnizaciones de perjuicios correspondientes, según las reglas generales.”.

iii. Suprímese en el actual inciso primero, que ha pasado a ser segundo, la expresión “colectivamente entre sus miembros”, y la frase “, y responden solidariamente por las infracciones a los deberes que le impone la normativa vigente o los estatutos al Consejo Directivo por sus actuaciones dolosas o culpables”.

iv. Agrégase, en el actual inciso segundo, que ha pasado a ser tercero, a continuación del punto aparte (.), que pasa a ser punto seguido, la siguiente oración final: “Las actas del Consejo Directivo serán públicas.”.

v. Reemplázase el actual inciso final por los siguientes incisos cuarto, quinto y sexto, nuevos:

“Los consejeros son personalmente responsables de los acuerdos y actos que suscriban, así como de su ejecución, debiendo responder administrativamente conforme a lo señalado en el inciso sexto del presente artículo. Sin perjuicio de lo anterior, el Coordinador responderá civilmente de los hechos de los miembros del Consejo Directivo, incurridos en el ejercicio de su cargo, salvo que aquellos sean constitutivos de crímenes o simples delitos. Según corresponda, el Coordinador tendrá derecho a repetir en contra de él o los consejeros responsables.

En caso de ejercerse acciones judiciales en contra de los miembros del Consejo Directivo por actos u omisiones en el ejercicio de su cargo, el Coordinador deberá proporcionarles defensa. Esta defensa se extenderá para todas aquellas acciones que se inicien en su contra por los motivos señalados, incluso después de haber cesado en el cargo.

La Superintendencia podrá aplicar sanciones consistentes en multas a los consejeros por su concurrencia a los acuerdos del Consejo Directivo que tengan como consecuencia la infracción de la normativa sectorial. Asimismo, los miembros del Consejo Directivo podrán ser sancionados por la infracción a su deber de vigilancia sobre las acciones del Coordinador, tales como, verificar mantenga la contratación de personal idóneo para el adecuado ejercicio de las funciones del Coordinador. También podrán ser sancionados con multas los consejeros que infrinjan lo establecido en el artículo 212-6, relativo a sus incompatibilidades. Estas multas tendrán como tope máximo, para cada infracción, 30 unidades tributarias anuales por consejero. El consejero sancionado tendrá derecho, mientras posea la calidad de miembro del Consejo Directivo, a pagar la correspondiente multa mediante un descuento mensual máximo de un 30% de su remuneración bruta mensual hasta enterar su monto total.”.

Dios guarde a V.E.

MICHELLE BACHELET JERIA

Presidenta de la República

RODRIGO VALDÉS PULIDO

Ministro de Hacienda

MÁXIMO PACHECO MATTE

Ministro de Energía

?INFORME DE LA COMISIÓN DE MINERÍA Y ENERGIA RECAÍDO EN EL PROYECTO DE LEY ORIGINADO EN UN MENSAJE DE S.E. LA PRESIDENTA DE LA REPÚBLICA, QUE ESTABLECE UN NUEVO SISTEMA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Y CREA UN ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.

_____________________________________________________________________

BOLETÍN N° 10.240-08

Honorable Cámara de Diputados:

La Comisión de Minería y Energía, pasa a informar, en primer trámite constitucional y primero reglamentario el proyecto de ley iniciado en un Mensaje de S.E, la Presidenta de la República, que establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional

I.- CONSTANCIAS REGLAMENTARIAS PREVIAS.

En cumplimiento de lo dispuesto en el artículo 302 del Reglamento de la Cámara de Diputados, se hace constar:

1.- IDEAS FUNDAMENTALES O MATRICES DEL PROYECTO.

La idea matriz o central del proyecto es, a juicio del Gobierno, lograr el máximo de beneficio social a través de la aplicación de los principios rectores de robustez, flexibilidad, eficiencia económica, planificación de largo plazo, seguridad y calidad de servicio, y sustentabilidad del servicio eléctrico en el uso del territorio, impacto ambiental y entorno social. Para lograrlo se requiere que dicha institucionalidad cuente con instrumentos idóneos de manera tal que exista la debida correspondencia entre el desarrollo del sector eléctrico y los objetivos que se busca alcanzar.

El Estado debe desempeñar un rol fundamental en materia de conectividad y ejercer un rol más activo en la planificación energética de largo plazo del sector, conciliando objetivos económicos, ambientales y sociales, en pro del bien común de todos los chilenos y chilenas.

1) Lograr que la transmisión eléctrica favorezca el desarrollo de un mercado de generación más competitivo, para bajar los precios de energía a cliente final, libre y regulado;

2) Incorporar en la planificación de la transmisión una perspectiva de largo plazo que permita considerar una visión estratégica del suministro eléctrico, los intereses de la sociedad, el cuidado del medio ambiente y el uso del territorio;

3) Mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio del sistema, promoviendo esquemas que incentiven su cumplimiento y compensen a los usuarios frente a indisponibilidades;

4) Robustecer e independizar al coordinador del sistema, y

5) Incorporar al Estado, como garante del bien común, en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión.

Disposiciones legales que el proyecto modifica o deroga: DFL N° 4/20.018, del 2006, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos, y la Ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

2.- NORMAS DE CARÁCTER ORGÁNICO CONSTITUCIONAL O DE QUÓRUM CALIFICADO.

A juicio de la Comisión, el artículo 95°, inciso final, debe ser calificado como norma de quórum calificado, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 8°, inciso segundo, de la Constitución Política de la República, por cuanto, son públicos los actos y resoluciones de los órganos del Estado, sus fundamentos y los procedimientos que utilice. Señala esta disposición que sólo una ley de quórum calificado puede establecer la reserva o secreto de aquellos cuando esta publicidad afectare el debido cumplimiento de las funciones de dichos órganos, los derechos de las personas, la seguridad de la nación, o el interés nacional.

En el caso del inciso final del artículo 95°, se establece que la Comisión “podrá fijar el valor máximo de las ofertas de las licitaciones de las obras de expansión en un acto administrativo separado de carácter reservado, que permanecerá oculto hasta la apertura de las ofertas respectivas, momento en el que el acto administrativo perderá el carácter reservado. El Coordinador deberá licitar nuevamente aquellas obras cuya licitación haya sido declarada desierta por no haberse presentado ninguna oferta económica inferior al valor máximo señalado precedentemente.

3.- PERSONAS ESCUCHADAS POR LA COMISIÓN.

La Comisión invitó a exponer en audiencia pública a las siguientes instituciones y personas, algunas de las cuales se excusaron de asistir:

Por el Ministerio de Energía asistieron el Ministro señor Máximo Pacheco Matte, y el asesor del Ministro, abogado señor Felipe Venegas Pozo.

Por la Comisión Nacional de Energía, asistieron, el Secretario Ejecutivo, señor Andrés Romero Celedón; la Jefa de la División Jurídica, señora Carolina Zelaya; el jefe del Departamento Eléctrico, señor Iván Saavedra, el Jefe del Área de Regulación Económica, señor Martín Osorio; el Asesor Jurídico, señor Fernando Dazarola, y los ingenieros señores Fernando Flatow y Enrique Farías.

La Comisión también contó con la colaboración de las siguientes personas: El académico de la Pontificia Universidad Católica de Chile, señor Hugh Rudnick Van De Wyngard; el Director Ejecutivo de Empresas Eléctricas A. G., señor Rodrigo Castillo Murillo; la Directora de Estudios y Regulación, señora Rosa Serrano; la Directora Ejecutiva del Programa Chile Sustentable, señora Sara Larraín Ruiz Tagle; el Director para América Latina de Climate Parliament, señor Sergio Missana; el Director Ejecutivo de GPM A. G. señor Carlos Barría; el Gerente General de Transelec, señor Andrés Kulhmann; el Presidente del Directorio del CDEC–SING, señor Eduardo Escalona, y el Consultor Ambiental y Académico de la Universidad Central, señor Rodrigo Jiliberto.

Por ACERA A. G., (Asociación Chilena de Energías Renovables), asistieron el Director Ejecutivo de la señor Carlos Finat, el asesor Técnico señor Jorge Moreno y el asesor legal señor Fernando Abara.

Por el CDEC SIC, asistieron el Presidente del Directorio, Señor Sergi Jordana de Buen; el Subdirector de Peajes, señor Rodrigo Barbagelata S.; el Jefe de Comunicaciones, señor Claudio Ortega Bello, y el Subgerente de Asuntos Corporativos, señor Cristián Poblete.

Por ACENOR, asistieron el Director Ejecutivo, señor Rubén Sánchez Menares; el Presidente del Directorio, señor Elías Valenzuela, y el Secretario, señor Carlos Ferrer.

Por la CONADI, asistieron el Director Nacional, señor Alberto Pizarro Chañilao, y el Asesor, señor Cristián Sanhueza Cubillos,

Por la Asociación de Generadoras de Chile, asistieron el Vicepresidente Ejecutivo de la señor Claudio Seebach, y el Director Legal señor Jaime Espínola.

Fueron invitados y excusaron su inasistencia las siguientes personas: la abogada experta en derecho de la competencia y regulación económica, señora Nicole Nehme Zalaquett; el Abogado y Magíster en Derecho Público de la Pontificia Universidad Católica de Chile, señor Eugenio Evans Espiñeira, el Director del SYNEX Consultores, señor Sebastián Bernstein, y el Gerente General de CELEO REDES Chile Ltda, (ELECNOR), señor Manuel Sanz Burgoa, y el profesor titular del Departamento De Derecho Público de la Pontifica Universidad Católica De Chile, señor Alejandro Vergara.

4.- ARTÍCULOS QUE DEBEN SER CONOCIDOS POR LA COMISIÓN DE HACIENDA.

En conformidad a lo dispuesto en el artículo 226 del Reglamento de la Cámara de Diputados, deberán ser conocidos por la Comisión de Hacienda las siguientes disposiciones: incisos segundo y tercero del artículo 72°-7; artículo 83°; inciso final del artículo 85°; inciso segundo del artículo 86°; inciso final del artículo 87°; inciso primero del artículo 90°; inciso segundo del artículo 91°; artículo 93°; artículo 94°; inciso final del artículo 97°; artículos 118° y 119°; artículo 212°; artículo 212°-11; artículos transitorios números 13, 21 y 22.

En el Informe Financiero acompañado se señala que la implementación de este proyecto de ley implica un gasto fiscal anual en régimen de $ 2.024.225 miles, a lo que se agregan gastos por una vez ascendentes a $ 1.287.667 miles asociados a estudios iniciales, habilitación de dependencias, y los gastos indirectos de las nuevas contrataciones, según el siguiente detalle:

El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementario con cargo a los recursos de la partida Tesoro Público, de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos.

5.- APROBACIÓN EN GENERAL DEL PROYECTO

El proyecto de ley fue aprobado en general por la unanimidad de los diputados presentes: Miguel Ángel Alvarado Ramírez; Lautaro Carmona Soto; Daniella Cicardini Milla; Sergio Gahona Salazar; Issa Kort Garriga; Luis Lemus Aracena (Presidente de la Comisión), Paulina Núñez Urrutia; Yasna Provoste Campillay; Gabriel Silber Romo y Felipe Ward Edwards.

6.- SÍNTESIS DE LAS OPINIONES DE LOS DIPUTADOS CUYO VOTO FUE DISIDENTE DEL ACUERDO ADOPTADO EN LA VOTACIÓN GENERAL DEL PROYECTO.

No hubo votos en contra ni abstenciones.

7.- ARTÍCULOS E INDICACIONES RECHAZADOS POR LA COMISIÓN

INDICACIONES RECHAZADAS.

Las siguientes indicaciones fueron rechazadas, en los artículos que se detallan:

Artículo 72°-4.-

1.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para reemplazar el inciso segundo del artículo 72-4, por el siguiente:

“El Coordinador deberá informar a los coordinados y a la Comisión, la propuesta de el o los procedimientos técnicos a fin de que éstos puedan observarlos dentro de los quince días siguientes de su comunicación. Dentro de los diez días siguientes al vencimiento del plazo recién señalado, el Coordinador deberá comunicar a los coordinados y a la Comisión, el o los Procedimientos Técnicos, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas por ambos. En caso de subsistir discrepancias, éstas podrán ser presentadas al Panel de Expertos dentro de los quince días siguientes a su comunicación”.

2.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para eliminar el inciso tercero del artículo 72°-4.

Artículo 72°-7.-

1.- Del diputado Hasbún, para intercalar en el inciso segundo del artículo 72°-7, a continuación de la frase “definirá los servicios complementarios”, la siguiente frase: “, su vida útil económica y dependiendo de la naturaleza de los mismos y de las condiciones de mercado observadas, definirá los que serán valorizados a través de un proceso de licitación y aquellos que serán valorizados a través de un estudio de costo.”

2.- Del diputado Hasbún, para intercalar en el inciso tercero del artículo 72°-7, entre las palabras “señalando” y la frase “los que pueden ser valorizados”, la frase “su vida útil económica y..”

3.- Del diputado Hasbún, para eliminar en el inciso cuarto del artículo 72°-7, la frase “metodología de pago y remuneración, su mecanismo de valorización, señalando para este último caso las consideraciones mínimas que deben regir dichos mecanismos. 

4.- Del diputado Hasbún, para eliminar los incisos quinto y sexto del artículo 72°-7

5.- Del diputado Hasbún, para agregar el siguiente inciso final:

“El valor de inversión (V.I.) de los servicios complementarios será igual al resultado de la licitación o al resultado del estudio de costos según corresponda. La anualidad de dichos valores de inversión se calculará empleando la vida útil definida en el inciso anterior y considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118°. El valor anual de transmisión troncal correspondiente será equivalente a la anualidad del valor de inversión más los costos por operación, mantenimiento y administración que defina la Comisión, ajustados por los efectos de impuesto a la renta. Los resultados de la valorización de estos servicios, determinada de conformidad a lo señalado precedentemente, podrán ser sometidos al dictamen del Panel dentro de los diez días siguientes a su comunicación. La remuneración de la prestación de los servicios complementarios deberá ser compatible con lo señalado en el artículo 181º y evitar en todo momento el doble pago de servicios. La Comisión definirá los servicios complementarios mediante resolución exenta, considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos y las características tecnológicas de éstos.”

Numeral 4).-

6.- De los diputados Cicardini y Lemus, para agregar en el inciso séptimo, después del punto a parte (.) que pasa a ser seguido, la siguiente frase: “Con todo, el costo de las obras adicionales pagadas por los solicitantes, no podrán en ningún caso ser valoradas y cobradas por el dueño de los Sistemas de Transmisión Dedicadas en los procesos tarifarios siguientes”.

Artículo 85.-

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar el artículo 85.

9.- De los diputados Gahona y Kort, para agregar en el inciso segundo, del artículo 85°, a continuación de la frase “energía eléctrica”, la siguiente: proveniente de energías renovables y al menos un 20 por ciento de energías renovables no convencionales”.”

Artículo 87.-

3.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar una nueva letra a) en el inciso segundo del artículo 87°, pasando los literales a), b) y c) a ser b), c) y d), respectivamente.

“a) La confiabilidad técnica y la eficiencia económica, la sustentabilidad ambiental, la participación vinculante y lo más amplia posible de la comunidad nacional, la eficiencia energética y la coherencia con las políticas de ordenamiento territorial nacional”.

4.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar la letra b) del inciso segundo del artículo 87°, la expresión “a mínimo costo”, por “mínimo precio de venta al consumidor”.

5.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso tercero del artículo 87° la expresión “restricciones” por “criterios y variables”.

6.- De los diputados Cicardini y Lemus, para intercalar en el inciso tercero del artículo 87°, después de la expresión “Ministerio de Energía”, antes del punto seguido, la siguiente frase: “en conjunto con los otros organismos sectoriales competentes que correspondan”.

7.- De los diputados Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso tercero del artículo 87°, la frase “las restricciones” por “los criterios y variables”.

Artículo 88°.-

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar el inciso primero del artículo 88°, por el siguiente:

“La Comisión considerará en el plan de expansión anual de la transmisión, sistemas de transmisión para los polos de desarrollo, si y solo si los titulares de los proyectos de generación constituyen garantías financieras en favor del fisco por el uso futuro del Sistema de Transmisión Dedicado, por un valor mínimo equivalente al 80% del monto de la inversión estimada por la autoridad, para la materialización de dicho sistema de transmisión dedicado”.

Artículo 90°.-

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 90° la frase “por derecho propio.”.

2.- De los diputados Provoste y Silber, para reemplazar los incisos primero y segundo del artículo 90° por el siguiente:

“Con la antelación que señale el reglamento, la Comisión deberá abrir un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, en adelante los “participantes”, y toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, en adelante “usuarios e instituciones interesadas”.”

3.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso segundo del artículo 90°, la palabra “Adicionalmente”.

4.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para intercalar, en el inciso segundo del artículo 90°, entre las palabras “registro de” y “usuarios”, la expresión “participantes y”.

5.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso segundo del artículo 90° la palabra “pudiera”, por “pudieran”

Artículo 92°.-

3.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar el inciso cuarto del artículo 92.

Artículo 93°.-

4.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar la frase “conforme al procedimiento establecido en el artículo 67º de la presente ley” por la siguiente: “previa solicitud y obtención de la concesión eléctrica provisional según los procedimientos que establece esta ley en lo referido a concesiones eléctricas previo pago del valor fijado por la comisión tasadora, según sea el caso”.

Artículo 95°.-

1.- Del diputado Hasbún, para agregar en el inciso primero del artículo 95, después del punto seguido que pasa a ser coma (,) la frase “a su propio cargo y costo.”.

2.- Del diputado Hasbún, para eliminar en el inciso primero del artículo 95°, la frase “El costo de la licitación será de cargo del Coordinador”.

3.- Del diputado Hasbún, para eliminar en el inciso segundo del artículo 95° la frase “nuevas y de ampliación serán elaboradas por el coordinador y, a lo menos”.

4.- Del diputado Hasbún, para agregar en el inciso segundo del artículo 95°, a continuación de la frase “Las bases de licitación de las obras”, la frase “de expansión”.

5.- Del diputado Hasbún, para intercalar en el inciso segundo del artículo 95, entre las expresiones “deberán especificar” y “las condiciones objetivas”, la siguiente frase “; a lo menos”.

6.- Del diputado Hasbún, para intercalar en el inciso segundo del artículo 95°, entre las frases “información técnica” y “y comercial”, la frase “de seguridad laboral, financiera”.

7.- Del diputado Hasbún, para intercalar, en el inciso segundo del artículo 95, entre las frases “requisitos técnicos,” e “y financieros”, la frase “de seguridad laboral.

8.- Del diputado Hasbún, para intercalar en el inciso segundo del artículo 95°, entre el segundo y el tercer punto seguido, la siguiente oración: “Las bases de licitación de las obras nuevas serán elaboradas por el Coordinador. Para el caso de las obras de ampliación, las bases de licitación y sus especificaciones técnicas serán propuestas por la empresa propietaria, y el Coordinador podrá, de manera debidamente fundada, aceptarlas total o parcialmente, indicando las observaciones y/o sugerencias de mejoras que fueren necesarias, cuestión que será informada a la empresa propietaria dentro de un plazo de 15 días. Dentro de los 15 días siguientes a la comunicación de la aceptación total o parcial de las bases propuestas y sus especificaciones técnicas por el Coordinador, la empresa propietaria deberá efectuar las aclaraciones y descargos que estime pertinentes, e insistir con su propuesta. Finalmente, corresponderá al Coordinador emitir las bases definitivas de la obra de ampliación y sus especificaciones técnicas dentro del plazo de 10 días, debiendo en el mismo plazo fundamentar el rechazo de aquellas materias en que la empresa propietaria hubiere insistido conforme a lo señalado precedentemente.”.

9.- De los diputados Carmona. Lemus y Cicardini, para intercalar en el inciso cuarto del artículo 95°, entre la palabra “ampliación” y la coma (,) que le sigue, la siguiente frase: “de líneas de transmisión.”

10.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso cuarto del artículo 95°, la expresión “la empresa propietaria”, por “el Estado”.

11.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para intercalar un nuevo inciso quinto del artículo 95°, pasando el actual a ser sexto, del siguiente tenor:

“Tratándose de obras de ampliación de subestaciones, estas deberán ser adjudicadas mediante una subasta pública. La propiedad de dicha ampliación pertenecerá al adjudicatario de dicha subasta pública, sea o no el dueño de la subestación original

Artículo 97°.-

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para sustituir en el inciso segundo del artículo 97° la frase “constituyéndose por el solo ministerio de la ley, servidumbre eléctrica sobre la referida franja.”, por la siguiente: “debiendo el adjudicatario solicitar la concesión definitiva, de acuerdo a los procedimientos establecidos por la ley eléctrica vigente, para el trazado aprobado en la Resolución de Calificación Ambiental respectiva”.

3.- Del diputado Carmona, para intercalar el siguiente inciso tercero nuevo al artículo 97°: La servidumbre quedará constituida a favor del Estado, teniendo este su titularidad. El Ministerio de Energía entregará la servidumbre en comodato al titular del proyecto quien procederá, previo al contrato, al pago del valor de la servidumbre al propietario del inmueble.”.

4.- Del diputado Carmona, para eliminar el inciso cuarto del artículo 97°, pasando el actual a ser cuarto y así sucesivamente.

5.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso quinto del artículo 97°, la frase “para hacer efectivas las servidumbres conforme a los Artículos 62º y siguientes de la ley”; por la siguiente frase: “para obtener la concesión definitiva sobre los terrenos comprendidos en el trazado definitivo.”.

Artículo 99°.-

1.-De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar, al final del inciso segundo del artículo 99°, la siguiente frase: “Una vez transcurridos los cinco periodos tarifarios referidos en este artículo, durante el proceso de actualización y valorización de las instalaciones, no podrá volver a incluirse el componente inversión en dicha valorización.”

Artículo 100°.-

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 100°, la frase “para polos de desarrollo,”.

Artículo 103°.-

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar al final del inciso séptimo del artículo 103°, la siguiente frase: “La vida útil será determinada por la regulación vigente del Servicio de Impuestos Internos sobre la materia.”.

Artículo 104°.-

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar el siguiente inciso primero nuevo al artículo 104°, pasando el actual primero a ser segundo y sucesivamente.

“La vida útil para efectos de determinar la anualidad del valor de inversión indicada en el artículo precedente será determinada por el Servicio de Impuestos Internos (SII), teniendo presente los efectos de depreciación a aplicar a estos activos en los procesos de tarificación de las instalaciones. En el caso que existan instalaciones no incluidas en la lista de vida útil de los bienes físicos del SII, la Comisión solicitará a dicho servicio la determinación de la vida útil de dichos activos. Durante el periodo que transcurra hasta conocer la determinación de la vida útil por parte del SII, la Comisión lo determinará en forma provisoria, lo que deberá ser publicado en su sitio web.”. 

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar en el inicio del inciso primero del artículo 104° la frase “En los casos no determinados por el SII, “.

Artículo 105°.-

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el artículo 105° la frase “y de sistema de transmisión para polos de desarrollo.”

Artículo 107°

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 107°, la frase “de transmisión para los polos de desarrollo”.

Artículo 109°.-

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 109°, la frase “y de sistemas de transmisión para los polos de desarrollo”.

Artículo 110°.-

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero, letra a), del artículo 110° la frase “y de transmisión para los polos de desarrollo”.

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero, letra b), del artículo 110° la frase “y para las instalaciones de transmisión para los polos de desarrollo”.

3.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero, letra c), del artículo 110° la frase “de sistemas de transmisión para los polos de desarrollo.”.

4.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar el inciso fina del artículo 110°.

Artículo 112°.-

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso octavo, del artículo 112°, la frase “de sistemas de transmisión para polos de desarrollo.”

Artículo 114°.-

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 114°, la frase “y para polos de desarrollo.”

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, par intercalar en el inciso primero del artículo 114° la conjunción “y”, entre las palabras “nacional” y “zonal”.

3.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar el inciso cuartodel artículo 114°.

Artículo 115°.-

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso final del artículo 115°, la frase “para polos de desarrollo”.

Artículo 116°.-

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar el artículo.

2.- Del diputado Lemus, para reemplazar el inciso segundo del artículo 116° por el siguiente: “Si transcurridos dos períodos tarifarios no se ha utilizado la capacidad total de transporte prevista, se extenderá este régimen de remuneración hasta por un período tarifario adicional.”.

Artículo 118°.-

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para sustituir en el inciso primero del artículo 118°, la frase “no podrá ser inferior al siete por ciento”, por la siguiente “…no podrá ser inferior al cuatro por ciento, y no podrá ser superior al siete por ciento”.

Artículo 122°.-

De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 122° la frase “y para polos de desarrollo”; e insertar la conjunción “y” entre las palabras “nacional” y “zonal”.

Artículo 212°-6.-

2.- De los diputados Provoste y Silber, para reemplazar en el inciso tercero del artículo 212°-6, la última oración por el siguiente: “La infracción de esta norma será sancionada por la Superintendencia, pudiendo servir de causa justificada para la remoción del respectivo consejero.”

Artículo 212°-7.-

1.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para reemplazar los incisos primero y segundo del artículo 212°-7, por los siguientes:

“Artículo 212° - 7°.- Comité Especial de Nominaciones. El Comité Especial de Nominaciones estará compuesto por un representante de la Comisión Nacional de Energía, uno del Consejo de Alta Dirección Pública, uno del Panel de Expertos, y uno del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia. La composición y funcionamiento del Comité Especial de Nominaciones y las demás normas que lo rijan serán establecidos por la Comisión mediante resolución dictada al efecto.

Todos los acuerdos del Comité deberán ser adoptados por el voto favorable de, al menos, tres de sus cuatro miembros.”.

Artículo 13° transitorio.-

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso segundo en el artículo 13 transitorio, la expresión “inferior” por la expresión “superior”.

3.- De los diputados Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso segundo en el artículo 13 transitorio, el numeral “7,5 %”, por “7%”.

Artículo 20° transitorio.-

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar los literales b) del inciso primero, y d) del inciso primero.

Artículo transitorio, nuevo.-

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para agregar el siguiente artículo transitorio, nuevo:

Artículo transitorio.- “El Ministerio de Energía no podrá fijar franjas preliminares para sistemas de transmisión establecidas en el Artículo 93º y siguientes de esta ley, mientras no se dicte el Reglamento para la Evaluación Ambiental Estratégica que determina el Párrafo 1º bis, de el Titulo II de la Ley Nº 19.300.”.

8.- TEXTO DEL PROYECTO APROBADO POR LA COMISIÓN

El texto aprobado por la Comisión se contiene en la parte final del Informe.

9.- DIPUTADO INFORMANTE.

Se designó diputado informante al señor Luis Lemus Aracena

A. ANTECEDENTES GENERALES.

1. Cumpliendo la Agenda de Energía

Señala el Mensaje del Ejecutivo que en el mes de mayo de 2014, se presentó al país la “Agenda de Energía”, cuyo propósito fue determinar un plan de acción claro para lograr que Chile cuente con energía confiable, sustentable, inclusiva y a precios razonables, en la cual se definieron 7 ejes estratégicos, con metas y plazos definidos. Entre éstos, se encuentra el relativo a la “Conectividad para el Desarrollo Energético”, conforme al que se propicia el establecimiento de mecanismos y garantías para la optimización global y futura del sistema, y la planificación de la transmisión desarrollada por la autoridad de manera vinculante, para permitir el desarrollo de proyectos de transmisión que generen un beneficio nacional que vaya más allá de la simple reducción de los costos operacionales de corto plazo del sistema eléctrico, permitiendo la reducción de barreras de entrada, eliminando desacoples económicos entre distintas zonas del país y facilitando una mayor incorporación de las energías renovables que el país posee en alto potencial.

Dentro de las metas concretas planteadas en este capítulo de la Agenda, ya se ha iniciado el proceso de interconexión de los dos principales sistemas eléctricos del país (SING-SIC) y, desde junio de 2014, se ha estado trabajando intensamente en el diseño de un nuevo marco regulatorio para el transporte de energía y en la reforma de los actuales Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC).

En junio de 2014 se realizó un masivo encuentro de todos los agentes del sector y la sociedad civil en la sede del Congreso Nacional en Santiago, con el objeto de elaborar un diagnóstico de las deficiencias regulatorias de la transmisión eléctrica, para lo cual se constituyeron cuatro grupos de trabajo, representativos de diversos sectores, que se abocaron a los siguientes temas:

a. Expansión, remuneración y libre acceso;

b. Seguridad, tecnologías, continuidad y calidad de servicio;

c. Operación del sistema interconectado (CDEC); y

d. Definición de trazados para sistemas de transmisión.

Una vez concluido el diagnóstico, la Comisión Nacional de Energía (CNE), con el apoyo de la Universidad Católica, coordinó la elaboración de una serie de estudios y, a inicios de 2015, se conformaron dos grupos de trabajo, con presencia de especialistas del Gobierno, académicos, consultores, representantes de la industria y miembros de la Comisión Ciudadana de Energía, para compartir el diagnóstico específico de los problemas asociados a la regulación de la transmisión eléctrica y las propuestas de cambio que surgen del análisis de la experiencia internacional y de la aplicación de la ley, y demás regulación vigente en nuestro país, proceso que culminó el 19 de junio de este año con un seminario participativo en que se presentaron las principales propuestas de esta iniciativa de ley.

2. Elementos centrales del diagnóstico

La ley N° 19.940 de marzo de 2004, denominada “ley corta I”, constituyó el primer intento sistemático de regular íntegramente el segmento de la transmisión eléctrica en Chile. Esta ley se dictó en un contexto donde los generadores se localizaban según un análisis de costo beneficio de acuerdo a sus costos de producción y transmisión, y donde los costos de transmisión eran una parte significativa de los costos totales. Esta situación cambió al mantenerse los costos de transmisión, pero aumentando significativamente los costos de generación, lo que hizo necesario lograr reducir los costos de generación del sistema y facilitar la competencia de los distintos generadores.

Existe consenso en que la actual regulación de la transmisión resulta insuficiente para el adecuado desarrollo del sistema eléctrico en su conjunto y que se requiere una mayor regulación para lograr mejorar en el acceso, sustentabilidad, eficiencia, ordenamiento territorial e inclusión en materia de energía eléctrica.

En materia de la Transmisión Troncal se requiere contar con una visión estratégica de largo plazo; incorporar en los procesos de planificación variables fundamentales y contar con las herramientas para desarrollar un sistema de transmisión troncal que considere obras con holguras. Se advierte que la planificación de la transmisión carece de criterios claros de ordenamiento territorial en su expansión y los actuales esquemas de remuneración deben reconocer su carácter de servicio público.

En el caso de la Subtransmisión no existe obligación de expansión, lo que provoca congestión y dificultades para la conexión de la generación eléctrica y el abastecimiento de nuevo consumo, lo que dificulta el desarrollo integral de la red. A su vez, la regulación de la Transmisión Adicional se muestra insuficiente, especialmente en lo que se refiere a las obligaciones y derechos de los propietarios y a la carencia de procedimientos claros y transparentes, que deja espacios amplios para la interpretación del alcance y aplicación del libre acceso.

La expansión o crecimiento de la transmisión eléctrica presenta una serie de problemas, a saber:

1) La participación ciudadana se da en un contexto de desconfianza y falta diálogo entre comunidades y privados para coordinar intereses, algunos de ellos contrapuestos.

2) En la planificación y ordenamiento territorial no existe un instrumento específico para la expansión de la transmisión que conjugue adecuadamente los objetivos de eficiencia económica con los intereses nacionales, regionales y locales. Como consecuencia de ello, las exigencias sociales y ambientales dificultan el desarrollo de proyectos de transmisión eléctrica ya que los nuevos desarrollos enfrentan cuestionamientos de legitimidad en la ciudadanía, generándose conflictos entre los intereses de los diversos actores afectados, presentándose situaciones delicadas para la expansión de la red.

A lo anterior deben agregarse los problemas asociados a la planificación territorial, que la incorporación de inyección de energía en el sistema de transmisión no conlleva facilidades para coordinar la oferta y aprovechar las redes involucradas y que el actual sistema de remuneración de la transmisión eléctrica se construyó sobre supuestos que ya no están del todo vigentes. Asimismo, existe una clara dificultad para localizar la generación en sitios cercanos a la demanda y se han multiplicado iniciativas de tamaño mediano o pequeño, aumentando significativamente la cantidad de actores del mercado de la generación haciéndolo más dinámico.

Por otra parte, la sociedad chilena también ha valorado con más fuerza el resguardo de los ecosistemas intervenidos, el uso racional de los recursos naturales y el territorio, la sustentabilidad de los proyectos que impactan su entorno y el reconocimiento de los pueblos originarios. Esto constituye un nuevo escenario en el cual ha tenido que desarrollarse la actividad económica en general y la transmisión eléctrica en particular, determinando restricciones significativas para el tendido de redes eléctricas y nuevas unidades de generación.

3) Respecto a las variables consideradas en la planificación de la transmisión, se hace necesario incorporar elementos que la robustezcan, como prospectiva de más largo plazo; alternativas flexibles, nuevas tecnologías y eficiencia energética; un número mayor de escenarios de expansión; la utilización de diversas herramientas de análisis y la incorporación de holguras en el diseño de las redes, que tendrán consecuencias en materia de costos y financiamiento de los proyectos de generación.

4) Respecto a los criterios de seguridad y calidad, se requiere incorporar aspectos asociados a la resiliencia ante situaciones extremas, tales como terremotos u otras catástrofes naturales.

5) En cuanto al acceso abierto, la “ley corta I” ya mencionada estableció que tanto la actividad de transmisión troncal como de subtransmisión están sujetas a la obligación de servicio y de acceso abierto a cualquier interesado en usar sus instalaciones, bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, pero debe avanzarse en ámbito de la transmisión adicional.

6) En cuanto a las señales tarifarias, existen diversos problemas, adicionales a los ya descritos para cada segmento:

a. Las instalaciones de transmisión se califican en los tres segmentos de transmisión bajo una jerarquía que confiere a las instalaciones de transmisión adicional un carácter residual.

b. Se requiere mayor certeza para la concreción de las ampliaciones de la transmisión.

c. El esquema de recaudación del valor anual de las instalaciones de transmisión troncal utiliza los ingresos tarifarios complementados por pagos tanto de las empresas que inyectan su producción a la red, en un 80%, como de las que retiran, en un 20%, en tanto estas inyecciones y retiros se realicen dentro del área de influencia común.

7) En relación al rol del Estado, se identifica como necesidad un mayor protagonismo de la autoridad como coordinadora entre inversionistas y ciudadanía, velando por el medio ambiente, los intereses generales y el bien común.

8) Por otra parte, existen elementos de la actual legislación eléctrica que dificultan a los organismos del Estado ejercer sus facultades en forma adecuada, a saber:

a. Son diversos los documentos normativos sectoriales, como por ejemplo las normas de seguridad y calidad de servicio, de conexiones, NetBilling, Norma N°5, etc. que requieren mejorar sus mecanismos de elaboración, revisión y actualización.

b. Actualmente, el cumplimiento de las disposiciones normativas obligatorias radica en la autogestión por parte de cada empresa coordinada en el sistema y en la fiscalización de la Superintendencia, pero se observa un bajo cumplimiento.

c. Se requiere considerar, a nivel legal, directrices necesarias para la elaboración de la planificación de sistemas y actualización normativa. La CNE y la SEC, requieren perfeccionar el ejercicio de sus potestades normativas en el sector, con el fin de entregar señales claras a los distintos integrantes del sector.

3. Un nuevo coordinador para el sistema eléctrico nacional interconectado

Existe consenso que es necesario hacerse cargo del fortalecimiento la institucionalidad de los actuales Centros de Despacho Económico de Carga para el Sistema Interconectado Central “CDEC-SIC” y para el Norte Grande “CDEC-SING”., toda vez que tanto la “ley corta I” como la “ley corta II” (Ley N° 20.018) avanzaron en la regulación de los CDEC, pero lo hicieron de manera insuficiente y dejaron diversas materias a nivel reglamentario. Como consecuencia se hace más imperiosa la necesidad de que se cree por ley una institución independiente que acometa las tareas de coordinación de la operación del sistema eléctrico, dentro de las siguientes definiciones relevantes:

a. La interconexión de los dos grandes sistemas eléctricos (SING-SIC) motiva la re-estructuración de la operación del nuevo sistema a través de un único coordinador nacional, sin perjuicio de la subsistencia de algunos sistemas eléctricos medianos y aislados.

b. Necesidad de dotar a esta nueva institución de mayores grados de independencia en relación con los incumbentes de los distintos segmentos de la industria.

c. Necesidad de dotar al coordinador del sistema de nuevas funciones y perfeccionar otras que ya realiza, recogiendo la evolución del mercado eléctrico nacional y las mejores prácticas internacionales.

d. Por último, el coordinador del sistema debe velar por el interés colectivo y general, en el cumplimiento de sus funciones.

Enfrentados a la coyuntura de un nuevo gran sistema eléctrico interconectado desde Arica hasta Chiloé, que se vislumbra para el corto plazo (2018), resulta imprescindible hacerlo a través de un nuevo y único coordinador nacional, que es un elemento central y estratégico para el funcionamiento del sistema eléctrico, para lo cual se ha seguido, en lo fundamental el modelo de los ISO (independent system operator).

4.Objetivos centrales del proyecto

Este proyecto de ley busca – a juicio del Gobierno- maximizar el beneficio social a través de la aplicación de los principios rectores de robustez, flexibilidad, eficiencia económica, planificación de largo plazo, seguridad y calidad de servicio, y sustentabilidad. Ésta última observada en una triple dimensión: uso del territorio, impacto ambiental y entorno social. Para lograrlo se requiere que dicha institucionalidad cuente con instrumentos idóneos de manera tal que exista la debida correspondencia entre el desarrollo del sector eléctrico y los objetivos que se busca alcanzar.

El Estado debe desempeñar un rol fundamental en materia de conectividad y ejercer un rol más activo en la planificación energética de largo plazo del sector, conciliando objetivos económicos, ambientales y sociales, en pro del bien común de todos los chilenos y chilenas.

B. OBJETIVOS

Las principales propuestas contenidas en el presente proyecto de ley pueden agruparse en siete grandes capítulos.

1. Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional

Existe consenso en torno a la necesidad de contar con un único coordinador del sistema eléctrico independiente de los actores del mercado. Para tal efecto, se crea por ley un organismo independiente, sin fines de lucro, ad hoc y dotado de personalidad jurídica propia. Dicho organismo desarrollará una función de interés público, sin embargo, no formará parte de la administración del Estado aunque se le aplicarán las normas de transparencia y acceso a la información pública. Este organismo que se denominará Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional tendrá como base las funciones de los actuales CDEC.

Para su administración, se propone un Consejo Directivo compuesto por 7 miembros elegidos por un Comité Especial de Nominaciones, mediante concurso público. Sus miembros tendrán una duración en el cargo de 4 años, renovables y serán elegidos en parcialidades. Tendrán la misma remuneración que los miembros del Panel de Expertos y dedicación exclusiva al cargo, con posibilidad de ejercer funciones docentes y académicas acotadas.

Por otra parte, se determina el régimen de responsabilidades de los directores, estableciendo deberes de conducta concretos a los miembros del Consejo Directivo; se incorporan mecanismos de revisión periódica del desempeño del Coordinador en sus funciones, y la posibilidad de remoción de uno o más directores por el Comité Especial de Nominaciones.

El presupuesto del Coordinador se determinará anualmente y se contempla la creación de un cargo de servicio público, financiado por los clientes libres y regulados, con lo que se independiza totalmente esta institución de los actores del mercado. La fiscalización del cumplimiento de las obligaciones del Coordinador y la legalidad de su actuación le corresponderá a la SEC. En los artículos transitorios los elementos necesarios para lograr la transición de los actuales CDEC al nuevo organismo.

2. Planificación Energética y de la Expansión de la Transmisión

Se han re-definido los sistemas de transmisión, orientando su caracterización a la funcionalidad de éstos por sobre criterios técnicos. En esta nueva definición se distingue los Sistemas de Transmisión Nacional (actualmente Troncal) como aquellos que permiten la conformación de un mercado común, interconectando los demás segmentos del sistema de transmisión, para abastecer la demanda eléctrica bajo diversos escenarios; los Sistemas de Transmisión Zonal (actualmente Subtransmisión) corresponden a aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de los usuarios sometidos a regulación de precios, pero reconociendo que su uso también es compartido con clientes libres y con generación que inyecta en ellos; los Sistemas Dedicados (actualmente transmisión adicional), son aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de clientes libres o la inyección de centrales generadoras; en los Polos de Desarrollo se distingue un nuevo segmento de transmisión destinado a la infraestructura que permite la evacuación de la producción de la generación, y finalmente, están los Sistemas de interconexión internacional, en que se establece la obligación del Coordinador de coordinar la operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional.

En cuanto a la planificación del sistema de transmisión, se incorpora un nuevo proceso quinquenal de planificación energética de largo plazo, a cargo del Ministerio de Energía, para un horizonte de 30 años. Con el tiempo se podrán instalar cada vez más pequeños medios de generación (PMG) en la medida que los costos de estos sigan disminuyendo y su tecnología flexibilizándose, no obstante lo cual se estima que los grandes bloques de producción de energía por un largo tiempo seguirán siendo necesarios.

Además, se incorporan nuevos criterios a tener en cuenta por el planificador de la expansión de la transmisión, considerando:

a. La minimización de los riesgos en el abastecimiento;

b. La creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia;

c. Instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico; y

d. La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan realizar las ampliaciones necesarias del sistema de una manera eficiente evitando duplicidades.

El proyecto también avanza hacia mayores grados de participación ciudadana extendiendo las instancias de participación de los actuales segmentos de transmisión troncal y subtransmisión al ejercicio anual de planificación de toda la transmisión.

3. Polos de Desarrollo

Bajo este concepto de Polo de Desarrollo se propone formalizar la existencia de las zonas con altos potenciales de generación, que son identificados por el Ministerio de Energía en el contexto de la planificación energética quinquenal de largo plazo, considerando el interés público en desarrollar zonas en que existen los recursos o condiciones para la producción de energía eléctrica.

Se crea una nueva categoría de sistemas de transmisión para aglomerar proyectos asociados a un polo de desarrollo para aprovechar la transmisión que los conectará, en conjunto, al resto del sistema de transmisión. Las soluciones de transmisión asociadas adquieren el carácter de Servicio Público y el costo transitorio de los desarrollos incrementales de dichas redes es financiado por los consumidores finales, libres y regulados.

La solución de transmisión que conecta al Polo de Desarrollo con el resto del sistema de transmisión permite abordar dos tipos de iniciativas:

a. Iniciativas Potenciadas: soluciones de transmisión, nuevas o existentes, que conectan a un Polo de Desarrollo con el sistema de transmisión.

b. Iniciativas Públicas: soluciones de transmisión que conectan a un Polo de Desarrollo con el sistema de transmisión sobre las que existen motivos de interés público, asociados al cumplimiento de los objetivos de la ley eléctrica para su desarrollo.

4. Definición de Trazados

Los estudios comparativos efectuados en el período pre-legislativo, muestran que el Estado siempre está más involucrado o presente en esta definición que en el caso de Chile. En Colombia, Estados Unidos, Australia y Suiza, el Estado cuenta con unidades o instituciones que tiene capacidades históricas de planificación y desarrollo, recursos para implementar los procesos de planificación y flexibilidad en la definición de trazados, y procesos e instancias de participación ciudadana en un esquema de participación temprana, teniendo una consideración especial a los pueblos originarios.

Es importante señalar que dentro de la revisión de este proceso, se analizó la experiencia del Ministerio de Obras Públicas (MOP), que aunque ha sido exitosa es incompatible con las necesidades de transmisión eléctrica actuales. Por ello, se ha optado por un modelo mixto con un mayor rol del Estado, pero dejando en manos del sector privado el desarrollo de los proyectos, la tramitación de permisos y la negociación de las indemnizaciones asociadas a las respectivas servidumbres.

5. Acceso Abierto

Se extiende el alcance del acceso abierto a todas las instalaciones de transmisión, resguardando las capacidades existentes y las previstas de utilizar por los actuales usuarios. Para el caso de los sistemas de transmisión dedicada, se regula cómo se adquiere el derecho a acceso abierto ante la concurrencia de diversos solicitantes a éste.

a. Se establece que todas las instalaciones de transmisión están sometidas al régimen de acceso abierto y deben permitir la conexión a éstas a quien lo solicite.

b. La factibilidad técnica de uso y de eventuales ampliaciones de las instalaciones existentes, con el pago correspondiente, constituyen las condiciones para que se materialice el acceso abierto en la transmisión dedicada.

c. Se precisa que todos los elementos dentro de una subestación, y todos los elementos dentro de una línea están sometidos a acceso abierto.

d. Se asigna al Coordinador el rol preponderante en garantizar el acceso abierto.

e. Se otorga como facultad privativa del Coordinador, autorizar las conexiones a los sistemas de transmisión.

6. Remuneración del sistema

El proyecto busca que la transmisión eléctrica no sea una barrera para la competencia, entregando señales de simplicidad y transparencia de los cálculos de costos con el fin de propiciar menores costos de suministro. Para tal efecto, se unifica el proceso de calificación de las instalaciones de transmisión de cada segmento en un solo proceso y se entregan mayores certezas a los inversionistas en redes de transmisión, extendiendo la garantía del retorno de sus inversiones eficientes a 20 años.

La experiencia de la aplicación de la normativa actual ha mostrado las bondades de un proceso de valorización de las instalaciones que entregue garantías de objetividad y completitud. Por ello, al igual que en el Sistema de Transmisión Troncal, se establece un proceso de valorización con participación de usuarios e instituciones interesadas, manteniendo las instancias de participación ciudadana; y también el esquema de resolución de conflictos de las bases técnicas y el resultado de los estudios frente al Panel de Expertos.

Actualmente, la Ley dispone que el sistema de transmisión troncal sea financiado conjuntamente por la generación y por la demanda. Para estos efectos, distingue el Área de Influencia Común (AIC), que corresponde a la porción del sistema troncal que concentra simultáneamente el 75% de la inyección de la generación, el 75% de los retiros (consumos) y donde se maximice la cantidad de inyecciones versus la cantidad de instalaciones. La infraestructura del AIC es remunerada 80% por la generación (inyecciones) y 20% por la demanda (retiros), ambos según la prorrata de uso de cada una de ellas.

En el resto del sistema troncal (fuera del AIC), se remunera 100% por la generación o la demanda dependiendo de la condición esperada sobre la dirección de los flujos desde o hacia el AIC. En este caso, para cada tramo, se establece un prorrateo de pago, según el cual la generación paga la proporción en que los flujos de energía se dirigen hacia el AIC, mientras la demanda (retiros) paga la proporción complementaria en que los flujos se dirigen desde el AIC.

Países como Alemania, Estados Unidos, Italia, Suiza, Nueva Zelandia, Australia y Singapur, entre otros, utilizan el pago del 100% por parte del consumo, reduciendo las barreras de entrada al segmento de generación y, consecuentemente, incrementando los niveles de competencia. Muchos de estos países han determinado políticas para establecer un sistema de transporte con cargos de acceso único, a lo que comúnmente se ha denominado “estampillado” en alusión al costo de las estampillas de correo: la estampilla cuesta lo mismo con independencia de la distancia al destinatario del mensaje.

Señala el mensaje del Ejecutivo, que si bien actualmente la transmisión troncal es remunerada tanto por las inyecciones como por los retiros, los costos de transmisión son, en definitiva, traspasados íntegramente a los consumidores finales a través de los respectivos contratos de suministro donde no es posible garantizar que en dichos contratos el pago de las inyecciones sea traspasado con o sin sobrecargos, dependiendo de las circunstancias comerciales o de ubicación geográfica. Por tanto, este proyecto de ley transparenta el pago de la transmisión asignándolo directamente a los clientes finales. De este modo, se asegura que la transmisión eléctrica sea remunerada en base a sus costos, sin los riesgos de sobreprecios pero, a su vez, fortaleciendo el escenario de competencia en generación.

7. Desarrollo Normativo, Regulación, Seguridad y Calidad de Servicio

Para fortalecer el desarrollo normativo, el proyecto propone medidas que buscan:

a. Establecer un proceso estandarizado de elaboración, revisión y actualización de la normativa sectorial;

b. Definir responsables según tipo de normativa;

c. Mejorar en la fiscalización y cumplimiento de la norma;

d. Consagrar los principios de seguridad y calidad de servicio en la Ley, y

e. Establecer un sistema de compensaciones a usuarios finales que hayan sido afectados por indisponibilidad de suministro o de instalaciones.

Para cumplir con dichos objetivos se propone, en primer lugar, definir en la Ley los principios que deben regir la elaboración, revisión y actualización de las normas, considerando un proceso participativo, estandarizado y transparente que fomente la adquisición y el uso de nueva tecnología en la operación y diseño de sistemas.

En el caso de la CNE y su rol como regulador del mercado eléctrico, el nuevo marco normativo que este proyecto de ley presenta, requiere precisar su alcance en forma armónica con el fortalecimiento del rol de planificador de las expansiones de la transmisión, acorde con los mayores niveles de competencia que se están incorporando al sector y con un Coordinador con mayores funciones y responsabilidades.

En segundo lugar, se especifican las atribuciones del fiscalizador para abordar las situaciones de incumplimiento de los estándares normativos y específicamente los asociados a indisponibilidades de instalaciones. Adicionalmente, se entregan al Coordinador funciones de apoyo de la labor fiscalizadora de la SEC, y de promoción del cumplimiento de la normativa.

Finalmente, para la actualización tecnológica, se propone definir legalmente el alcance de los Servicios Complementarios, para que tengan una forma de definición y actualización flexible en el tiempo según la evolución tecnológica.

II.- CONTENIDO DEL PROYECTO.

El proyecto se estructura en dos artículos permanentes y veintitrés artículos transitorios.

El artículo primero permanente introduce una serie de modificaciones en la ley general de servicios eléctricos y se estructura en seis numerales:

1.- Constitución de sociedades de giro de generación eléctrica con domicilio en Chile.

Se introduce un artículo 8 bis, nuevo, que dispone que quienes exploten el giro de generación, tienen obligación de constituirse con domicilio en Chile.

2. Coordinación y operación del sistema eléctrico nacional

La iniciativa incorpora un nuevo Título II BIS, referido a la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el objeto de relevar las disposiciones que rigen dicha coordinación y operación, y regular de manera coherente y ordenada dichas normas que actualmente se encuentran dispersas en la ley.

Este título reemplaza los artículos 137° y 138°, dedicados a los principios de coordinación de la operación y la sujeción de los coordinados a ésta, reconociendo las funciones que actualmente tiene el CDEC. Asimismo, adiciona nuevas funciones al Coordinador.

Asimismo, este título precisa la responsabilidad individual de los coordinados en el cumplimiento de las obligaciones que emanan de la ley.

3.-Sistemas de transmisión eléctrica

A continuación se reemplaza el actual Título III de la Ley, denominado “De los Sistemas de Transporte de Energía” por uno nuevo, referido a los Sistemas de Transmisión Eléctrica. Este título se estructura en cinco capítulos.

a.- Generalidades

En el primer capítulo, se definen el sistema de transmisión y los cinco segmentos que lo componen, distinguiendo los sistemas Nacional, Zonal, Dedicados, para Polos de Desarrollo y de Interconexión Internacional.

Asimismo, este capítulo define el acceso abierto y los derechos y deberes tanto de los propietarios de las redes de transmisión como de quienes acceden a éstas. También establece los principios dentro de los cuales deben desarrollarse los intercambios internacionales de energía eléctrica.

b.- Planificación de la Transmisión

Este capítulo se refiere a la planificación de la transmisión. Dispone el desarrollo de un proceso de planificación energética de largo plazo, con un horizonte de al menos 30 años, a cargo del Ministerio de Energía con un esquema de participación ciudadana y se establece un proceso de planificación de la transmisión con un horizonte de al menos 20 años, liderado por la Comisión Nacional de Energía, y considerando la participación de las empresas del sector y la ciudadanía. El plan de expansión de la transmisión finaliza con la dictación de decretos de expansión. Para las obras nuevas, se asegura su remuneración por cinco períodos tarifarios (20 años).

c.- Calificación de las Instalaciones de Transmisión

En el Capítulo III se regula el proceso de calificación de las instalaciones de transmisión a través de un proceso cuadrienal y se determina la desconexión de aquellas líneas y subestaciones que no sean necesarias para el sistema eléctrico.

d.- Tarificación de la Transmisión

El Capítulo IV regula la tarificación de la transmisión, disponiendo que el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios es determinado por la CNE cada cuatro años.

En el proceso de tarificación, se reconocen los costos eficientes de adquisición e instalación, de acuerdo con valores de mercado. El procedimiento finaliza con un Informe Técnico de la Comisión como base para la dictación del correspondiente Decreto Tarifario.

e.- Remuneración de la Transmisión

El Capítulo V regula la remuneración de la transmisión, señalando que las empresas propietarias de las instalaciones existentes en los sistemas de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo deberán percibir el valor anual de la transmisión, siendo éste el total de su remuneración. La remuneración se establece a partir de la suma de los ingresos tarifarios reales y un cargo único por uso, de actualización semestral, asociado a cada segmento y aplicado directamente a los usuarios finales.

4.- Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional

El proyecto incorpora, a continuación, un nuevo Título VI bis, sobre el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional y que regula, básicamente su naturaleza jurídica, la administración y dirección a cargo de un consejo directivo, el proceso de nominación de sus integrantes, y el financiamiento.

5.- Adecuaciones a la LGSE

Como consecuencia de la nueva regulación, los demás numerales del artículo primero permanente derogan y modifican artículos de la ley general de servicios eléctricos, con el objeto de relevar y ordenar en forma coherente en los Títulos II BIS y III, las normas que se encuentran dispersas en la Ley.

6.- Transición

Los artículos transitorios 1° al 9°, regulan la transición de los actuales CDEC al nuevo Coordinador.

Los artículos transitorios 10° al 15°, regulan la vigencia de los procesos de planificación energética y de la transmisión; de calificación de las instalaciones, y de tarificación.

El artículo 16° regula la implementación del Sistema de Información Pública del Coordinador del Sistema.

El artículo 17° establece que el plazo para certificar el cumplimiento de la normativa técnica correspondiente de las instalaciones existentes.

El artículo 18° regula la remuneración de los servicios complementarios que se estén prestando a la fecha de publicación de la ley.

El artículo 19° fija plazos para la dictación de los reglamentos que establezcan las disposiciones necesarias para la ejecución de la ley.

El artículo 20° establece la transición de la remuneración de la transmisión nacional a partir de la remuneración troncal.

El artículo 21° contempla aumentos de dotaciones para el año 2016 con el objeto de fortalecer al Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

El artículo 22°, establece la correspondiente imputación presupuestaria del mayor gasto que represente la aplicación de la ley.

Por último, el artículo 23°, contempla una delegación de facultades para la dictación, a través de un decreto con fuerza de ley, de un texto refundido, coordinado y sistematizado de la ley general de servicios eléctricos.

III.- DISCUSIÓN DEL PROYECTO.

Durante el análisis de esta iniciativa, la Comisión de Minería y Energía contó con la asistencia y colaboración del Ministro de Energía, señor Máximo Pacheco, quien señaló que este proyecto de ley establece un nuevo sistema de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, se referirá a los antecedentes, contenido y beneficios.

Esta iniciativa se enmarca dentro de uno de los objetivos más importantes en materia de la Agenda Energética que se presentó en mayo de 2014 y que es fundamental para poder hacer efectiva la interacción de los dos sistemas de interconexión principales del país, del norte grande y el interconectado central.

Aseguró que el proceso legislativo se ha desarrollado mediante un trabajo conjunto de la Comisión Nacional de Energía y la Universidad Católica de Chile, a quien se le pidió facilitar y organizar el proceso de discusión de distintos actores, técnicos y consultores en esta materia, liderando esta colaboración el profesor Hugh Rudnick, quien en su momento podrá complementar la presentación que se realiza a continuación.

Señaló que este es un trabajo participativo con los distintos actores, para lo cual se realizaron distintos seminarios, reuniones y talleres, lo que ha contribuido a generar el proyecto que se presenta a discusión. También se han realizado estudios de legislación y regulación comparada con países como Australia, Gran Bretaña, Nueva Zelandia, Argentina, Colombia, Suecia, Perú, Brasil y España. También, se crearon grupos de trabajo con las asociaciones de distribuidores, con los CDEC, con el panel de expertos, con la Comisión ciudadano técnico parlamentaria de energía y ACERA, en un trabajo extraordinariamente valioso, considerando a los consultados.

Explicó que la transmisión en Chile tiene tres elementos. Está el sistema Troncal, el sistema adicional o de líneas dedicadas para satisfacer las necesidades específicas de un generador, y la subtransmisión, que es la forma como la electricidad troncal puede llegar al consumo residencial. Explicó que a nivel de transmisión troncal se ha constatado que hay una falta de visión estratégica y por otra parte hay una gran incertidumbre para el diseño de las inversiones y una necesidad de tener un sistema Troncal con más holguras, evitando que se produzcan atochamientos o bloqueos en la transmisión de los electrones, situación que ocurre hoy.

A nivel de sistema adicional hay una falta de claridad en los derechos y obligaciones de los propietarios y terceros, son líneas de dedicación exclusiva de propietarios que compran energía para los generadores y en la subtransmisión hay problemas de seguridad en el abastecimiento, dificultad en la conexión y falta de coordinación con el desarrollo del sistema Troncal. La Subtransmisión está constituida básicamente por las sub estaciones, que se ven cerca de los puntos de entrada de las líneas troncales.

Un elemento esencial para hablar de la transmisión en Chile, lo constituyen los problemas ambientales y sociales que se generan, que están en el ámbito de la participación ciudadana, de medio ambiente y planificación territorial y de rol del Estado. En materia de participación ciudadana se ha instalado una desconfianza y falta de diálogo que permita coordinar los intereses de las partes.

A nivel de planificación territorial existen diversos conflictos entre los intereses locales, regionales y nacionales. En materia ambiental ha faltado un balance económico, social y medio ambiental, y en cuanto al rol del Estado, este no ha jugado el que le corresponde como coordinador entre los privados y la ciudadanía, velando por el medio ambiente y los intereses nacionales en representación del bien común que se hace presente. El diagnóstico de los problemas que esto genera son el alto precio de la energía en Chile, reflejada en la electricidad más cara de América Latina y que el precio ha subido un 30 por ciento en los últimos 5 años y sigue subiendo impactando sobre hogares y actividad productiva.

Además, existe un sistema de transmisión que se califica como poco robusto y que adolece de severos problemas de competencia, lo que constituye a la transmisión en una barrera de entrada para nuevos generadores en el sector transmisión. Nadie puede aspirar a la generación sin resolver primero el problema de la transmisión que permita llegar a los consumidores, de manera que la transmisión impide, como barrera de entrada, la nueva generación.

Por otra parte, existe un sistema congestionado, en que lo electrones llegan a un punto desde el cual no pueden continuar su camino, de manera que no llegan al consumo. Hay una gran dificultad para conectar nuevas formas de generación. Las energías renovables no convencionales, que es un proyecto de ley que esta Comisión aprobó, deben generar un 20 por ciento para 2025 que será difícil de cumplir si no existen las líneas de transmisión necesarias para facilitar el acceso.

El acceso abierto es muy limitado. Este acceso significa poder acceder a los cables de transmisión y conectarse con una generadora. Las líneas tienen una propia regulación que no permiten el acceso abierto a ellas.

Un tema relevante es que el sistema eléctrico chileno es dependiente de los incumbentes, es decir, está estructurado a partir de Centros de Despacho de Carga, CDEC, que son organizaciones administradas por los propios incumbentes, de manera que un nuevo actor tiene dificultades para ingresar al sistema porque no forma parte de ellos.

El sistema presenta también problemas de seguridad. Chile tiene un promedio de 15 horas al año en que hay corte de suministro eléctrico por hogar. El sistema funciona de mejor manera si tiene mayores holguras. Ejemplificó con el caso de la caída de un árbol que genera una emergencia en un punto y no hay suficientes by pass que permitan resolverlo. Dentro del diagnóstico se requiere elevar las exigencias ambientales y sociales que no están concretadas en los proyectos, con el fundamento que no se ha hecho suficiente discusión temprana del proyecto y en qué consiste la participación.

Hecho este diagnóstico, se visualizan los siguientes objetivos:

Se busca que se favorezca el desarrollo de un mercado competitivo para bajar los precios de energía, de manera de ser consecuente con lo planteado por el Gobierno y tener más transparencia para los consumidores por el pago de la transmisión. Hoy, el sistema de remuneración carece de la transparencia suficiente para que el consumidor sepa lo que se está pagando por ese servicio.

Aclaró que viene una licitación, en abril de 2016, para cerca de 13 mil giga watts hora y para generadoras y distribuidoras de mercado regulado, y que en esta licitación deben haber reglas claras para que los oferentes no tengan que hacer un castigo o incremento adicional por los riesgos del servicio de transmisión. Por eso la licitación debe tener la mayor transparencia, evitando que los licitantes incorporen sobrecargos.

Se precisa un sistema más seguro y con un coordinador más robusto e independiente, porque habrá un solo sistema, con el sistema del norte grande y del sistema interconectado central integrados, que también será independiente, es decir, no será controlado sólo por los incumbentes.

Por otra parte, se busca un proyecto de ley que otorgue mayor legitimidad social a los proyectos de transmisión fortaleciendo los mecanismos de transmisión de energía, y que pueda recoger nuevas tecnologías, que es cada vez mayor en materia eléctrica como la solar, la eólica, etc. y otras que puedan surgir.

Por último, el sistema debe enfocar sus normas hacia el usuario final, tener una mejor respuesta ante las contingencias, mejor uso del territorio, tener mejores ofertas y competencia, incorporando energía renovables no convencionales y poder integrar pequeños generadores de energía distribuida, que son las soluciones para pequeñas localidades aisladas o autosuficientes que generan su electricidad para consumo en la localidad, tener un sistema que tenga una visión de largo plazo para expandirse y que genere holguras, considerando los posibles escenarios y que tenga presente elementos como la volatilidad y lo impredecible del desarrollo económico.

Anunció que las modificaciones pueden resumirse en ocho grandes líneas.

i) La creación de un nuevo ente coordinador del sistema, ii) una nueva definición de los segmentos, iii) un nuevo método de planificación, iv) una nueva forma de definir los trazados, v) una regulación normativa que aclare y sea más precisa en materias relativas a los accesos abiertos, vi) la revisión de la manera cómo se remunera este sistema, vii) un cambio en la tasa que se utiliza para tarificar y viii) algunas normas sobre servicios complementarios.

En lo relativo al coordinador independiente del sistema, señaló que es importante que cuando haya una sola línea, de Arica a Chiloé, cubriendo el 98 por ciento de la población en un sistema integrado, se aspira a tener un nuevo sistema que no sea la suma del CDEC Norte con el de la zona central, sino que un sistema distinto que asuma los roles con la complejidad que tiene el sistema.

Este coordinador independiente es creado por ley, un organismo independiente ad hoc, sin fines de lucro y de personalidad jurídica propia. Las funciones que le corresponden son las que actualmente tienen los CDEC, pero por otra parte se le agregarán nuevas funciones como la colaboración que este nuevo organismo deberá tener con las autoridades correspondientes en el monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico.

Al respecto señaló que se ha conversado con la Fiscalía Nacional Económica, FNE, a la que le parece de mucho interés que pueda existir la mayor cantidad de información posible de este sistema para el cumplimiento de sus propias funciones. Este coordinador deberá tener un estándar de transparencia en el manejo de información que deberá ser mucho más elevado, de manera que sea de mejor calidad en lo referente al sistema de transmisión, y en cuanto a su administración, este coordinador estará compuesto por un Consejo Directivo, integrado por 7 miembros, elegidos por un comité especial de nominaciones.

Respecto a la definición de las funciones del sistema de transmisión, el proyecto establece cuatro categorías. Los sistemas de Transmisión Nacional, actual Troncal; el Sistema de Transmisión Zonal, que es la subtransmisión, distribución a los usuarios sometidos a regulación de precios; los Sistemas Dedicados, que es el actual sistema adicional y que es el sistema que sirve a clientes libres que reciben la electricidad de generadores, y el cuarto segmento está constituido por los Polos de Desarrollo, que hoy no existen y que busca identificar cuáles son los puntos del país donde hay un potencial de generación eléctrica, que para su desarrollo necesita tener una solución de transmisión.

Explicó que Chile tiene un gran potencial hidroeléctrico puesto que los estudios de cuenca señalan que hay 11 mil mega watts de potencial. Se ha hecho un segundo estudio de cuencas que identificará las cuencas de mayor potencial y de donde viene la validación social del proyecto. Pero para poder realizar esto, se requiere que haya transmisión. Entonces, identificada una cuenca, se puede instalar un sistema de transmisión que permitirá el desarrollo de ese potencial de creación, porque una minihidro no puede desarrollarse por sí sola, salvo a un altísimo costo que no lo hace competitiva sin transmisión cercana.

Otro ejemplo sería el de dos puntos del norte grande que crean un corredor solar, en que hay una carretera con gran radiación solar, pero sin línea de transmisión. De esa forma nunca se instalará un desarrollo de energía solar.

La planificación de largo plazo. Esta se hará en un nuevo proceso de carácter quinquenal, de largo plazo y que estará a cargo del Ministerio de Energía, con un horizonte de 30 años. En materia de planificación de la transmisión, el proceso anual de expansión del sistema nacional, zonal y de polos de desarrollo se hará con expansiones vinculantes, considerando un horizonte de al menos 20 años con nuevos criterios, como minimización del riesgo de abastecimiento, creación de condiciones que promuevan la competencia y libre competencia, instalaciones económicamente eficientes y posible modificación de las instalaciones de transmisión, evitando duplicidades en el esfuerzo de la línea de transmisión, porque ello impacta sobre el territorio e implica una serie de otras externalidades que se hacen difíciles de administrar.

Las decisiones de trazado. El proyecto propone buscar un equilibrio económico social y ambiental en la definición de trazados. Ejemplificó señalando que en el caso de grandes obras viales, como las carreteras, el MOP realiza el trazado y define por donde debe pasar, concluido lo cual, procede a las licitaciones para que las empresas procedan a su construcción.

El otro ejemplo se refiere a las líneas eléctricas. Se sabe que hay una determinada demanda por energía, por ejemplo en Santiago, y que hay una determinada oferta que se ubica fuera de esta ciudad. La Comisión Nacional de Energía, CNE, define que se necesita una línea entre el lugar de producción de la energía y Santiago, como destino de la misma.

Con estas definiciones, el Ministerio de Energía procede a llamar a licitación en concordancia con el CDEC, y las empresas que se presentan a la licitación tienen una obligación, que es unir el punto de generación con el de destino o consumo. La empresa que se presenta en la licitación hace su oferta con el precio que cobrará por llevar la energía desde la generación hasta el consumo. Al adjudicar la oferta la empresa adjudicataria debe iniciar todos los trámites de normativa ambiental, y recién entonces, después de toda esta tramitación, la empresa adjudicataria recién empieza a ver el trazado de la línea, generando enormes sobreprecios, tensiones y riesgos.

Por esto se ha optado por un nuevo procedimiento de estudio de franja que lo hace el Ministerio de Energía, que somete a evaluación ambiental estratégica y la aprobación de esta franja se hace por el Consejo de Ministros para la sustentabilidad y con ello recién entonces se hace la licitación de la construcción y operación de la respectiva línea.

El acceso abierto se refiere a los sistemas de transmisión dedicada, con las instalaciones que permitan la conexión de quien lo solicite, permitiendo el uso temporal de las holguras. El proyecto entrega facultades privativas al coordinador para autorizar las conexiones al sistema de transmisión, estableciendo reglas necesarias, dónde se realizarán los seccionamientos de la transmisión, es decir, las subestaciones. El coordinador es el encargado de aprobar los informes de solución técnica, realizar la coordinación efectiva entre las partes, de manera que efectivamente una línea de acceso abierto pueda ser usada por quien califica para ello, de forma tal que si existieren holguras, puedan ser usadas por quien la necesite.

En materia de remuneración, se busca que la transmisión no sea una barrera para la competencia, que sea simple y transparente a través de los costos de gasto correspondiente. El sistema de pagos es muy complejo, remunera la transmisión troncal tanto por las generadoras como por los clientes, en la inyección y el retiro y se presta para muchas confusiones y sobre cargos. El proyecto aspira a transparentar el pago que finalmente es de cargo del cliente. Con esto se asegura que el precio de transmisión no incluirá los sobre costos permitiendo una disminución del precio, que para ser competitivo debe ser cancelado o pagado por los consumidores finales.

En lo relativo a la tasa de descuento, esta se refiere a la que se usa para valorizar las instalaciones de transmisión. En el proceso de tarificación se reconoce el modelo de costo eficiente de adquisición y de instalación de acuerdo con valores de mercado, se determina la vida útil, se agregan los valores correspondientes y hoy se aplica una tasa de descuento del 10 por ciento.

Se propone que esta tasa de descuento sea calculada cada cuatro años, en un sistema de tasa de costo capital, considerando el riesgo sistemático de la actividad, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado, pero que esta tasa sea aplicable después de impuestos, porque hoy la tasa se aplica antes de los impuestos. Si se considera el riesgo de cambios impositivos en el futuro también las empresas colocan este riesgo y lo cobran. De manera que la idea es que no exista esa presión, porque ahora la tasa será después de impuestos y en todo caso esa tasa de descuento no podrá ser inferior al 7 por ciento, como un piso de rentabilidad a manera de garantizar las inversiones.

Otro elemento son los servicios complementarios, que son todos aquellos servicios necesarios para mantener la calidad y seguridad del suministro eléctrico, control de tensión y de frecuencia, gestión de demanda, etc. El proyecto dispone que la CNE será quien determine los servicios complementarios considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos. La valorización de estos servicios se determinará mediante estudios de costo eficiente, como a través del resultado de licitaciones de estos servicios.

Finalmente señaló que este proyecto de ley agrega un nuevo título referido a la coordinación y operación del sistema eléctrico, donde se contienen los principios que deben regir la coordinación, las principales funciones del coordinador y las obligaciones de los coordinados. Se reemplaza el título correspondiente a los sistemas de transmisión eléctrica, definiendo desde el punto de vista funcional los distintos sistemas de transmisión, incorporando nuevos segmentos, con lo cual se regula la planificación, el proceso de valorización y calificación de las instalaciones y estableciendo un nuevo mecanismo de regulación de la transmisión.

Asimismo, se incorpora un capítulo independiente en lo referido al coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, y este título tiene por objeto regular por primera vez con rango legal la institucionalidad del organismo encargado. Este organismo tendrá un Consejo elegido por un comité de selección, en el que estarán representados el Ministerio de Energía, la CNE, el Panel de Expertos, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, un Decano de alguna Facultad de Ingeniería y un representante del Consejo de Alta Dirección Pública. Este comité elegirá a los miembros del Consejo Directivo del Coordinador que tendrá un Director Ejecutivo. Estos cargos de Consejero serán de dedicación exclusiva, con sus correspondientes incompatibilidades e inhabilidades para protegerse de los conflictos de interés y así tener un organismo coordinador independiente responsable de coordinar al sistema eléctrico nacional.

Se modifican algunas normas relativas al Panel de Expertos y se establece un régimen transitorio, porque por una parte este nuevo coordinador debe estar constituido y operando en enero de 2018, pero además, el nuevo régimen de remuneración de la transmisión, en que será pagado por el consumidor o usuario final, se debe aplicar paulatinamente y su plena aplicación se dará para el año 2034. Se ha fijado ese año atendido que hay muchos contratos que se encuentran firmados y que tienen incorporados el precio de transmisión. Si no se espera a que se termine la vigencia de esos contratos y se cobra el nuevo precio de transmisión, lo que se hará es duplicar el precio de la remuneración de la transmisión y por ello se hará en un proceso gradual.

Por último, resumió lo dicho, señalando que es un proyecto de ley complejo, que incluye varias modificaciones para bajar el precio de las tarifas eléctricas para atraer más competencia, porque una iniciativa como ésta ayudará a bajar las cuentas de la luz en Chile, entre 10 y 20 dólares el mega watt. Considerando que las cuentas en Chile son hoy de aproximadamente 110 dólares el mega watt, significa una rebaja entre un 10 y un 15 por ciento.

El diputado Issa Kort agradeció la explicación del Ministro y señaló que constituye el corazón de la agenda energética del Gobierno, que se viene trabajando desde hace tiempo, pero que se debe legislar para que a fines de 2034 se vean sus productos en plenitud.

Recordó que se hicieron muchas consultas en la etapa pre legislativa, pero no se menciona el caso de la OCDE, por lo que le gustaría saber si ella fue consultada directamente. Igualmente hizo presente que Chile no forma parte de la Agencia Internacional de Energía, y requirió saber cómo se regula esto a nivel internacional.

En relación al diagnóstico le pareció que se aborda bien en el sentido del Troncal y el sistema de transmisión, pero solicitó que se informe si estos incluyen el aspecto social que involucra este proyecto. Asimismo, manifestó también su coincidencia con el Ministro en cuanto a la necesidad de tener reglas claras y duraderas, para lo cual es importante que el despacho de este proyecto de ley pueda ser acordado por todos los sectores, con el mayor respaldo posible.

Respecto de las modificaciones propuestas, en especial de aquella que se refiere al nuevo coordinador, consultó si en la institucionalidad existente no cabe esta figura del coordinador y preguntó la razón por la cual se hace necesario crear este nuevo ente, desde un punto de vista práctico.

Manifestó que un punto trascendental dice relación con la transmisión. Indicó que a nivel de continente se está trabajando en lograr interconexiones a nivel de varios países. Por ello requirió saber cómo quedaría este proyecto respecto del CINEA y cómo se relaciona con los estándares que establecen los países vecinos.

En materia de planificación, concordó con lo expuesto por el Ministro en el sentido que se debe aprender de nuestra experiencia, de manera de descartar que esta concesión siga el modelo que se ha establecido para obras públicas, pero es necesario tener claridad respecto de la solución del tema social al momento de las concesiones.

La diputada Yasna Provoste recordó que cuando se discutió la ley general de servicios eléctricos, presentó junto al diputado Silber una indicación para modificar el CDEC y se les dijo que sería propuesto en otra iniciativa legal, lo que se ve reflejado en la figura del nuevo coordinador independiente, con una administración a través del Consejo Directivo, en que sus miembros se eligen por concurso público. Esta iniciativa recoge la preocupación manifestada en el sentido que existe una relación de juez y parte, porque son las mismas empresas las que son parte del CDEC, lo que equivale al cumplimiento de un compromiso con quienes suscribieron en esa oportunidad la indicación referida.

Manifestó, que es de gran importancia el ciclo de exposiciones que se realizarán durante la discusión general, especialmente porque consideró que deberá incluirse en éstas a las comunidades indígenas, de acuerdo a lo establecido en el Convenio N° 169 de la OIT, especialmente en cuanto no hay definiciones de la denominadas “franjas”. Por ello estimó que se debe escuchar a la CONADI y al Ministerio de Desarrollo Social.

El diputado Marcos Espinosa, Presidente Accidental de la Comisión, señaló que era la primera vez que se veía una política de diversificación en materia eléctrica. Manifestó su parecer en cuanto a que estas políticas siempre estaban marcadas por las coyunturas del momento vivido. Recordó lo sucedido a propósito del gas argentino donde la dependencia siempre marcó la incertidumbre para la planificación energética. Hoy se ve que existen elementos que permiten dar sustentabilidad a la política energética y su eficiencia, destacando también que existe un alto grado de participación ciudadana, lo que se valora altamente por esta Comisión.

Concordó que es un gran problema el que existe con la transmisión, aun cuando la generación debe ser abordada, pero existen alternativas para ello, lo que es evidente con los paneles solares y las energías renovables no convencionales (ERNC).

Señaló que dentro de los objetivos generales se establece dar mayor legitimidad social al proceso de planificación de transmisión y su emplazamiento. Le gustaría saber cuál serán la forma en que se implementará, si por medio de una consulta o de un trabajo técnico en terreno.

El Ministro de Energía, señor Máximo Pacheco Matte, agradeció los comentarios de los comisionados y coincidió en la visión que este es un tema estratégico. Aseguró que el proceso seguido que ha tenido como resultado la propuesta que se presenta, ha sido profundamente participativo, porque hay un conjunto de elementos que obligan a que una legislación de esta materia sea muy inclusiva, que recoja no solo la opinión de los expertos en la materia, sino que también de aquellos que directa o indirectamente sean impactados por esta. Así, se ha escuchado a expertos y ONG, los equipos técnicos de CDEC SINC y SIC, comunidades indígenas y CONADI, porque era importante tener un trabajo pre legislativo profundo.

Señaló que Chile no es miembro pleno de la AIE, entre otras razones, por las reservas de petróleo del país, al igual que varios países, pero se ha reunido la experiencia de varios países que pertenecen a la OCDE en esta materia y se enviaron equipos que sostuvieron reuniones con los equipos coordinadores de los sistemas en Europa, de manera que esto no es una pura creación chilena. La figura del coordinador es la más extendida y común que existe en Europa para la administración de estos sistemas.

En relación a la participación social, los métodos usados son aquellos que van en la dirección de obtener algún resultado. Sobre la discusión de trazado se someterá al sistema de evaluación ambiental estratégica, norma que se encuentra aprobada incluso en sus reglamento y que ha sido discutida en el Comité de Ministros para la Sustentabilidad, que incorpora como herramienta en la evaluación ambiental no sólo los impactos que ciertas iniciativas tienen sobre el medio ambiente, sino que incorpore algo más comprensivo y amplio, con una metodología. Cuando se dice que esta franja será sometida al estudio de Evaluación Ambiental Estratégica, se dice que someterá a un proceso regulado y preestablecido regulada en la Ley de Bases de Medio Ambiente, N° 19.300.

Después de este proceso, que incluye diálogo y consultas, esto es visto por el Comité de Ministros para la Sustentabilidad, que lo integran, entre otros, los ministros de Economía, Agricultura, Minería, Energía, y Medio Ambiente que lo preside. Lo que se hace en definitiva es usar la institucionalidad ambiental, pero se usa de forma temprana, porque lo contrario genera tensiones innecesarias.

Explicó que desde su cargo promueve realizar las cosas mediante la buena fe, la transparencia y la información, pero comprende que nadie desea tener una torre de alta tensión pasando por sus localidades, pero si tenemos claro que lo que deseamos es tener luz suficiente y a precios razonables, debe hacerse con un sentido del bien común, que se debe representar en el Estado, que tiene la obligación de cumplir a sus ciudadanos con los procesos necesarios de comunicación, difusión y de información necesaria que permitan tomar una decisión que busca evitar los inconvenientes de distribución, precios incluidos, que tenemos hoy.

El diputado Miguel Ángel Alvarado consultó si este sistema integrado que se planifica, está en un horizonte de 20 años, por lo que requirió saber cuál es el factor que determina ese horizonte de tiempo. Consultó también por la forma en que se regulara la relación entre los entes transmisores y generadores para evitar la integración vertical que signifiquen que no hay cambios de precios al consumidor final. Preguntó también si en los procesos que se vienen, tienen cabida las empresas públicas.

El Ministro de Energía señaló que una de las líneas de trabajo es la línea de interconexión continental. Hay un proyecto que se trabaja con el Banco Interamericano de Desarrollo. La evaluación económica de la interconexión continental está hecha y se plantea que se hará efectiva a partir del 2021 y unirá Colombia, Ecuador, Perú, Chile y Bolivia, en lo que constituye CINEA. Este proyecto se ha estado trabajando y es especialmente importante resolver el caso de Perú. Los cinco ministros que componen el CINEA vienen a Chile en septiembre para discutir los sistemas de peaje y tarificación, fundamentales para la construcción de la línea. El Gobierno Peruano ha hecho ajustes legales para que las reformas energéticas formen parte de un paquete de medidas de impulso al crecimiento económico como parte de las dificultades de la economía peruana.

Lo anterior hace que esta interconexión continental sea más atractiva que cuando se anunció la interconexión SIC – SINC, que antes de ello dejaba la energía en el norte del país. Pero el norte de nuestro país tiene suficiente capacidad instalada y esa energía debe trasladarse desde el norte al resto del país, para lo cual se necesita la interconexión y el reforzamiento de las líneas de interconexión. De este modo el proyecto de interconexión SINC – SIC tiene un reforzamiento de las líneas de transmisión y este proyecto de ley es lo que viabiliza que el proyecto CINEA sea económicamente importante para Chile, que permitirá llevar energía de Colombia a Chiloé.

Explicó que fijar 20 años es un ejercicio de prospectiva realizada por diversos actores, incluido el Ministerio. Lo que se hace es estudiar a largo plazo las ofertas, demandas, eficiencias energéticas y tecnologías y cuál será el perfil económico y productivo de Chile. En el caso de la CNE es el período en el cual se visualiza lo que constituyen las necesidades de infraestructura.

Respecto de la integración vertical, la Secretaria Ejecutiva (S) de la CNE, señora Carolina Zelaya, manifestó que la integración vertical se encuentra regulada en la ley de servicios eléctricos y establece que las empresas de transmisión troncal no pueden intervenir en actividades que sean de generación o de distribución de energía y en los otros segmentos sólo pueden participar en la medida que sean sociedades filiales o coligadas.

Agregó que actualmente, con la prohibición de integración vertical, con las obras nuevas de expansión troncal y con la regulación del acceso abierto, el tema de la integración vertical se diluye cada vez más, es decir, las condiciones que habían al tiempo de la denominada ley corta 1, cuando se introdujo la prohibición de integración vertical, eran absolutamente diferentes a la situación que tenemos hoy, no había licitación de las obras nuevas troncales y el acceso abierto no se regulaba de la manera que lo está hoy. Además, el proyecto de ley amplía el acceso abierto, no sólo a las líneas troncales y de subtransmisión, en el proyecto líneas nacionales y zonales, sino también a las adicionales, hoy dedicadas. Y también se amplía el acceso abierto y las licitaciones de las obras de expansión troncal.

El señor Iván Saavedra, Jefe del Departamento Eléctrico de la CNE señaló que respecto de la planificación, se debe ser preciso, pues ella cubre dos ámbitos. Una es la planificación energética que llevará a delante el Ministerio de Energía con un plazo de 30 años, donde ese proceso también consulta un procedimiento de consulta, lo que generará una alternativa para el desarrollo. Las alternativas que salgan de ese proceso de planificación energético, serán consideradas por la CNE en el proceso de expansión anual de la transmisión, con un horizonte de 20 años.

Las modificaciones respecto de los criterios a utilizar les permitirá generar múltiples alternativas de generación de acuerdo a las condiciones que se vayan dando y habrá menor incertidumbre respecto de los problemas que se originen en el abastecimiento por disponibilidad de combustible e inclusive los cambios de costo de tecnología, con aumento significativo de la capacidad de análisis de los elementos que se deben tener presente a la hora de planificar. Asimismo, los procedimientos de participación estarán siendo usados en ese proceso de planificación anual, con la discusión de todos los agentes que deseen intervenir y quieran que se analicen los aspectos que consideren necesarios.

El Ministro de Energía, señor Pacheco, recalcó que en materias de medio ambiente se ha trabajado junto con el Ministro de Medio Ambiente, señor Pablo Badenier, de manera que lo que se refiere a estudios de franjas, lo reglamentos correspondientes y procesos participativos, van a tomar tiempo.

Hizo presente que la evaluación ambiental estratégica dura al menos dos años, luego hay un año para la licitación y dos años más para estudios de impacto ambiental, de manera que cualquiera de estas grandes líneas se construyen en 7 años en Chile, mientras que en Europa esto se demora 10 años.

AUDIENCIAS PÚBLICAS.

El profesor HUGH RUDNICK señaló que su presentación apunta a los puntos centrales que este proyecto de ley pretende modificar y mostrar donde están las mejoras y cuáles son las propuestas, para lo cual es necesario considerar la normativa que contempla el presente modelo regulatorio y los problemas que presenta.

Indicó que actualmente la transmisión eléctrica más que facilitar el desarrollo y la competencia se está transformando en una restricción, que en el sistema troncal se caracteriza por una falta de visión estratégica a largo plazo; mal manejo de las incertidumbres; ausencia de criterios de ordenamiento territorial y esquemas de remuneración en conflicto con esquemas de expansión y criterios de eficiencia. El sistema adicional, no tiene claridad en las obligaciones y derechos de los propietarios y terceros, hay falta de procedimientos claros y transparentes y mal uso del territorio. Con respecto a la subtransmisión, se observan problemas de seguridad en el abastecimiento, dificultades para la conexión de otra generación y falta de coordinación con el desarrollo y expansión del sistema troncal.

Asimismo, la transmisión presenta problemas sociales y ambientales. Con respecto a la participación ciudadana, existe desconfianza y falta de diálogo entre las comunidades y los privados para coordinar los intereses y existe poca participación de la las comunidades en las decisiones de localización; hay conflicto entre los intereses nacionales, regionales y locales, ausencia de mecanismos de resolución de conflictos y ausencia de esquemas de asociatividad, y, el Estado no juega el rol de coordinador entre los privados y la ciudadanía, velando por el medio ambiente e intereses nacionales.

Explicó que la ciudadanía no necesariamente entiende el beneficio de la energía, a nivel nacional o regional, siente que no tiene participación y ello genera oposición en cierta medida a la instalación de plantas generadoras y a las líneas de transmisión.

Expuso que como actual modelo regulatorio hay, básicamente, una cadena de generación de energía eléctrica, se transmite a través de lo que se denomina un sistema de transmisión nacional, que llagando a determinados lugares se transforma en transmisión zonal, para luego llegar a los domicilios por las redes de distribución hacia clientes medianos y pequeños. Algunos generadores necesitan construir líneas para conectarse al sistema nacional. Esta cadena de generación, distribución y transmisión tiene diferencias fundamentales, porque cuando se reformó el sistema se dijo que los generadores son privados y compiten entre ellos y en la medida que se compite, traen mejores precios, pero las actividades de transmisión nacional, zonal y dedicada son actividades que conforman típicamente un monopolio y hay que regularlo. A este respecto, precisó que el proyecto se centra, principalmente, en la transmisión nacional, zonal o regional y la transmisión dedicada.

El segundo componente del proyecto, está dado porque para operar este sistema eléctrico, se necesita un controlador. Esto porque a diferencia de otros mercados en que se puede almacenar lo producido, en el mercado de la energía eléctrica ello no es posible, porque la energía se produce en el momento que se consume, ya que todavía no hay una tecnología que permita acumularla en forma masiva. Por ello se requiere la existencia de un ente que coordine la producción de energía que se requiere y ello precisa de un centro de control, un coordinador del sistema.

Informó que en todo el mundo se ha segmentado el mercado eléctrico, con empresas de generación, de combustibles, de comercialización, a nivel de distribución, empresas de alambre y distribuidoras. Entre los generadores y consumidores finales, hay dos actividades centrales, una es la red eléctrica y la otra el operador del sistema. Ellas son esenciales para que toda esta cadena funcione y deben ser monopólicas, porque no puede haber dos operadores que compitan entre ellos, por cuanto es más económico mantener una sola línea y ello debe ser necesariamente regulado. Esta ley apunta, precisamente, a mejorar la regulación de esos segmentos.

Explicó que la transmisión en estos mercados es la base de la competencia, de manera que generadores ubicados distantes y en distintos puntos del territorio puedan competir entre ellos, porque gracias a la transmisión se lleva la energía a los consumidores y es la que permite la creación de los mercados. Esta transmisión tiene lo que se denomina economías de escala, en que es más barato construir una sola línea de transmisión de 1.500 Mwa que dos líneas en paralelo de 750 Mwa que compitan entre sí. Una línea es más barata por la potencia transmitida, que dos líneas. Esto significa que es mejor socialmente que se construyan grandes corredores a que abunden pequeñas líneas de costo muy alto. Por ello socialmente es conveniente que sea monopólica.

Surgen entonces distintas necesidades de regulación, porque la transmisión eléctrica tiene muchas complejidades, en que se debe obligar a interconectar las instalaciones, permitir el libre acceso para que se pueda competir, se debe operarlo adecuadamente y hay que pagarlo y expandirlo. En este sentido este proyecto de ley mejora varios aspectos que no han estado operando bien en el mercado.

En cuanto al control del sistema, señaló que no puede haber dos controladores, y en cuanto es una actividad monopólica debe ser regulada adecuadamente y eso es lo que se plantea en el proyecto de ley. Este es un tema relevante a nivel mundial, que busca cómo mejorar la regulación en materia de transmisión, por lo que este proyecto de ley sigue esa tendencia mundial.

En materia de propuestas, señaló el señor Rudnick, que el cambio legal no es “a rajatabla”, sino que se plantean mejoras a la legislación existente. En 2004 se hizo la mejora de la denominada Ley Corta 1, que no resultó suficiente, porque hay nuevos requerimientos técnicos y especialmente sociales y ambientales a los que hay que responder. Se mantendrán las características de este mercado desintegrado verticalmente, en que la generación no puede ser dueña de la transmisión o la distribución no puede ser dueña de la transmisión, sino que son mercados independientes donde hay competencia y eficiencia, proveyendo señales económicas claras a los agentes privados, generadores y consumidores, sujetándose a las reglas del juego y ofrecer los mejores precios.

Respecto de la planificación del sistema de transmisión, señaló que hoy día cada cuatro años se debe hacer un estudio sobre la expansión de la transmisión, pero que ha carecido de una mirada de largo plazo y no consideran los riesgos del mercado. Así por ejemplo, hace diez años tal vez era impensado que en seis meses se podría construir una planta solar o en la construcción de una planta eólica, de manera que la generación está surgiendo y no tenemos la forma para responder a ese requerimiento, por una visión cortoplacista, de expansión muy limitada que ha terminado por crear restricciones y congestión.

Señaló que dada nuestra geografía, tenemos una especie de esqueleto central que va de sur a norte. En esta transmisión hoy tenemos severas restricciones, con energías muy baratas en algunas partes del sistema que, sin embargo, no pueden llegar a Santiago.

En el cuadro que se observa, se muestran los precios locales de energía en Santiago y Copiapó.

Los precios en Santiago son estables, manteniéndose dentro de los 77 dólares el Mwa/hora, como precio mayorista de generación. En Copiapó el precio en algunas horas del día es 0 (cero), debido a que hay tanta energía que ella hay que botarla, porque se han instalado generaciones solares y eólicas que exceden la energía que se requiere localmente y la capacidad de transmisión impide llevarla, por ejemplo a Santiago. Calificó este efecto como propio de una visión miope, que debe ser remplazada por una visión de largo plazo, donde el Ministerio de Energía se incorpora con una visión para un horizonte de 30 años, visualizando estos grandes riesgos y problemas y, por lo tanto, construirá un sistema de transmisión que responda a esos riesgos.

Por otra parte, la CNE aplicará una visión de más corto plazo, 20 años, que permita planificar el desarrollo con nuevos criterios de planificación, mediante la minimización de los riesgos de desabastecimiento, se creen las condiciones para mejorar la oferta y facilite la competencia y se desarrollen instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico.

En síntesis, una producción económica de líneas de transmisión que se proyecten a futuro y permitan el abastecimiento energético de largo plazo, que permitirá pasar de una situación de alta congestión caracterizada por aumento de los costos de operación y de servicio, altas pérdidas por transmisión, alteración de precios de los costos marginales, incertidumbre para nuevos entrantes y atrasos de nuevas inversiones de generación. Todo lo anterior se traduce en mayores costos y precios para los usuarios finales (directa o indirectamente) y mayores riesgos. Asimismo, los precios de las licitaciones son altos, gran parte de los riesgos se traspasan a demanda y como consecuencia, la demanda paga la ineficiencia y riesgos (dos veces).

Frente a esta situación actual, la propuesta de planificación de largo plazo de la transmisión, presupone que la transmisión debe anticiparse a la generación y no se debe supeditar a proyectos individuales. Por otra parte, permitirá reducir los costos de congestión que son muy altos y se debe reducir su incidencia, probabilidad y riesgos. Así, la transmisión planificada con suficientes holguras es dable obtener una transmisión robusta y flexible para acomodar futuros proyectos a bajo costo, bajo niveles de pérdidas, congestiones con mejor o más alta probabilidad y desarrollo acelerado de la oferta y de la competencia.

En otras palabras, con un sistema que anticipa la generación y que no responde a proyectos individuales sino que ve el conjunto del sistema, reduce el costo de la congestión y con suficiente holgura para que se pueda competir en la generación y llegar a los consumidores. Todo esto tiene un costo, y si se quiere invertir en transmisión, se deberá invertir uno o dos dólares más por Mwa/hora para tener una mayor transmisión con mayores holguras, que permita que la generación competitiva llegue a los consumidores y así bajen los precios. En las licitaciones se tenía precios de 120 dólares el Mwa/hora, pero antes los tuvimos a 80 dólares. Para ello se requiere tener una transmisión robusta e incrementar la competencia que nos permitan llegar a mejores precios.

La expansión con holguras significa un costo por mayor inversión en transmisión de 1 a 3 US$/MWh, y mayor adaptación a los cambios. Por supuesto, que trae beneficios que se expresan en menores costos marginales (10 a 20 US$/MWh); disminución de variabilidad entre 3 a 6 US$/MWh gracias a más holguras en el SIC; menores precios al cliente final, porque el proceso de transmisión debe permitir traspasar menores costos de producción de contratos a clientes, en términos que en las licitaciones futuras se espera obtener valores promedios entre 80 y 90 US/MWh; menor uso de franja de territorio y conflictos con las comunidades, considerando 30 metros de ahorro de franja por planificar en largo plazo en una línea de 400 km., el ahorro es de 1000 HA o un 20 por ciento en uso de terreno. Por último, permitirá una mayor competencia en generación e integración de polos de ERNC en el largo plazo (considerando un precio de 100 US$/MWh para las solares, una disminución en el pago de peaje puede implicar capacidad adicional de 10090 MW).

Señaló el señor Rudnick que otro concepto en este proyecto de ley lo constituye la integración de polos de desarrollo. Este es un concepto que se viene formando desde hace algunos años. Ejemplificó el caso del Lago Ranco donde hay una serie de pequeñas generadoras, pero que ninguna de ellas es capaz de financiar una transmisión. En este caso lo que se debe hacer es buscar un mecanismo para la asociación de generadores que en conjunto se conecten al sistema troncal, constituyendo un polo de desarrollo con mini hidroeléctricas, competitivas y que llevan energías más baratas a las ciudades.

¿Por qué no permitimos que cada generador se conecte por sí solo al sistema troncal? Porque implica que es más alto el costo de transmisión y tiene un alto impacto en el uso del territorio y medio ambiente. Lo que debe hacerse es buscar soluciones colectivas de cooperación y asociatividad local y competencia nacional de generación y maximización de beneficio social, liderado por el Ministerio de Energía, que permita identificar dónde están los polos.

Como se observa en la imagen, los polos pueden estar distribuidos en todo el territorio.

Ellos pueden ser solares en el norte, eólicos en el centro del país, mini hídricos, etc., que el ministerio deberá encargarse de encontrar y promoverlas conectándolas al sistema. La idea es tener soluciones únicas y coordinadas que permitan la evacuación de la producción de la generación dentro de polos de desarrollo, sobre cuyo establecimiento y expansión existe un interés público, y existen fallas de coordinación para su materialización, establecer condiciones que sean de expansiones de interés público, que no se coordinan por sí solas y en que el Estado actúa como coordinador.

La remuneración de la transmisión. Hoy tenemos un esquema de pagos con un sistema de peajes extremadamente complejo y que fue concebido porque había un mercado principal que era Santiago, pero ahora hay varios mercados identificados en el norte grande, en el sur, etc. Entonces las generadoras que llegaban a Santiago debían pagar y los que querían salir del mercado, el pago debían hacerlo los consumidores. En esa época se dijo que se responsabilizaba en un 80 por ciento de la zona central del mercado a los generadores y un 20 por ciento de la remuneración la pagan los consumidores. Como la otra parte del sistema, hacia el sur o el norte, lo pagan los generadores o los clientes dependiendo de quién inyecta la energía, en rigor al día de hoy, se reparten los pagos de la transmisión en un 50 y 50 por ciento entre generación y consumidores.

Aseguró el señor Rudnick que el problema es que este pago es extremadamente complejo y genera incertidumbres para los generadores existentes y nuevos, se genera una barrera de entrada para nuevos competidores y los generadores sobrecobran por la transmisión para protegerse del riesgo, con lo cual los perjudicados son los consumidores.. Si se conecta en Puerto Montt, se sabe cuánto peaje pagará mientras no conecte un nuevo generador o no se sabe mientras no construya otra línea; hay, por lo tanto, incertidumbres para los generadores respecto de cuáles serán estos peajes. Entonces los generadores hacen un contrato con una empresa distribuidora y se le impone el pago de un peaje alto a modo de protección de ese riesgo, porque no hay nada que asegure que el peaje se mantendrá constante en el tiempo. En la práctica se identifica que se paga más por la transmisión, por un sobre costo que están poniendo los generadores en sus contratos para protegerse de los riesgos, y ese es un punto a resolver.

Recordó que cuando se discutió la ley corta, la transmisión era más importante que hoy día en cuanto al precio final. En el año 2004 cuando también había gas argentino, los costos de generación se encontraban en torno a los 20 dólares o 25 dólares por Mwa/hora y los costos de transmisión eran de 5 dólares. Entonces había preocupación porque el precio de la transmisión no se escapara de control porque era una parte importante del precio final. Hoy los costos de transmisión siguen siendo los mismos 5 dólares, pero los costos de generación hoy se encuentran en torno a los 80 dólares, lo que refleja que han cambiado las prioridades. El asunto es si invertimos más en transmisión, que quede en 6 dólares el precio, pero debe verse como se baja el costo de la generación del componente del precio final de la energía.

En este contexto, señaló que se debe proceder a simplificar el sistema de remuneración de la transmisión, porque la generación le agrega muchos riesgos y se quiere que la transmisión realmente ayude a la competencia. Se dijo anteriormente que un 50 por ciento lo paga la generación, que está sobre pagado, de manera que se debe pasar a la demanda para que esta pague toda la transmisión, pero que eso implique que los costos de generación bajen y así compensar la reducción de riesgo de los generadores, de manera que ahora se pague por la transmisión lo que ella vale. Lo que vale la transmisión es una evaluación que hace la CNE y está suficientemente cautelado, puesto que se trata

de precios eficientes y competitivos, y el 50 por ciento que falta que lo pague el consumo y no haya sobrecobro de los generadores.

Sostuvo que los consumidores igual pagan todo el sistema de transmisión, aunque indirectamente. Los generadores los traspasan al consumidor a través del costo de la energía. A este traspaso se le suma el riesgo del propio generador ante un futuro aumento de su pago. Cobrar directamente al usuario permite no sobrecargarlo con el riesgo del generador.

Indicó que en general, la transmisión en el mundo la pagan los consumidores, pero en algunos países una parte menor la paga la generación. Sin embargo, la tendencia mundial es la simplificación, que lo pague la demanda porque va en su propio beneficio porque se deducen los costos de generación.

En un mercado competitivo, en el largo plazo, los beneficios de una mejor transmisión son traspasados a los clientes, al conseguir más bajos precios, más confiabilidad y menores impactos medioambientales. El objetivo que se persigue es que los consumidores financien la transmisión directamente, sin tener como intermediarios a los generadores, reduciendo el pago por transmisión. Se ahorra multiplicidad de premios al riesgo e ineficiencia operativa.

Aclaró que estos no son cambios que se puedan introducir de un momento para otro, porque las empresas tienen un contrato que es de 10 a 20 años plazo y que tiene incluido un costo de transmisión. Si le pasamos ese pago al consumidor, este pagaría dos veces por la transmisión.

La idea es hacerlo en un proceso, mediante un articulado transitorio muy importante que llega hasta el año 2034, que fundamentalmente evita dobles pagos de transmisión, evitando que los contratos que tienen incorporados los peajes se traspasen de nuevo. La idea es que se descuente el pago de esos contratos (es lo que se plantea en la ley), o sigan vigentes y el generador siga pagando por su transmisión, mientras esos contratos no ofrezcan precios más económicos a los consumidores, dando tiempo a que los precios de generación bajen y se de sentido a esta reducción de precios de generación ante un aumento de los costos de transmisión.

Hay otro punto relevante para la participación del Estado se refiere a la forma en que se resuelven los trazados de las líneas de transmisión. Hoy la CNE define una expansión de la transmisión para los cuatros años próximos. Se llama a una licitación en la que se dice que debe construirse una transmisión desde el punto A al punto B, sin mayores detalles. No se indica por donde debe ir, cómo debe enfrentar las comunidades a su paso y se define la fecha de puesta en marcha. Es responsabilidad del privado la definición del trazado, la obtención de la Resolución de Calificación Ambiental y la presentación de la Solicitud de Concesión Definitiva.

Señaló que todos estos problemas se dan en la construcción de la línea Polpaico a Cardones, que está siendo construida por un consorcio colombiano, en la cual se han suscitado una serie de problemas con las comunidades que han solicitado cambiar los trazados de la línea y donde ha tenido que intervenir el Ministro de Energía, porque ahí no hubo participación temprana de las comunidades. Agregó que esta línea es relevante no solo para aliviar la congestión existente sino que también para conectarse al sistema del norte grande.

El nuevo rol del Estado parte de su situación como garante del bien común que debe involucrarse en la definición de los trazados y emplazamiento de líneas de transmisión, en que se consulte tempranamente a la ciudadanía y se pueda analizar alternativas en torno a un esquema de participación. El Ministerio asume esta nueva tarea mediante lo que se denomina el estudio de franja, que se somete a un estudio ambiental estratégico, como nueva forma de evaluar el impacto que tiene en el medio ambiente el desarrollo de la infraestructura en el que se incluyen aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos. Esta franja será sometida a evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad, lo que supone reducir los riesgos para la construcción de nuevas líneas, los problemas con la ciudadanía y conseguir mejores precios al reducir los riesgos que se consideran en los proyectos actuales. La expansión vía franja, además de la dimensión social, permitirá la construcción de corredores más económicos.

Por último, el proyecto de ley considera el operador independiente del sistema. Actualmente, el operador del sistema, el CDEC, tiene un directorio elegido por los segmentos de agentes del sector (generadores, transmisores, distribuidores y los grandes consumidores) y financiado por éstos. Sus funciones son preservar la seguridad global del sistema eléctrico, garantizar la operación más económica y el acceso abierto a los sistemas de transmisión.

El nombramiento del Directorio es algo que ha ido evolucionando desde la década de 1980 en que este era nombrado sólo por los generadores, pero lo que se desea es independizarlo de los agentes, de manera que exista una menor posibilidad que se puedan ejercer presiones sobre él.

Indicó el señor Rudnick que la idea es independizarlo, formando una corporación independiente ad hoc, en el que hay un Directorio que no es nombrado por los agentes, sino por un Comité Especial de Nominaciones en que participan los privados y representantes del Estado, pero no son las empresas eléctricas propiamente tal. Dentro de sus funciones mantiene la responsabilidad de garantizar una operación segura, económica y de acceso abierto. Además, será el mismo quien deba encargarse de monitorear permanentemente la competencia y alertar en caso que haya problemas con ella, lo que puede funcionar como un aliciente para la disciplina del sector. Asimismo, cumplirá un rol central en la planificación de la expansión de la transmisión, autorizar las conexiones al sistema de transmisión, la información transparente para el mercado y la sociedad y se preocupará de las interconexiones regionales e internacionales y se preocupará de la planificación en conjunto con la CNE.

Otras cambios que se promueven son los siguientes: una nueva definición de segmentos de la transmisión; se modifica el libre acceso a instalaciones dedicadas; la expansión de la transmisión zonal se hace centralizada con la línea troncal; se fija una nueva tasa de descuento; se da la posibilidad de licitar servicios complementarios; se producen ajustes en el Panel de Expertos: se establece un esquema de compensaciones, desarrollo normativo y se específica el financiamiento de estudios y nueva institucionalidad, porque hay costos asociados a estas modificaciones, de todo lo que se hace cargo la ley.

Explicó que estamos en un sistema que tiene generación eficiente pero que presenta ineficiencias por problemas de transmisiones y de coordinación con generadores diésel que entran al sistema con un alto costo y una sistema de transmisión muy ajustado, que no permite que los generadores eficientes lleguen a los mercados donde se requiere esa energía económica. La idea es invertir en una transmisión más holgada, desarrollar los polos de desarrollo y eliminar la generación ineficiente como los son las máquinas diésel de corto plazo con costos de 300 dólares por Mwa/hora y, en el tiempo, eliminar la generación ineficiente de largo plazo de centrales que no son tan competitivas, de manera que a partir de precios que hoy varían entre los 110 o 120 dólares, más 5 dólares por transmisión se llegue a generación por 80 dólares y transmisión de 5 dólares, pero será un valor reducido que no afectará a la sociedad y nos quita competencia a nivel latinoamericano ante competidores mineros y agrícolas que tienen energías más baratas.

Finalmente, señaló que esta es una mejora relevante en el sector eléctrico que tiene evidentes impactos en todos los agentes del sector las que deben ser analizadas y escuchadas, impactos en la ciudadanía y en las empresas. Esta es una oportunidad para incrementar la competencia y lograr un suministro eléctrico más sustentable, económico y seguro y no olvidar que existe una serie de cambios de paradigma, especialmente en lo que se refiere a un nuevo rol del Estado que se mantenía en el ámbito exclusivamente regulatorio y que ahora toma acciones para facilitar el desarrollo de la infraestructura, coordinando los intereses de la ciudadanía, de la sociedad y de las empresas.

El diputado señor Issa Kort manifestó que es importante conocer la opinión de quienes ven este problema desde un punto de vista técnico, que se debe tener en cuenta para las decisiones que se adopten finalmente, en especial porque este es uno de los proyectos más importantes en la agenda de energía.

Señaló que Chile tiene un sistema de transmisión energética que conectará el sistema SINC y el SIC lo que aumentará los flujos y también los riesgos. Preguntó cómo debe pensarse el diseño de los denominados ramales que permitan acercar los entornos al sistema de transmisión central que conforma la columna vertebral del sistema de transmisión, porque en el tiempo que se plantea, pueden existir focos de generación que se deberán acercar a la línea de transmisión, pero es necesario definir cómo van a actuar esos focos.

Respecto de la interconexiónl SINC- SIC, consultó si se corre el riesgo de un punto de quiebre que afecte el suministro de todo el país. En este sentido consultó si se consideró el diseño de by pass o que los mismos ramales sirvan a este efecto de manera de minimizar los efectos de un incidente que pueda dejar sin energía al país.

El diputado Sergio Gahona, se refirió a lgunos aspectos económicos del proyecto de ley. Manifestó que se desprende de la exposición del señor Rudnick que lo que se busca es disminuir los costos de energía finales, especialmente para los consumidores regulados. Sin embargo, considera que el problema no es únicamente con la transmisión, sino también con la generación respecto de su costo y la dificultad para generarla. Requirió saber si hay cálculos de los costos marginales en el largo plazo producto de la modernización de transmisión, puesto que a su parecer el problema no está en la transmisión, sino en la generación y en la dificultad para invertir en ésta.

Por otra parte, en el gráfico de transmisión y su costo entre Copiapó y Santiago, donde aparecen los menores costos en aquella ciudad y se hace referencia a las energías renovables no convencionales (ERNC), preguntó cuánto de ello se relaciona con el factor de planta, porque al ver los horarios, aquellos son precisamente los de ERNC, con un factor de planta menor que el de la generación convencional, puesto que estas energías no convencionales no tienen un factor de planta mayor al 35 por ciento en condiciones óptimas. Además, señaló que estas ERNC no son seguras para proveer las 24 horas.

En otra consulta se refirió a la forma en que se debe nominar al directorio que reemplazará al CEDEC, porque no está convencido de que la participación del Estado en esta nominaciones pueda generar mejores resultados que los presentes. Por ello consultó por qué no sería mejor tener un mecanismo de autorregulación de los participantes, con Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, antes que tener un mecanismo donde el Estado esté influyendo.

La diputada Paulina Núñez recordó que este proyecto impactará los distintos agentes del sector, especialmente a los consumidores finales, pero es necesario saber la forma en que los demás agentes del sector serán afectados por estas medidas. Recordó que se dijo que hay falta de claridad en las obligaciones y derechos de los propietarios y los terceros. Uno podría decir, si más allá de sus costos, les puede impactar positivamente, por lo que se necesita la mirada técnica de este impacto.

Consultó también por la ausencia de criterios en el ordenamiento territorial, pues es necesario saber cómo impacta la intervención del Estado en ese ordenamiento territorial.

El profesor Rudnick en respuesta a consultas que se le hicieron, respondió que el proyecto de ley es el reflejo del trabajo de muchos especialistas y medios involucrados en su elaboración.

En cuanto a los ramales y polos de desarrollo, señaló que la idea es algo nuevo en la ley. La idea es que el Ministerio de Energía pueda a través de estudios y catastros, identificar en qué zonas del país se genera energía cuya integración sea conveniente, pero advirtió que se debe tener mucho cuidado en ello y que la ley puede ser perfectible en este punto. Advirtió que es posible que las regiones presionen porque se les considere en polos de desarrollo y se les construya líneas de transmisión. Para ello se debe definir criterios económicos, técnicos y sociales que sean claros para identificar estos polos de desarrollo. Así, por ejemplo, se debe determinar si existe al norte de Calama, por ejemplo, una zona de generación solar que sea conveniente de unir al sistema troncal o no, igualmente en la zona de Lago Ranco. El análisis debe ser muy cuidadoso y debe hacerse con criterios claros que fije la ley, porque cuando se habla del Estado se habla de la trascendencia de los Gobiernos, que es capaz de hacer las cosas en función de aquellas que orientan su accionar.

Señaló que un tema que no se ha mencionado pero que es importante, aunque tal vez no para nuestra generación, es el desarrollo de las generaciones regionales, distribuidas. Estimó que el desarrollo de éstas irá creciendo en forma importante, especialmente con las energías renovables y le dará mayor seguridad al sistema.

Sostuvo que la interconexión SINC–SIC es una gran interconexión, que ojalá se pueda conectar a otros países, lo que nos dará un sistema más seguro que nos permitirá compartir energías más baratas, energía hidroeléctrica que del sur va hacia el norte, mucha energía solar que del norte va hacia el sur, pero hay que tomar precauciones y el operador del sistema debe tomarlas para evitar apagones en el país, para que el sistema sea capaz de aislarse en zonas pequeñas, por ejemplo, ante catástrofes naturales, pero que logre después integrarse. Evidentemente hay riesgos mayores al interconectar estos dos sistemas que deben cautelarse y los CDEC están estudiando estas materias, porque la interconexión se debe hacer con una serie de precauciones técnicas para minimizar el apagón en conjunto.

Explicó que no hay muchas alternativas de by pass, pero sí líneas en paralelo. En Chile se aplica el criterio de N–1, que significa que se construyen dos líneas y transmito sólo la energía que una de ellas es capaz de transmitir, las reparto entre las dos porque, si por ejemplo, cae un rayo, se cae una de las líneas, pero queda en operación la otra línea, de manera que no agrega costo, pero se justifica porque respalda la protección del sistema.

Aclaró que es evidente que el único problema no es la transmisión y que el problema más serio es de generación, pero este proceso que trasciende a los Gobiernos es ver como tenemos todos los mecanismos para ayudarle, como es el ordenamiento territorial por ejemplo, la manera en que se asocia a las comunidades a estos desarrollos. El problema no es de transmisión, es de generación. Este proyecto de ley a lo que apunta es a resolver los problemas de donde instalamos generadores, si construimos centrales a carbón o a gas, pero ello debe ser resuelto con una mirada de país. Sin embargo, para todo eso es necesario resolver el problema de transmisión, que es un componente de costo menor y lo otro se dará por añadidura, además de permitir mayor competencia entre generadores de distintas partes del país y con ello salir del costo marginal de los 110 dólares para llegar a un precio de largo plazo de 80 dólares, que eran precios iniciales cuando había energía hidráulica, de carbón y gas que son más baratas aunque no sean energías del futuro.

Aclaró que también es evidente el tema del factor de planta, de lo que se habló a propósito de la congestión de la transmisión. En la medida que la energía solar que se genera durante el día no se pueda aprovechar, se pierde y ese es un problema, pero se debe estar consciente de qué sucede con la energía el resto del tiempo. Los CDEC están preocupados por la forma en que se integrará esta energía, que es intermitente a los sistemas eléctricos, de manera que se debe tomar medidas para ver quien pueda respaldarla. En el SIC, como hay mucho embalse, la energía hidráulica puede responder muy bien a esta variación, la solar no preocupa tanto porque tiene un horario definido, pero sí ese problema está en la energía de respaldo para la energía eólica (en el norte pueden ser mediante ciclos combinados). Se considera también centrales de bombeo, que bombean agua de mar a un lago superior en la meseta y en la noche, cuando no hay sol, bajan el agua y generan energía. Por ello el tema de planta está presente y la integración del ERNC es un problema, con o sin ley de transmisión.

Aseguró el señor Rudnick que la participación del Estado fue un tema que preocupó en las discusiones y cuando se dijo que se crearía un organismo independiente, no se trató de sacarlo de los agentes y que pasara a depender del Gobierno. Lo ideal es tener un organismo que de confianza a todos los involucrados y por ello se propone un Comité de Nominaciones cuya composición deberá ser discutida por el Parlamento y ver si da suficientes garantías o no.

Respecto de la autorregulación, señaló su convencimiento de que ella es insuficiente. Cuando se le planteó a los generadores que ellos mismos se preocuparan de la competencia, no fue algo que les sedujera, porque les complica que les vigilen. Respecto que el Estado controle directamente, señaló que no es el espíritu del proyecto, porque el liderazgo en la generación lo tiene el sector privado y el liderazgo en el desarrollo de la transmisión, muy regulada, también lo tendrán los privados y donde más impacta la acción del Estado es en el desarrollo de la franja, ayudando a los privados a solucionar un problema que en el futuro debe evolucionar para que sean éstos quienes lo desarrollen y resuelvan, especialmente los problemas sociales y ambientales, integración estratégica en que el Estado debe hacer una labor fundamental, lo que debe ser acompañado de equipos técnicos, que trasciendan a los Gobiernos.

Señaló que al haber participado en las discusiones sobre este proyecto de ley, tiene una percepción de aceptación del mismo, las empresas ven aspectos positivos, hay muchos detalles, sobre las compensaciones, por ejemplo o por la nominación del directorio del controlador.

Observó que hoy existe mucha variabilidad de los costos marginales, que es un riesgo relevante para los generadores, y que esa variabilidad bajará de 10 dólares a 3 ó 5 dólares, lo que impactará positivamente en la reducción del precio de la oferta. Por otra parte, al considerarlos los costos marginales por esta energía más barata, puede llevar a bajar entre 10 y 20 dólares por Mwa/hora n los costos de generación

El Director Ejecutivo de Empresas Eléctricas A. G., señor RODRIGO CASTILLO MURILLO hizo presente que este es un proyecto de ley largo y complejo, con temas que se han venido discutiendo por mucho tiempo en el sector eléctrico, por lo que su exposición abordará aquellos elementos generales con los cuales están de acuerdo, que son la gran mayoría, para luego abordar algunos elementos del mismo con los que el gremio que representa, distribuidores y transmisores de energía, tienen diferencias.

Señaló además que este proyecto de ley es fruto de una discusión producida al alero del Ministerio de Energía, en el marco de la denominada Agenda Energética, en la cual se establecen los elementos esenciales de lo que debiera ser la reforma al sistema de transmisión en Chile. Se desarrollaron una serie de mesas de trabajo de carácter multisectorial, con representantes de distintos intereses y puntos de vista que se tradujeron en el texto sometido a discusión de esta Comisión. Por lo anterior, manifestó que es necesario reconocer el trabajo pre legislativo, al que calificó como largo y extenso..

En primer lugar, el proyecto establece un cambio filosófico respecto del rol de la transmisión en el sistema eléctrico. Hasta hoy la transmisión se configuró como el pariente pobre de la generación, es decir, la lógica que existía en la transmisión era la de ir corriendo detrás de la generación, básicamente para hacerse cargo de aquellos requerimientos que la generación iba planteando dentro de una línea de intereses privados, legítimos, pero que no conversaba con una lógica de planificación de largo plazo del sistema de transmisión.

Agregó que esta lógica se veía agravada por la forma de remunerar la transmisión, que implicaba que el 80 por ciento de la transmisión es pagada, según la actual ley, por las empresas de generación. Explicó que cuando el generador es el que paga el 80 por ciento del sistema no hay forma de establecer holguras o establecer en el tiempo algo más amplio de lo que es estrictamente requerido en ese momento y en el corto plazo por el generador que va a pagar por esa transmisión.

Señaló que en el mundo se establecen mecanismos en los cuales son los clientes finales -los realmente interesados en que haya buena transmisión y a tiempo y con holgura-, los que pagan la transmisión. Sin duda recalcó, que es el cliente final el que paga la transmisión de todas formas. En un caso lo paga directamente, como lo plantea el proyecto de ley, y en otro caso lo paga indirectamente como un sobrecosto de la energía.

Respecto de la forma de cómo se remunera la generación señaló que ella es contra intuitivo, es decir, puede parecer justamente lo contrario de lo que es. Recalcó que no se debe olvidar que en el caso de la transmisión, esta representa para el cliente residencial final no más del 3 ó 4 por ciento de la cuenta, en cambio los problemas de transmisión, como los que se han venido observando en el último tiempo implican sobre costos en el precio de la energía para esos mismos clientes finales que pueden ser de muchas veces ese pequeño monto que puede implicar una transmisión que sea más amplia, con más holgura y con una planificación de más largo plazo.

El proyecto de ley se hace cargo también de una planificación más holgada del sistema, que permite tener una mirada de largo plazo y que igualmente permite al Ejecutivo colaborar en un diseño de planificación estratégica de la generación, porque se hace cargo de lo que se denominan polos de desarrollo, es decir, si se identifica que en una determinada zona geográfica hay uno o dos proyectos que están en construcción o que se encuentran muy adelantados y para los cuales hay que hacer una línea, y se sabe que existen recursos más que suficientes para que muchos otros proyectos se puedan instalar, como los renovables. Por ejemplo, no es inteligente hacer una línea estrecha para proyectos que ya existen, cuando se puede hacer una línea de dos fases para indicar a los generadores que en esa zona hay transmisión y que se pueden desarrollar proyectos en esa zona.

Un tercer elemento en importancia es el rol del Estado en materia de planificación de la transmisión. Explicó que hasta hoy la transmisión seguía la lógica de que el Estado, a través de un estudio de transmisión, establecía que debían ser conectados dos puntos geográficos, pero sin entregar ningún elemento de juicio de la manera en que se debían unir esos dos puntos. Esto tenía como resultado que la empresa privada que hacía el proyecto, lo desarrollaba de la mejor manera posible, que lo situaba en un sub óptimo ambiental y social por afectación de las comunidades y también económicamente.

El proyecto de ley establece un mecanismo por el cual, aprovechando los procedimientos establecidos en la ley de medio ambiente relativos a planificación ambiental estratégica, el hacerse cargo de establecer a priori, es decir, antes de licitar una nueva línea, un corredor amplio, tal vez no exactamente cuál va a ser el recorrido,lo cual implica que se debe tener un acercamiento temprano con las comunidades y se debe establecer cuál es el mejor trazado desde el punto de vista ambiental, económico, social y cultural.

Todos estos aspectos mencionados son los que la industria concuerda con el proyecto de ley y que se han estado trabajando en conjunto con el Estado para avanzar a un sistema de transmisión más moderno, que se asemeja más al tipo de planificación para transmisión que se desarrolla en países modernos.

Otro elemento importante dentro del proyecto de ley, dice relación con la generación de una institucionalidad para la coordinación del sistema eléctrico, que además será un sistema único en poco tiempo más, generando una institucionalidad más independiente y más robusta que la actual, la que debe ser apta para un país que está incorporando una gran cantidad de energía renovable y en especial no convencionales.

Afirmó que en términos generales su organización está de acuerdo con lo que plantea el proyecto de ley, no obstante lo cual hay algunas diferencias con la propuesta legislativa, pues contiene elementos que aparecen como beneficiosos para los clientes, pero que en la práctica puede no ser tal.

Al efecto, se promueven modificaciones que no están en la línea de una mejor transmisión, sino que se hace cargo de elementos, todos ellos legítimos, pero que no se relacionan con esta lógica de mejoramiento del diseño de la transmisión. Uno de ellos corresponde a las compensaciones que deben ser pagadas a los clientes finales en caso de fallos en el sistema de transmisión. Explicó que es imprescindible comprender que el nivel de seguridad o de fiabilidad de cualquier sistema complejo es exponencial desde el punto de vista de sus costos.

Ejemplificó señalando que en un sistema informático la fiabilidad del 99 por ciento tiene un costo de 10, y ese 0,1 por ciento puede llegar a costar lo mismo que el 99 por ciento restante. Por ello debe establecerse racionalmente por los países cuál es al nivel de fiabilidad que sea más costo efectivo, lo que significa que los sistemas de transmisión, como cualquier sistema complejo, se diseñan con altos niveles de confiabilidad pero no del 100 por ciento.

Precisó que en el caso del sistema chileno hay 2 horas indisponibilidad al año respecto de las 8 mil horas de un año, pero esas 2 horas de no disponibilidad pueden hacer la diferencia en los costos, porque ellas pueden ser tan caras como todo el resto del sistema. Sin embargo, pareciera que el proyecto de ley no comprende este problema de falta de disponibilidad por diseño y entender que el sistema de transmisión es infalible, lo que significa en el caso de las compensaciones que se plantean, el aumento de los costos para la empresa transmisoras en 15 veces comparado con las actuales compensaciones, delo que puede resultar que al cliente final se le termina pagando 80 veces el precio de la energía.

Podría pensarse que por el hecho de dejar sin energía al cliente final la empresa debiera ser sancionada ejemplarmente, castigándosele con el pago de muchas veces su imposibilidad, y en ese entendido podría tener cualquier número como cifra, pero se debe preguntar cuál es la racionalidad de esa cifra. Esa cifra surge de lo que hoy se ha denominado el costo de falla de corto plazo, que en estricto rigor nada tiene que ver con una compensación, sino que es lo que se ocupa para comparar desde el punto de vista del diseño del sistema, si es preferible diseñar el sistema con mayor redundancia o es preferible dejar que el sistema falle y pagar el costo de falla del sistema.

Informó que su asociación pidió, durante mucho tiempo, que el costo de falla aumentara para que ello generara más inversión en el sistema, en vez de hacer preferente que falle el sistema y tener que desprender carga. Sin embargo, se ocupa un número que no tiene relación con el pago de compensaciones sino con un precio a compensar a los clientes.

Destacó que ese número es tan irracionalmente alto que atenta contra el objetivo de mejorar la transmisión y hacerla más competitiva. Recordó que el black out de 2010, obligó al pago de compensaciones por 4 millones de dólares, que ya es una cifra importante, pero que hoy esa cifra sería de 60 millones de dólares, cifra que importa una parte muy relevante de los resultados totales de una compañía. Hizo ver que dos eventos de caída podrían hacer quebrar a una empresa transmisora, lo que no parece ser el objetivo de la autoridad en este proyecto de ley, porque dos black out de 45 minutos están perfectamente dentro de lo posible.

Se establece también que si una parte, el sistema de transmisiones, tiene una falla o comete un error que implica sobre costos para el sector, esos sobrecostos del sistema deben ser pagados por el transmisor. Señaló que esto no se hace cargo de dos temas. El primero, es que la transmisión representa el 3 por ciento de una cuenta y la generación, el costo de la energía, representa el 60 por ciento de la cuenta, de manera que ese 3 por ciento es responsable del restante 60 por ciento. Esto tiene un elemento adicional y es que, cada vez que hay un generador que pierde, hay un generador que gana, no es el transmisor quien gana sino el generador que producto de la falla, pudo vender a mejor precio su carga. Por ello estima que el tema de las compensaciones debe ser revisado a efectos que sea racional, aunque como industria coinciden en que debe aumentarse el monto a compensar a los clientes, pero fijarlo en 80 veces el precio de la energía no suministrada es exagerado.

Otro tema que la industria no comparte es el que se refiere a la forma en que se remuneran las servidumbres. Explicó que un elemento de costo fundamental en la construcción de una línea de transmisión eléctrica es el pago de servidumbres. Hizo presente que el modelo de empresa es el modelo de empresa eficiente, que es diseñada y modelada por la autoridad, de forma tal que presta exclusivamente el servicio de que se trata y que se reconstruye cada cuatro años con motivo de una nueva fijación tarifaria. Dentro de los costos, lo que se hace normalmente es considerar el precio de mercado que tendría, en el momento de diseñar esta nueva empresa, cada una de las partes de la misma.

Históricamente, aunque nunca han estado de acuerdo, las servidumbres se han tratado de un modo diferente y se ha pedido que se remunere por lo que pagó por la servidumbre. Sin embargo, dada la historia de la transmisión, en que en gran medida las líneas de transmisión antiguas fueron adquiridas por los actuales transmisores a la antigua ENDESA, cuando se compraron las líneas no existía evidencia de cuánto era lo que se había pagado en particular por cada servidumbre y ante la falta de tal evidencia, no era posible demostrar cuánto se había pagado.

Dado que la norma no puede pretender expropiar a nadie, el problema es de carácter probatorio, es decir, saber cuánto se pagó por las servidumbres y demostrarlo. La Ley Corta I, en 2004, entendiendo que era imposible demostrarlo, estableció un mecanismo que permitía justipreciar las servidumbres, que no aumenta una plusvalía artificial sino que simplemente permitía determinar un precio, el que se hubiera pagado por ella. Hoy este mecanismo desaparece y las servidumbres no podrán ser remuneradas. Las servidumbres están ahí, fueron pagadas alguna vez, se sabe que no hay manera de comprobarlo de manera que imponer esta norma que impide cualquier forma alternativa para poder determinar el precio es definitivamente expropiatorio.

Otro punto establece que al determinarse la remuneración de la transmisión, es decir, señalar cuáles son los costos que serán considerados como parte de la inversión o de los costos de mantención y operación de la línea de transmisión, se establece que se van a considerar no solo los costos reales conocidos por la empresa modelo que se va a diseñar y planificar para ser remunerada, sino que al mismo tiempo se van a considerar las economías de escala y ámbito de otras empresas que no son la empresa sujeta a regulación de tarifa que puedan ser de la misma propiedad del dueño de esa empresa.

También hizo presente que la cantidad de incoherencias regulatorias de este criterio han sido recogidas muchas veces en innumerables ocasiones por los tribunales de justicia y el Panel de Expertos, que han rechazado esta tesis continuamente. Sin embargo, por vía de una reforma legal, se pretende modificar artificialmente el modelo chileno. Señaló que es tan extraño que si una empresa transmisora vendiera una parte de los activos que fueron remunerados, esas economías de escala desaparecerían. No tienen sentido regulatorio.

Finalmente, respecto de la modificación de la tasa fija de retorno, que hoy es del 10 por ciento, que se intenta modificar hacia una tasa variable con un piso del 7 por ciento, estimó que si se intenta dar señales de certeza a la transmisión, este elemento de modificar hacia una tasa variable la tasa de rentabilidad, donde además en Chile la transmisión es de las más baratas del mundo y en países de nuestro nivel de desarrollo, es algo que se debe revisar.

El diputado Sergio Gahona solicitó precisar lo referido al cálculo del monto de las compensaciones asociados al costo de falla. Se entiende que toda inversión considera todos los costos y los riesgos, de manera que se contemplarán en los próximos cálculos de inversión y posiblemente signifique considerar una mayor tasa de retorno. Consultó cuál sería la cifra razonable para compensar a los clientes por interrupción del servicio y el porqué de la cifra.

El señor Castillo, Director Ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G, señaló que las 80 veces a que se ha referido corresponden a un número que nunca se ha considerado para estas circunstancias. Esta cifra debe ser tanto cuanto parezca razonable, lo que puede ser muy subjetivo. Hoy es el doble del precio de racionamiento, es decir, implica varias veces el precio normal de la energía suministrada, alrededor de 4 o 5 veces.

Indicó que podría pensarse en duplicar ese número, y pagar, por ejemplo, 10 veces el precio de la energía no suministrada, pero es un número cualquiera, porque no existe una fórmula matemática que permita decir qué es justo para el cliente. Sin embargo, 80 veces sí tiene un elemento objetivo, que es la imposibilidad de afrontar ni siquiera en la lógica de afrontar los riesgos, porque si bien eso puede ser cierto para las futuras inversiones, esto se aplica a todas las inversiones que ya fueron hechas, y a las cuales nunca se les consideró tal nivel de exposición al riesgo y esas inversiones ya son la gran mayoría.

El diputado Miguel Ángel Alvarado consultó si se consideraban siempre las mismas servidumbres o si se constituirían nuevas.

El señor Castillo, Director Ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G, aclaró que el efecto se produce en todas las inversiones que ya han sido hechas y no corresponden a nuevas licitaciones, porque la nueva servidumbre que se negocie tendrá un precio conocido y existirán todos los antecedentes y documentos, por lo tanto no será una dificultad. Sin embargo, recordó que la gran mayoría de las líneas de transmisión corresponden a líneas antiguas que son las que tienen dificultad para probar las servidumbres.

El Director Ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables, ACERA A. G., señor CARLOS FINAT, informó que el sector que representa corresponde a 120 compañías que desarrollan hoy proyectos de Energías Renovables No Convencionales, ERNC, en Chile y a un conjunto de empresas que se desarrollan en torno a este negocio, a través de las provisiones de servicios y equipamiento. Agregó que las inversiones en este sector están alcanzando los 4.200 millones de dólares, cerca de 2.200 Mwa, siendo los responsables del suministro del 10 por ciento aproximadamente de la energía que se consume en el país, lo que equivale, aproximadamente, al 37 por ciento de lo que habría generado el proyecto de Hidroaysén, y que proviene, básicamente de fuentes eólicas, solares, minihidro y biomasa, básicamente. El desafío es alcanzar el 20 por ciento, según lo plantea la ley de ERNC, que se espera sean 20 años antes de lo allí presupuestado.

Señaló que existen algunas coincidencias con lo expuesto anteriormente, como también que hay materias sobre las cuales no tienen opinión, pues no se trata de empresas de transmisión eléctrica, como es el caso del tema planteado a propósito de las servidumbres. En lo que se refiere a las ventajas del presente proyecto de ley manifestó que este es un proyecto esperado por el sector de ERNC que representa y que permanente encuentra en la transmisión lo que denominó como la piedra de tope para desarrollar sus proyectos.

Hizo presente que en el norte chico hay centrales que no pueden inyectar toda la energía que producen, solar o fotovoltaica, porque el sistema está restringido y ello obedece a una modalidad de planificación, desarrollo y tarificación que no considera una serie de elementos que era necesario modificar. El más básico es considerar que la transmisión es el habilitante de un mercado competitivo de generación. Sin una transmisión capaz de absorber la transmisión, se pueden colocar todas las reglas que se quiera o consideren necesarias en el sector generación, pero no va a entrar nueva generación y es eso lo que ha pasado en los años anteriores. Advirtió que la gran parte de la generación de ERNC tiene este problema y hay proyectos que no se pueden ejecutar por esta restricción.

Los cuatro elementos y los beneficios que este proyecto considera ha sido realizado mediante una gestión especialmente abierta y participativa dirigida desde el Ministerio de Energía y de la CNE, lo que le permite calificar como experiencia legislativa única para el sector. Cree que la ventaja de este proyecto está dada porque permitirá una mayor participación en la generación y oferta en el mercado eléctrico de generación, y ese pequeño recargo de la generación que se ha dimensionado, puede ser compensado ampliamente por competencia en el sector de energía eléctrica.

Recordó que en la última licitación, de diciembre del año pasado, para empresas distribuidoras, solamente por participar las ERNC, significó que apareciera una oferta de 8 dólares por Mwa/hora, lo que en promedio es más baja que la generación convencional, lo que a los usuarios finales les significará 360 millones dólares en el costo de la energía, sumado a lo largo de los 15 años del proyecto. Recalcó que esa es la importancia de la competencia, a la que el sector de la competencia no ha estado acostumbrado.Se logrará un mejor cumplimiento de los estándares de calidad y seguridad en el servicio, mayor transparencia del sistema y mejor coordinación en el uso del territorio.

Sostuvo que el análisis que viene en presentar está hecho desde el punto de vista regulatorio, reconociendo la presencia de ciertos elementos, principalmente porque se ha dado la identificación que lo bueno para el país es bueno para el sector de la ERNC. La competencia es buena para el consumidor final y para este sector especialmente.

Destacó que este es un proyecto que tiene una integralidad en su diseño y construcción, porque sin un coordinador verdaderamente independiente del sistema eléctrico y sin un sistema que se expanda de acuerdo criterios modernos, la totalidad del sistema eléctrico no va a funcionar. Podríamos tener un sistema perfectamente expandido, pero sin un coordinador independiente, los resultados no van a ser buenos. De igual forma un coordinador que no cuenta con los recursos técnicos para poder operar, tampoco será exitoso, por lo que considera que este proyecto debe ser considerado integralmente.

Manifestó, sin embargo, que hay elementos del proyecto que le causan preocupación a sus representados, desde el momento en que modifican o cambian los balances contractuales que existen hoy, o los supuestos para los modelos de negocios para la generación. El primero de ellos es la forma en que se remuneran o pagan los ingresos tarifarios. Estos resultan de las diferencias de costo marginal que se desarrolla a lo largo del tema, que es un ingreso que será mayor en la medida que el sistema de transmisión esté con menor holgura.

Ese pago se usa para, parcialmente, completar el pago de peajes en la transmisión, pero en el caso de desacople, cuando hay mucha diferencia entre los costos marginales, genera un pago que hoy perciben los generadores y compensa la pérdida que se produce al tener un costo marginal de inyección muy bajo y tener que retirar en un costo de mayor nivel. Esa diferencia es percibida hoy día por los generadores y según se plantea en el proyecto de ley para los ingresos tarifarios de su transmisión o de transmisión zonal, como se llama ahora, se transfiere a los clientes finales.

Considera que esto es un error porque modifica las condiciones contractuales y la forma cómo se ha supuesto los contratos anteriormente y estima necesario que se mantenga el pago a los generadores o que los contratos con las empresas distribuidoras sean ajustados en sus condiciones contractuales, de manera que se mantengan las condiciones de balance económico de los contratos. No hay un estudio acabado al respecto, pero señala que puede ser sobre los 100 millones de dólares al año lo que corresponde por ingresos tarifarios.

Otro aspecto que observó es lo que corresponde a la aplicación del articulado transitorio. En efecto, el artículo 20 transitorio, otorga en primer lugar, 15 años para un proceso de transición, lo que les parece excesivo, aunque parece considerar que en ese período se generan nuevos contratos que van internalizando las condiciones de remuneración y planificación del nuevo sistema. Sin embargo, considera que es un plazo excesivo si se piensa que recién hacen 10 años que se realizó otra modificación de la ley, por lo cual se esperaría que hubiera plazos más cortos y asertivos respecto de lo que se debe considerar para evitar los desbalances de equilibrios contractuales, que permitan tener un horizonte despejado, especialmente considerando que viene una licitación para empresas distribuidoras, concesionaras de distribución, con inicio de suministro para el año 2021. Desde el punto de vista de la generación, sería muy bueno que para ese año estuviéramos fuera de un proceso de transición, que no solamente se demora 15 años, sino que durante ese proceso de transición se establecen algunas reglas de la forma en que se irá transicionando el sistema y la forma como se distribuyen los costos en esa transición, que resultan ser en algunos casos discriminatorios y en algunos casos arbitrarios en contra de los generadores. Por ejemplo, para el pago de los peajes de la interconexión entre el SIC y el SINC, se señala que se aplicará una prorrata a un año determinado y luego esa prorrata será en función del uso a lo largo del período de la transición. Considera que esa prorrata sería mucho más razonable si se considerara el uso efectivo o esperado año a año y no aplicar algo que podría ser resultado de un año atípico por alguna operación especial.

Este mismo concepto se repite en varias partes del artículo 20. Ve un intento por simplificar este proceso a través de establecer estas fotos y aplicarlas en adelante, pero creen que ello resulta ser discriminatorio y lesivo para los intereses de los generadores. No hay diferenciación si se trata de generadores nuevos o si ya existían y así en lo sucesivo.

En el tema de las compensaciones se mostró coincidente con lo expresado anteriormente por el señor Castillo. Sus representados son del parecer que las compensaciones o multas deben ser proporcionales al negocio que tiene un agente en cualquier mercado. Una multa que pudiera significar los ingresos del generador o transmisor por un año, sale de cualquier lógica y abre la posibilidad del cese de obligaciones por el agente, porque no va a tener el flujo de caja para financiarlo. Le preocupa desde el punto de vista de los generadores porque sentaría un precedente regulatorio inadecuado y porque hay generadores que son dueños del sistema de transmisión, por lo tanto una falla en este sistema de transmisión, en este contexto, podría implicar multas de muy alto valor.

Informó que su propuesta la han conversado con la CNE, a quien corresponde a implementar lo que se denomina mecanismo de regulación basado en desempeño. Si hay una medición de desempeño que está siguiendo muy de cerca lo que está pasando en el sistema, pero que finalmente permite aplicar descuentos, de una forma ejecutiva, predefinida según escala conocida y reglamentada, que permita ir sancionando según la magnitud de la falta cometida.

Enfatizó su propuesta señalando que la disponibilidad de un sistema cualquiera, por ejemplo de un 99 por ciento, pasarlo a un 99,1 por ciento puede tener un costo de 5 o 10 veces más dependiendo de la tecnología. Por ello, un sistema que opere al 99,9 por ciento puede ser extremadamente caro y cuya inversión socialmente no se justifica para el país. Por lo tanto, se trata que no se puede diseñar un sistema que falle exactamente, pero los criterios de ello y el sobredimensionamiento implica otro problema que es la sobreutilización del suelo, porque la disponibilidad no se logra poniendo más líneas en la misma torre, sino que hay que poner más torres, que longitudinalmente dan la apariencia de una guitarra de líneas de transmisión, como se planteó a propósito de la carretera eléctrica.

Respecto del nuevo coordinador, se manifestó de acuerdo con lo que señala el proyecto de ley, excepto en un punto, porque hay un cuestionamiento importante respecto a la estructura de coordinadores, su forma de elección, incompatibilidades, etc., de los actuales CEDEC. No se entiende la razón por la cual el proyecto de ley deja un plazo hasta junio de 2017 para modificar este directorio, lo que hace, en principio, por dos años más desde hoy. Su propuesta y petición es que esta ley, como primera cosa cuando se publique debe sera convocar al proceso de designación de los nuevos directores, 120 días después, y entonces el directorio único, correspondiente a esta ley, será el que reemplace a los directores que están en los CEDEC. Eso tiene la ventaja del cambio anticipado y en segundo lugar, permite que sea un solo directorio el que administre la transición a un sistema interconectado.

Manifestó que, por otra parte, le preocupa la injerencia que pasa a tomar la CNE en decisiones relacionadas con el CEDEC o nuevo coordinador. Estima que la actuación de la CNE a efectos de modificar procedimientos del coordinador o modificar materias que han sido llevadas al panel de expertos, después que este ha emitido su dictamen, debe estar muy claramente definido en la ley y más aún, la CNE en caso de mantener esa facultad, debiera actuar en base a informes pormenorizados que entreguen certezas o que permitan recurrir a la Contraloría General de la República.

Otro tema relacionado con el CEDEC que les preocupa es que ha habido una tendencia -si se analiza la jurisprudencia desde 1997 aproximadamente con el decreto N° 328-, en darle independencia al CDEC y se ha avanzado en ello, aunque no en la misma línea en términos de exigirles valores de desempeño al CEDEC o al nuevo coordinador, lo que no está contemplado en la ley. Explicó que el CEDEC publica una gran cantidad de información, pero no como informe de desempeño y tampoco impone metas respecto a ellas. No hay informes sobre el estado de avance físico como cualquier empresa los tiene.

Propuso que la ley establezca la exigencia que en los primeros 90 días, por ejemplo, se determinen los requerimientos que tiene que publicar y por los cuales van a ser medido ese CEDEC y los nuevos directores y consejeros. La operación de orden económico, de vertimiento, tasa de falla, optimización, estimaciones futuras o incluso una encuesta de satisfacción de usuario, que hoy día no se sabe lo que piensan los usuarios del tema de los CEDEC, etc.

Aseguró que la Comisión Nacional de Enería mantiene una tendencia de manera creciente a incorporar funciones,. Estima que esas funciones deben estar reguladas, sin embargo, hay un tema importante, que es que para la elección del directorio o nuevo consejo, se establece un comité especial de nominaciones, en el cual el Ejecutivo y entidades relacionadas con él, tiene 3 de 6 votos, lo que demuestra un desbalance, porque así podría vetar cualquier candidato. Propuso que ese Comité se designe con 7 integrantes, en que ese séptimo sea designado por las asociaciones de la industria, de mutuo acuerdo con las empresas eléctricas y con las generadoras, de manera que genera un balance en esta elección.

En cuanto a los polos de desarrollo, existe este mecanismo para designar aquellos en los cuales se estima que hay alto potencial para los recursos, porque considera que este es un tema que no puede quedar establecido de manera general en la ley, implica inversiones significativas que serán pagadas por la demanda, por lo que es importante que ellas se definan de forma más precisa en la ley, sin perjuicio de remitir al reglamento los asuntos de detalle. Lo mismo opina respecto de los criterios para la desconexión, en que la ley puede definir la desconexión de líneas y subestaciones que no sean necesarias para el sistema.

Lo anterior puede generar un conflicto relevante para un inversionista que quería amortizar su inversión en determinado tiempo, y en función de ese criterio de no necesidad podría ser incluida su desconexión, con una pérdida para el inversionista, lo que refuerza la idea de elementos objetivos necesarios para la toma de decisiones.

Otro tema es el que se refiere al acceso abierto en las líneas de transmisión dedicadas. Se señala un cambio legal, que sólo podrá usarse la capacidad disponible, en la medida que ella exista y sea aceptada por el propietario de la instalación, y si pasan más de 15 años pasa a ser perpetua la capacidad de uso.

Le preocupa que para defender esa capacidad de uso, pudieran establecerse contratos ficticios que señalen la existencia de un compromiso económico, que pueda haber un pago para el uso de esa transmisión, pero en la práctica no se está usando. Señaló que la solución es que la ley establezca que los contratos deben ser materiales, auditables y si no, se pueda recurrir a través de una normativa relativa a la defensa de libre competencia.

Respecto al Panel de Expertos advirtió que a este tribunal se le han ido asignando, por distintas leyes, funciones y ámbitos adicionales, pero hoy sigue siendo la misma ley del panel de expertos. Por ejemplo la ley del gas que pretenden redireccionar a este panel de expertos ciertas materias. Estima conveniente poder revisar la estructura de este panel y complementar con estas competencias y con algunos recursos, de manera que pueda resolver en esta gran variedad de materias que se le entregan en conocimiento. Hoy el Panel de Expertos está dirigido a las materias propias de la ley eléctrica y los sistemas de gas pueden ser bastante más amplios.

La diputada Daniella Cicardini señaló que una de las preocupaciones en este proyecto, proviene de la forma en que se van a definir los polos de desarrollo, y que ellas no pueden ser tan generales porque se convierten en zonas de sacrificio.

El señor Castillo, Director Ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G, aclaró que en general los polos de desarrollo se refieren a energías renovables, porque las energías fósiles pueden ubicarse en cualquier parte.

El polo de desarrollo, dice relación justamente con cuencas, buenos vientos o de buenas radiaciones, respecto de las cuales se quiere incentivar su uso. Por ello el peligro de que las zonas de polo de desarrollo puedan ser zonas de sacrificio está relativamente acotado. Pero desde el punto de vista práctico, de las señales para el mercado y de la objetividad en la toma de decisiones, es algo que deberá ser pagado por todos los consumidores. A su juicio, debe precisarse con mayor detalle los elementos de juicio que se considerarán para determinar que una zona geográfica se le considera o no polo de desarrollo.

El diputado Miguel Ángel Alvarado sostuvo que considerando las características geográficas de nuestro país, estos son modelos de desarrollo a largo plazo. Por lo tanto, es necesario saber cuál es la relación con las comunidades o una instalación de empresa externa, es decir con o sin asociatividad, por ejemplo con las generadoras.

El señor Carlos Finat, Director Ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables, ACERA A. G., explicó que esta es una materia en discusión y que es reflejo de la creciente importancia de las comunidades para el desarrollo de los proyectos. Por ello estima que zonas de sacrificio no habrá en el futuro, simplemente porque las comunidades no lo van a aceptar y no pueden hacerse por la fuerza pública.

En lo que se refiere a la relación con las comunidades, es parte de la agenda energética y está siendo abordada en la ley de equidad tarifaria que incluye un elemento de compensación a las comunidades con generación. Es algo que se está discutiendo e incluye las cuestiones que las comunidades formulan a las proyectos que se hacen en su territorio y que van destinados al beneficio de un cliente que se encuentra lejos.

La experiencia observada en la ERNC es que habitualmente en las empresas socias de ACERA, ha sido una buena práctica, quizás traída por empresas extranjeras, la de realizar una aproximación temprana a las comunidades, es decir, se desarrolla años antes del proyecto de manera de no llegar a imponer el estudio de impacto ambiental aprobado, generándose así los entendimientos necesarios.

Otra buena experiencia es incluir a las comunidades como prestadores de servicios y de inversión para el desarrollo, aunque este ha generado experiencias muy distintas, desde la generación de un parque eólico con acuerdos de arriendo de terrenos que son de propiedad de la comunidad, que si bien no es asociatividad, a mecanismos en los que se ha contemplado formas de participación con fondos destinados a inversión comunitaria, pero obedece a ámbitos de conversación y negociación que hoy día se están dando , pero que sus resultados deben ser vistos caso a caso.

La señora SARA LARRAÍN, Directora Ejecutiva de Chile Sustentable, señaló que su organización, en conjunto con otras, están preparando una minuta sobre este tema, porque su interés es que la Comisión conozca las opiniones que allí se señalan, en que se hace un análisis general y específico de cada artículo del proyecto.

Señaló que la reforma que se propone en este proyecto de ley, se mantiene dentro del modelo actualmente vigente. Se conservan los principios que informan originalmente la ley eléctrica de 1982 y sus modificaciones posteriores. Desde su perspectiva entrega un nuevo aire al modelo vigente que por sí solo no es capaz de seguir expandiendo las instalaciones, particularmente por cuestionamientos ciudadanos en los territorios y el inconveniente material de la infraestructura. Lo sucedido en la línea Cardones Polpaico es el caso más claro de ello.

En su opinión la propuesta legislativa permite dar continuidad al modelo actual sin tocar la esencia del modelo de negocio de transmisión y sin introducir mejoras necesarias que se han identificado en el último tiempo.

Precisó que hay dos elementos que preocupan. Uno es la alta rentabilidad asegurada al negocio, que se mantiene sobre el promedio mundial con un piso de un 7 a 8 por ciento. Esto es bastante alto según se puede ver en la rentabilidad asegurada que tienen estos servicios a nivel internacional. El segundo elemento preocupante es que la tarificación no aplica una amortización de la inversión y permite que las empresas puedan rentabilizar la inversión de la infraestructura a perpetuidad.

Señaló que el Ejecutivo justifica esta excesiva rentabilización de la infraestructura con el requisito de calidad y seguridad del servicio, pero de ser así, debe ser transparentado en las condiciones de la concesión eléctrica y cuando se licita se deben establecer estos conceptos en que se da el servicio, pero no puede estar implícito en la estructura y reconocer cuando se pregunta, que esto no es amortización, sino seguridad y calidad.

La única justificación que se ha escuchado desde el Ejecutivo es que se estaría manteniendo la armonía con los servicios públicos sometidos a regulación. Sin embargo, existen diferencias, por ejemplo con lo establecido en los servicios sanitarios.

Los aspectos positivos del proyecto de ley están dados por una corrección de problemas institucionales, particularmente en la coordinación y despacho de la energía en los sistemas eléctricos, ampliando las atribuciones del Estado en la planificación de las transmisiones.

Una parte importante del proyecto de ley, es que termina con el Centro Económico de Despacho de Carga, CEDEC, que hoy es un organismo privado compuesto por los propios incumbentes, y establece un coordinador independiente y un sistema público de administración del sistema nacional de energía, lo que debe ser altamente valorado como aporte del proyecto. La conformación de este coordinador independiente es que no depende de los incumbentes y es financiado tanto por los clientes libres como los clientes regulados, es decir, es financiado por los consumidores. Agregó dentro de los elementos positivos, que se robustecen las funciones de coordinación del sistema y de transparencia del mercado eléctrico y este coordinador independiente será fiscalizado por la SEC.

Sin embargo, en el área de la institucionalidad, el coordinador independiente, hay un cambio de paradigma desde una institución poco transparente y opaca, relacionada a los incumbentes, sin independencia y financiada por los incumbentes, hacia una institucionalidad pública, transparente y financiada por los consumidores, que estima como relevante. No obstante, observó que el período de transición entre los actuales CEDEC y el coordinador independiente, aparece como excesivamente largo, y a su juicio se puede acelerar con el objetivo que en las próximas licitaciones en proceso, podemos encontrarnos con un organismo en transición.

Señaló que en el ámbito de la transmisión propiamente tal, estima importante el aumento de los plazos de la planificación, donde cabe destacar las normas de acceso abierto para la transmisión, pero es importante la corrección de algunas distorsiones en la remuneración del sistema.

Respecto de los elementos principales del análisis crítico del proyecto y particularmente vinculado a lo que el proyecto anuncia en el mensaje, la justificación es aumentar el rol del Estado para planificar, pero la mayor potestad del Estado en este caso se utiliza para un mayor beneficio del inversionista privado en transmisión. El Estado fundamenta que esto es para reducir el riesgo en el negocio de la transmisión y con ello reducir los costos de ese servicio. No obstante, excluye total y definitivamente al Estado de la participación en este segmento del mercado eléctrico, lo que es contradictorio con lo que el Estado está haciendo en el mercado de la generación, donde se abre un espacio para que el sector público pueda participar en la generación.

Al contrario, en materia de transmisión hay una planificación del Estado que es beneficio total de la empresa privada, pero luego el Estado se auto limita de participar en este segmento del mercado eléctrico a través de distintos instrumentos.

Otro problema importante es que los costos asociados a la planificación y las holguras que establece la ley, como capacidad adicional a lo actualmente en uso, se cargan totalmente a los consumidores, incluidos los clientes regulados. Este es un segundo elemento, de gran complejidad que estima debe ser revisado por la Comisión, a diferencia de la fórmula actual que es de 80 – 20, donde los consumidores pagan este porcentaje menor.

En el marco de lo señalado, hay desde su perspectiva, cinco elementos o factores estructurales del proyecto con los cuales tienen diferencias importantes, que serán examinados a continuación.

El primero se relaciona con la existencia en el proyecto de ley de un nuevo instrumento de concesión territorial para el inversionista eléctrico. Para resolver este conflicto, se propone una mayor participación del Estado mediante la imposición de una franja de interés público por el solo ministerio de la ley, mediante la dictación de un decreto. Esta franja se impone, del mismo modo que hoy se impone la franja en las concesiones del Ministerio de Obras Públicas. No obstante, señaló que esta franja se traspasa al inversionista eléctrico para que este estudie y determine el trazado que ocupará.

Una vez determinado el trazado el inversionista negociará la servidumbre de acuerdo a la ley de concesiones vigente, ley general de servicios eléctricos. Manifestó que desde su perspectiva esta normativa genera conflictos con otras normas, distintas a la del sector eléctrico, como el derecho de propiedad, el Convenio 169 de la OIT, ley de bosque nativo, las concesiones turísticas, etc., es decir, con todo el aparato concesional que el Estado tiene sobre los territorios.

Lo descrito significa establecer un tercer modelo, con costos públicos para el beneficio de inversionistas privados eléctricos. Se expone igual que el proyecto de carretera eléctrica que se proponía en el Gobierno anterior, en que el Estado impone una concesión que luego se traspasa a privados. Señaló que su parecer es que el esfuerzo del Estado es mayor en este modelo.

El segundo elemento problemático de esta figura consiste en excluir al Estado del segmento de la transmisión eléctrica, porque el proyecto cierra la posibilidad a la titularidad del Estado en el sistema de transmisión. Aquí el Estado planifica, impone la franja de interés público, participa en las etapas tempranas del proyecto, luego lo cede al inversionista privado sin capitalizar su esfuerzo ni los costos de imposición de la franja, porque esta difiere de las franjas conocidas hoy, que son las que se usan en el MOP, donde este impone la franja, concesiona la infraestructura y se paga su inversión por el uso del público, pero esa infraestructura queda para el Estado, pudiendo volverse a concesionar para efectos de su mantenimiento, lo que no ocurre en el caso eléctrico.

El otro modelo que tenemos es el de la Ley General de Servicios Eléctricos, donde la concesión la impone un privado sobre otro privado, y es ahí donde hay negociación entre ellos. El problema es que el Estado hace el esfuerzo en los costos de esta franja (costos de la evaluación ambiental estratégica), pero no se reconoce y el Estado no lo recupera.

El esfuerzo público tampoco se reconoce en el proceso tarifario, es decir, el gasto no implica un descuento en las tarifas, donde se podría aplicar este subsidio al inversionista en la transmisión. A su parecer esto configura un nuevo subsidio a la transmisión eléctrica.

El tercer elemento de complejidad consiste en que el costo total de las holguras y de la planificación recae en los consumidores libres y regulados. De este mofo facilita a los inversionistas el participar en un negocio “calzado”, de alta rentabilidad asegurada por el Estado, con cargo a la ciudadanía y al sector industrial del país, a quienes se impone un mayor precio en el servicio.

En el caso de las líneas de los polos de desarrollo, incluye subsidio de los clientes finales también, en la medida que beneficiará en el mediano plazo a los generadores y grandes consumidores de electricidad, es decir, se paga la holgura de la línea hasta que vayan entrando las demás centrales, pero todas los años en que la línea de esa holgura no se cubra, tenemos que pagarlo todos los chilenos. No, se recupera una vez que el que hace el proyecto de generación. Aquí hay un sistema de asegurar holguras, pero se carga por completo a los consumidores.

Señaló que, a su juicio, en el caso de la hidroelectricidad esto se puede constituir en un subsidio a los grandes poseedores de derechos de aguas en las cuencas, principalmente Endesa, Colbún y Gener, en el cual se tendrá las líneas para que puedan sacar las energías de sus proyectos, pero como este sector tiene el 80 por ciento de los derechos de aguas no consuntivos para transmisión, hay una complejidad en la que directamente se subsidia a los poseedores de estos derechos de agua.

Indicó que se impone un modelo de extractivismo energético por sobre otras opciones de desarrollo local, lo que se hace a través de un concepto ambiguo, que no está bien definido en la ley, de modo que es necesario exigir una buena definición legal, de manera que lo limite, porque el polo de desarrollo se utiliza para planificar por parte del Estado la extracción de los recursos naturales energéticos del país, de los distintos territorios, especialmente los hídricos, no tanto geotérmicos en la medida que el tamaño de la concesión de estas son de tal número de hectáreas, que en verdad no se justifica una sola línea asociativa para todos los proyectos de geotermia.

El otro problema de estos polos de desarrollo, es que no sirven solamente para la transmisión, y por lo tanto desde donde está el recurso para integrarlo al sistema eléctrico, sino que también se habla de polos de desarrollo donde hay grandes consumidores de energía, por lo que se financiarían polos de desarrollo para sacar recursos energéticos hacia las líneas y para ir desde las grandes líneas hacia los grandes consumidores de energía, lo que se puede constituir en un subsidio para los grandes consumidores de energía.

Hizo presente que no se definen claramente las características, requisitos y limitaciones de los polos de desarrollo. El instrumento permitiría viabilizar y concretar proyectos de transmisión y generación que actualmente no han podido construirse por el impacto ambiental que se provoca o por los variados conflictos que se provocan con la comunidad local, lo que dice relación con el acceso a los recursos naturales y los efectos que ello provoca. Ejemplificó señalando que si constituyera Aysén como polo de desarrollo, ello permitiría la viabiliazación de las redes eléctricas.

Como las franjas las impone el Estado y las holguras la pagan los consumidores, esto permitiría subsidiar y pagar las holguras de grandes consumidores y de grandes generadores. Por ello llamó la atención sobre este punto a objeto de poder atención sobre estas dos nuevas distorsiones del mercado eléctrico.

Por último, señaló que el proyecto sólo genera transmisión a gran escala. Explicó que se prioriza la expansión del sistema eléctrico a partir del crecimiento de la transmisión a gran escala por sobre la incorporación y fortalecimiento de la redes inteligentes y la generación distribuida, que claramente en toda la política de transmisión a nivel mundial se está priorizando en cuanto es más funcional al desarrollo de las ERNC.

Indicó que este tipo de expansión tiene mayor consecuencia sobre el territorio y es menos amigable con las opciones de desarrollo local. Además, el proyecto introduce dos nuevos sistemas orientados a la transmisión en gran escala, que es la transmisión para polos de desarrollo, que es particular para ellos y que pagarán todos los consumidores, y un segundo sistema que es la conexión internacional, que es la exportación internacional de energía que no estaba en la política de transmisión actual.

A continuación presentó un análisis específico del proyecto de ley, dentro del cual hizo especial hincapié en algunos artículos.

El primero se refiere a la imposición y determinación de la franja, que está contenida en el artículo 93 y siguientes. Al respecto, se dispone la obligación fiscal de dar inicio a los estudios de franja para las instalaciones que así lo requieren, según el decreto respectivo y que será sometido a evaluación ambiental estratégica, pero n existe un reglamento que la norme y ve la dificultad que se dicte este específicamente para la tramitación energética.

La propuesta incluye el derecho a ingresar a todos los predios que sea necesario para la evaluación del estudio de la franja, lo que significa que por el solo ministerio de la ley se constituye a favor del fisco y de las personas para que el fisco otorgue el equivalente a una concesión eléctrica provisoria, que se regula en la legislación vigente sobre servicios eléctricos. Es decir, solo por la determinación de la franja, adquiere la categoría de concesionario provisional.

En este caso no se hace mención a los procedimientos de posibles indemnizaciones por los daños o perjuicios ocasionados a los propietarios de éstos, que son inherentes a la ejecución de las actividades. El Estado pretende hacer frente a la dificultad de establecer el desarrollo de los trazados en la ejecución del trazado eléctrico, imponiendo una servidumbre de interés público, la que traspasará al privado y que hará la inversión de infraestructura de transmisión. Observó que de esta manera se impone al Estado la obligación de ejecutar la parte más complicada del proyecto, pero se le excluye la titularidad del mismo.

Explicó la señora Larraín que se establecen los procedimientos para determinar la franja, incluyendo la aprobación del Consejo de Ministros para la sustentabilidad y las bases de licitación que establece el coordinador independiente. Aprecia que el Estado tome a su cargo desarrollar e implementar las denominadas partes difíciles de los proyectos, mismas que le tocaba a los incumbentes con grandes dificultades bajo el actual sistema. Al término del proceso queda listo para iniciar el negocio que será rentable y financiable por la banca.

Enfatizó que esta propuesta no tiene ninguna lógica desde el punto de vista comercial ni social, toda vez que el Estado realiza el esfuerzo y el privado llega para beneficiarse de él. Esto no se reconoce en el precio tarifario ni de electricidad y adicionalmente, el Estado no puede mantener parte de la propiedad en el sistema de transmisión por lo aportado de manera de capitalizar el aporte que se hace.

Otra problemática es la que se presenta en el artículo 97. El inciso cuarto de este proyecto señala que el titular del proyecto será considerado como titular de la concesión eléctrica. Considera que si la mayoría de los esfuerzos y el trabajo lo hace el Estado y solo ha correspondido a la empresa privada construir las instalaciones de transmisión, expandirlas y administrar la ejecución de la obra y financiarla, parece lógico y de sentido común que el Estado debiera ser el titular o tener alguna participación en la transmisión. El privado sería el concesionario de las obras de transmisión expandida, según proponen, para lo cual el fisco debiera administrar el contrato de construcción y pagar a la empresa contratista y recuperar después su inversión a través del cobro al usuario final, cuyo precio de venta de electricidad sería evidentemente menor que en el caso que el concesionario sea dueño de la infraestructura de transmisión.

Advirtió que la propiedad del servicio por el Estado existe en otras áreas como es el caso de las sanitarias, donde son privadas sólo las denominadas grandes, como Esval, Essbio, Aguas Andinas y Essel de Puerto Montt y todas las demás son concesiones de largo plazo. En el caso de las empresas sanitarias el Estado recupera la concesión, incluyendo todas las obras de expansión y de mantenimiento, pero no se establece un valor nuevo de reemplazo que significa seguir pagando la inversión de manera casi perpetua.

Respecto de la remuneración de las obras de expansión reguladas en el artículo 99, incisos segundo y cuarto, se indica que el valor anual de la transmisión por tramo, en el caso de las obras nuevas, que es el AVI, más el COMA, que es la operación mantenimiento, etc. para las obras de ampliación, se aplicará por cinco períodos tarifarios, es decir 20 años, luego la instalaciones y su valoración deberán ser revisadas y actualizadas en el período de tarificación correspondiente. Manifestó que esta disposición debiera ser revisada, porque al final de ese período de 20 años las instalaciones ya se encuentran amortizadas por el inversionista conforme a los mecanismos de tarificación, valoración y amortización que el mismo proyecto señala.

Estimó que en el periodo de tarificación siguiente al del período de 20 años, en que se ha recuperado la inversión, el concesionario debería tener solo el derecho de percibir lo que significa el costo por el uso de las instalaciones, es decir, el costo de mantener, operar y administrar las líneas, lo que equivale al COMA con la debida rentabilidad regulada por el sistema.

Sostuvo que la Comisión Nacional de Energía ha argumentado que con este adicional se quiere remunerar la seguridad y calidad del servicio. A su parecer, esto debe ser transparentado, porque la seguridad y calidad del servicio, están en la licitación y si se quiere pasar como un nuevo elemento de este tipo, debe transparentarse como tal y no como una recuperación adicional. También deberán restarse o multarse por los casos de fallas o de indisponibilidad del servicio.

En relación con la tasa de descuento, el artículo 118 introduce la tasa variable y es muy importante que se incluya la tasa de descuento para el sector regulado. Indicó que desde el inicio en la ley de servicios eléctricos se fijó en 10 por ciento, lo que es significativamente más alto que las tasas de descuento a nivel internacional. La ley propone bajarlo a un piso de 7 por ciento como tasa de descuento, y en el período 2020 – 2024 a un 7.5 por ciento.

Manifestó que estas condiciones permiten perpetuar el alto precio para el usuario final, generando una sobre rentabilidad de los concesionarios en relación a lo que hoy se renta a nivel internacional. En este sentido, dijo que la propuesta no refleja un cambio sustantivo del sistema actual, porque la propuesta acota la tasa de descuento al final a un mínimo de 7.5 por ciento, pero lo acota como piso y no como techo. Expresó que el Estado puede proponer una tasa de descuento del 4 por ciento con una tasa máxima de descuento del 7 por ciento, pero en este caso como techo y no como piso, que es lo que plantea el proyecto de ley.

Indicó que también en el artículo 88 existe un problema en la medida que en el plan de expansión anual el Estado plantea la incorporación de los sistemas de transmisión dedicada para un polo de desarrollo, siendo la condición que lo gatilla el haber problemas de coordinación entre los distintos propietarios de generación el proyecto que no permitan la materialización del proyecto. La experiencia indica que cuando hay varios promotores en un proyecto éste nunca ha podido materializarse. Por ello estima que el Estado debiera actuar en ese sentido, sin buscar fórmulas complejas, de manera que sería más transparente que el proyecto de ley dijera, derechamente, que en estos casos el Estado puede o queda facultado, a través de la CNE, para actuar como convocante de la coordinación y, por lo tanto, obligar a las empresas a coordinarse.

Dentro del procedimiento de planificación energética, en el artículo 84, se hace una discriminación entre los incumbentes y los demás representantes de la ciudadanía, incluidos técnicos y académicos. Los incumbentes tienen derecho propio a participar, pero los demás deben someterse a un proceso de inscripción. Opinó que esta materia debiera ser modificado en el sentido de que todo el que quisiera participar debe someterse a un procedimiento de inscripción, incumbentes o no, y con ello equiparar la forma de participación.

Para concluir, señaló que hay un artículo dentro de la denominada reserva de transmisión que le parece complejo. Se establece una reserva de 15 años para los proyectos propios o de contratados, de manera que la inyección al sistema de transmisión dedicado será transitorio por 15 años, y después de ese plazo se transformará en definitiva.

Estimó que lo anterior puede crear una área de especulación para los transmisores dedicados con incursión de interpósitas personas en beneficio propio, lo que iría en desmedro de la certeza de despacho para un generador que efectivamente concretó su proyecto. Por ello sería recomendable acortar este plazo, y así no limitar el ingreso de nuevos actores en la transmisión.

El Director para América Latina de Climate Parliament, señor SERGIO MISSANA, adelantó que su exposición se hará principalmente en base a las denominadas conexiones internacionales, sin perjuicio que anunció la presentación a la Comisión de un texto con un análisis más detallado, especialmente en lo que se refiere a la integración de Energías Renovables No Convencionales, ERNC, a gran escala en el sistema de transmisión y otras propuestas específicas.

Explicó que “Parlamento del Clima” es una red internacional de legisladores que intenta confrontar el cambio climático a través de la promoción de la transición a las energía renovables, mediante la conformación de grupos transversales en Parlamentos de todo el mundo, informales, porque los parlamentarios que se acercan a esta organización deben aportar una cantidad de ideas fijas. Son una ONG con sede en Inglaterra, no obstante lo cual su financiamiento proviene de agencias de cooperación internacional, de grupos regionales de Suiza, Dinamarca y la propia Unión Europea.

Informó que un análisis de la Comisión Europea determinó que en unos dos o tres años se han generado aproximadamente unos dos mil millones de dólares para el desarrollo de nuevos fondos públicos destinados a energías renovables. Particularmente en India ha significado aumentar el porcentaje del presupuesto anual a un 1 por ciento para inversión pública en energías renovables.

Destacó que las iniciativas que promueven son acordadas por los parlamentarios de cada grupo en consultas con expertos, porque ellos no poseen una agenda con temas que deseen aplicar en cada país, pero a nivel internacional están trabajando en un proyecto de Alianza de Redes Verdes. Básicamente la idea paradigmática es que ante las concentraciones de carbono en la atmósfera, estas deben analizarse de acuerdo a las negociaciones en Naciones Unidas para el cambio climático, que al parecer no arrojará buenos resultados en la Conferencia de París. Así, entonces, se puede decir que las negociaciones no han tenido el impacto que se esperaría de ellas. El proyecto referido pretende cambiar el paradigma de la negociación que actúa sobre la base de hacer o no hacer para ganar, para transformarlos en un proyecto de construcción.

Refirió el señor Missana que uno de los temas importantes que trata el proyecto es el del potencial, en que la idea es que un cuadrado de 300 por 300 kilómetros en cualquier superficie de la tierra puede generar electricidad suficiente para satisfacer la demanda actual de todo el mundo.

Indicó que en términos de interconexiones regionales, además de la arquitectura y operación de redes, estas permiten afrontar los problemas de generación de electricidad por recursos renovables, su intermitencia, especificidad del lugar y baja intensidad.

Explicó que existen planes de interconexión para todo el mundo, siendo más avanzado su desarrollo en Europa, cuyo producto más reciente es la interconexión Italia con Túnez. Existe en América el proyecto “Conectando las Américas”, que es una propuesta de Colombia, vista principalmente como una oportunidad de exportación de sus excedentes, presentada en la VI Cumbre de las Américas en Cartagena de Indias. A ello se agrega el proyecto SINEA-SIPAC. El problema de estos proyectos de interconexión internacional, es que avanzan a pasos excesivamente lentos y que no se relaciona con la cantidad de emisiones que los expertos señalan como adecuada para evitar un cambio climático.

Sostuvo que este proyecto de Alianza de Redes Verdes, en parte posibilitado por una propuesta de la Corporación Estatal de la Red Eléctrica China, según Forbes la séptima empresa del mundo con dos millones de empleados y mil millones de clientes, de integrar desde lo local, de una generación distribuida para integrar redes regionales y después, usando líneas de corriente continua de ultra alta tensión, ha permito que este país esté desarrollando al interior de su territorio la conexión de redes para hacer transmisión de energías renovables, principalmente solar, entre distintas direcciones, durante el ciclo de 24 horas, de manera de poder exportar en una u otra dirección, a la vez que se avanza en temas de almacenamiento estacional.

Lo que se está trabajando a nivel internacional es armar una alianza de países, antes de la COP, para avanzar en estas interconexiones o redes verdes. Agregó que esto puede ser organizado para la próxima COP por Marruecos, que se celebrará después de París y cuenta con el interés de países como Suiza, Túnez, Jordania, China y organizaciones técnicas de Estados Unidos. Además, hay conversaciones como India, Bangladesh, Colombia y Chile.

La idea es la construcción de un nuevo sistema de distribución eléctrica, basado en un sistema de redes inteligentes y gestión de la demanda, pero también basado en lo que el proyecto de ley llama polos de desarrollo, es decir, la idea básica de que hay ciertos lugares en el planeta como Chile que tiene el lugar con mayor radiación solar del planeta y recursos eólicos, desde los cuales se abastecen grandes centros poblados.

Señaló respecto del proyecto de ley, que a nivel de objetivos están bastante de acuerdo y se valora en términos de introducir mayor competencia en la generación y reducir incertidumbres referido a estándares de seguridad y calidad y gestión territorial. Estimó de gran importancia la planificación de largo plazo, pero es necesario observar la velocidad de planificación y construcción contrapuesta a la velocidad de la innovación tecnológica.

El rol del coordinador es importante, pero también es clave su operación para el funcionamiento del sistema no sólo que sea independiente, sino que además sea idóneo y es necesario que cuente con avanzados sistemas de información para la gestión adecuada del sistema.

Destacó que en el caso de los polos de desarrollo, China está construyendo una red regional de ultra alta tensión de corriente continua en el oeste de su territorio, y trasladarlo mediante la transmisión a los centros urbanos del este, facilitado por su estructura política que de alguna manera le permite soslayar la oposición de las comunidades.

Otro aspecto esencial es el referido a los precios, al igual que lo referido al potencial, destacándose ambos en el Mensaje, pese a que luego los polos de desarrollo no enfatizan las energías renovables. Coincidió con la exposición de Chile Sustentable, en cuanto a la propiedad, porque podría generase un debate constitucional respecto de esta nueva modalidad de propiedad. Indicó que es evidente que para la empresa privada la propiedad y la certeza jurídica son importantes, a la vez que destacó que los usuarios siempre terminan pagando, respecto de lo cual cabe preguntarse si han de pagar en su calidad de consumidores o como contribuyentes de impuestos.

Advirtió que se debe tener presente que en el nuevo sistema energético, la mayor parte de la inversión se da en generación y no en transmisión, cuestión que se debe tener en cuenta. La transmisión puede ser de propiedad pública, puede ser infraestructura que facilite la integración de renovables, pero fundamentalmente se debe dejar la generación en manos de privados.

Respecto del potencial, un estudio del BID determinó que el potencial de América Latina está en la energía fotovoltaica solar y de concentración, y constituye más o menos 60 veces la demanda actual y más de 20 veces la demanda esperada para el año 2050.

Informó que la ONG que representa ha colaborado con el profesor Damien Ernst, de la Universidad de Lieja, quien ha señalado que un cuadrado de 4.200 kilómetros cuadrados, es decir de 65 kilómetros por 65 kilómetros en la Patagonia, que no es un solo gigantesco parque sino varios parques pequeños, podría abastecer la demanda de Brasil equivalente a 500 Tera Watts/ hora a precios muy competitivos, incluyendo la transmisión.

Respecto de los precios señaló que ellos vienen en baja desde el 2013 y sobre las interconexiones un estudio realizado para el Africa subsahariana, pero que sería válido para cualquier lugar del mundo, indica que una inversión de 9 mil millones de dólares significa que por interconexiones se produce un ahorro en la capacidad instalada de 50 mil millones de dólares, además de baja en los precios, sin dejar de tener en cuenta el tema de los subsidios, los que el FMI ha calculado para este año en 5,3 trillones de dólares, lo que equivale al 6,5 por ciento del PIB mundial y que es más de lo que gastan todos los países del mundo en sistemas de salud. La cifra antedicha incluye el costo de subsidios directos como el costo de la salud y costos de productividad debido a los costos de salud.

Respecto de los polos de desarrollo, señaló que sería necesario enfatizar que ellos están pensados para energías renovables no convencionales (ERNC).

En el artículo 93 referido al procedimiento de determinación de franjas, se debiera incluir una mención a la transmisión submarina, que es posible con HDBC, como se ha hecho en la conexión entre Noruega y Holanda, la que se pagó a sí misma en el plazo de un año.

Respecto de conexiones internacionales, señaló que esto es necesario incluirlo en la planificación, porque un sistema diseñado considerando sólo la realidad local es distinto respecto al ahorro en capacidad instalada que podría generarse con una planificación regional. Por lo tanto, es necesario pensar no en un bilateralismo sino en el multilateralismo, incluyendo importación y exportación. Esto fue muy importante al ser incluido en la ley de Túnez para luego poder hacer lograr un acuerdo con la Unión Europea.

Respecto a estándares y arquitectura de la red, explicó que harán llegar un documento, pero recalcó que es prioritario que exista acceso a las ERNC concordantes con la meta 20 – 25.

Precisó que el tema de acceso abierto está bien declarado en la ley, pero puede significar también un tema regulatorio. El hecho de que en teoría sea posible acceder a sistemas de distribución, no necesariamente significa acceder a sistemas abiertos como se está aplicando en la India en este momento. Elementos de flexibilidad de la demanda, de almacenamiento, información, interconexiones internas, mercados de servicios complementarios específicos para renovables, y también permitir el intercambio no programado de renovables con preferencia al uso de las energías convencionales.

Aunque se trata de una ley para grandes bloques de información, habría que mencionar cómo se articulan estos grandes bloques con la generación distribuida.

Finalmente, y tal como en su momento lo expusieran los representantes de ACERA y Chile Sustentable, el plazo de constitución del Consejo Directivo debiera ser más rápido, antes del 2017, principalmente porque ello afecta un par de objetivos centrales de la ley como la independencia del nuevo ente coordinador y que el proceso de fusión de los CEDEC no sea cooptado con los incumbentes, es decir, esa constitución del Consejo Directivo debe ser lo más rápida posible, podría ser un plazo de 90 a 120 días.

Posteriormente, el señor Missana hizo llegar a la Comisión, el texto que se incluye a continuación.

INTEGRACIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE A GRAN ESCALA AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA EN CHILE

Comentarios al Proyecto de ley que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos en materia de transmisión eléctrica y crea un Coordinador Independiente del Sistema Interconectado Nacional

Las energías renovables se están expandiendo en todo el mundo a medida que los países establecen metas cada vez más ambiciosas de incorporación de estas a sus matrices con diversos objetivos: enfrentar desafíos climáticos, diversificar y dotar de seguridad a sus sistemas eléctricos, explotar fuentes baratas o gratuitas de energía para disminuir costos a futuro, aislarse de la volatilidad de los mercados de combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón) y expandir el acceso a la electricidad a aquellas comunidades remotas que hoy no disponen de ella.

Chile cuenta con extraordinarios recursos de energías renovables, algunos de los cuales (solar y cólico) están entre los más abundantes del mundo. Chile no solo podría satisfacer el 100% de su actual y futura demanda de energía con sus propias fuentes renovables, sino también transformarse en una potencia exportadora de energía regional y global.

La integración de la energía renovable (ER) presenta, para las redes eléctricas tradicionales en todo el mundo, cinco desafíos principales:

i) Variabilidad o intermitencia: el output de generación fluctúa debido a que los recursos no están disponibles a una magnitud estable y de manera uniforme en la fuente de la generación;

ii) Incertidumbre: la generación no puede ser prevista con 100% de certeza ni siquiera en un horizonte de un día;

iii) Ubicación específica: la generación resulta económica solamente en los sitios donde se existen los recursos de mayor calidad y abundancia;

iv) Generación asincrona: los generadores proporcionan soporte de tensión y control de frecuencia distintos a las fuentes tradicionales; y

v) Bajos factores de planta: la disponibilidad de las fuentes básicas de energía limita el tiempo de operación de las plantas generadoras, reduciendo, por lo tanto, la eficiencia del sistema e incrementando sus costos.

Estos desafíos pueden enfrentarse de manera comprensiva a través de legislación adecuada de transmisión y operación de redes, que debiera presentar en general las siguientes características:

1. Incorporación de nueva arquitectura de redes eléctricas

Una nueva ley de transmisión debe incorporar, en general, en el diseño de redes, tanto nuevas tecnologías -relativas a redes inteligentes, gestión de la demanda, generación distribuida y nuevas modalidades de almacenamiento- como la emergente arquitectura de redes en que la generación y distribución descentralizadas son componentes significativos de los sistemas. El nuevo diseño debe ajustarse a los criterios de un sistema de redes de acceso abierto, en que distintos generadores (sin importar su tamaño o el tipo de recurso) y consumidores y/o distribuidores se encuentran interconectados de una manera dispersa, con puntos variables de inyección y acceso, y no de acuerdo al tradicional sistema "punto a punto", en que generadores individuales se conectan a uno o más distribuidores o a grandes clientes a través de contratos (PPAs). La nueva ley debiera ser compatible con y promover la implementación de este nuevo tipo de sistema, que resulta funcional a la integración de fuentes intermitentes y será dominante en el futuro próximo en todo el mundo.

Por ejemplo, recientemente el gobierno de India ha anunciado la implementación de un sistema de General Network Access (GNA) para su Sistema de Transmisión Interestatal. La nueva arquitectura de la red estará operativa a comienzos de 2017 y permitirá a los generadores conectarse en cualquier punto del sistema y a los distribuidores y consumidores obtener energía, en cantidades especificadas, de cualquier punto de la red. Este nuevo diseño incentivará nueva inversión de actores tanto públicos como privados, así como la entrada de nueva ER.

2. Planificación coordinada e integrada

Permite a los tomadores de decisiones anticipar cómo la variabilidad de la ER puede afectar a la totalidad del sistema y su operación, y evaluar opciones para minimizar costos. Si no se planifica de manera comprensiva sino segregada (por ejemplo, mediante evaluación separada de generación, transmisión y performance del sistema) o en forma restringida a una escala geográfica acotada, ello afectará la posibilidad de utilizar mejores prácticas para integrar a las renovables, incluyendo la diversificación de locaciones de ER. Por ejemplo, es posible minimizar la implementación de nueva capacidad física de generación si esta se evalúa en coordinación con mejoras en la operación del sistema para mejorar el acceso a la flexibilidad existente.

El desarrollo co-optimizado de transmisión y generación de ER puede reducir los costos totales de transmisión y facilitar el acceso a bajo costo a fuentes renovables de alta calidad. Tales sistemas están siendo desarrollados, por ejemplo, en forma de Zonas Competitivas de ER en Texas y en el "Gate Process" en Irlanda. Es por ello muy importante que la nueva ley chilena de transmisión fomente la participación de las regiones y municipios en la planificación del sistema nacional de transmisión.

La nueva ley debiera establecer una institución competente y bien financiada que asuma la responsabilidad de planificación del sistema eléctrico del país basada en la estimación de los costos y beneficios económicos de la integración al sistema y mayor penetración de la ER, demandas, tiempo de respuesta, etc., y promueva una mayor entrada de la ER de forma progresiva a través de incentivos a la generación. Será asimismo necesario establecer una entidad independiente de resolución de conflictos, ante la entrada al sistema de múltiples actores públicos y privados.

3. Aumentar la flexibilidad de todos los elementos del sistema.

Es importante identificar y evaluar fuentes y generación que frecuentemente son consideradas como una combinación natural con ER variable en todo el sistema eléctrico: operaciones, demanda, almacenamiento de energía, generación y transmisión. Esto requiere que exista un sistema flexible de operaciones y mercados para la energía generada de fuentes renovables. Dos componentes centrales de la operación del sistema son la programación (unit commitment) y el despacho. La programación se refiere al compromiso de los generadores para estar disponibles. El despacho es el método mediante el cual los operadores del sistema eligen entre los generadores disponibles para entregar energía al menor costo operativo. El operador busca acceder a los sistemas físicos (por ejemplo, generadores) de la manera más flexible posible. Pero este acceso está mediado por un marco institucional: tas reglas para la toma de decisiones relativas a programación y despacho. Cambios en las prácticas de operación del sistema y en los mercados pueden permitir acceso a una importante flexibilidad ya existente, generalmente a un costo económico menor que opciones que requieren nuevas fuentes físicas de flexibilidad. Por ello, establecer productos de mercado de corto plazo para generación flexible puede ayudar a asegurar que la flexibilidad física existente esté disponible cuando sea requerida.

Un porcentaje mayor de ER en el sistema requiere mejor previsión (forecosting) y una coordinación estrecha entre la agencia previsora, generadores, distribuidores y consumidores. Incorporar previsión de fuentes renovables a la programación y despacho puede mejorar la planificación de otros generadores para reducir reservas, consumo de combustible y costos de operación y mantención. Las regulaciones requieren cada vez más a generadores de ER variable que prevean su producción y el potencial de cortes forzados. Una provisión legal para integrar estos datos en las operaciones de mercado puede ayudar a las plantas de ER variable a participar eficientemente en los mercados eléctricos.

La nueva provisión legal debe permitir una frecuencia más alta de despacho (el rango de tiempo en que un generador debe cumplir con un nivel especificado de producción) y utilizar nueva tecnología de redes inteligentes para promover prácticas de manejo de redes que minimicen los cuellos de botella y optimicen el uso de la transmisión.

La ley también puede incrementar la flexibilidad del sistema mediante disposiciones tendientes a crear demanda flexible. La ley puede permitir o promover que los consumidores, particularmente de los sectores industrial y comercial, adecúen su demanda a la disponibilidad de ER flexible (como las fuentes solares, que son intermitentes pero predecibles). Mecanismos de respuesta de la demanda incluyen control automático de carga por parte del operador del sistema, establecimiento de precios en tiempo real y tarifas según tiempo de uso. El tiempo típico de respuesta automática de la demanda varía entre segundos y minutos. Aunque la participación de clientes individuales sea limitada (incluso a unas cuantas horas en un año), la suma de la participación de un amplio espectro de clientes puede proporcionar una fuente confiable de flexibilidad al sistema. Por ejemplo, en Estados Unidos, ERCOT ha ampliado su sistema de respuesta de la demanda, que ahora incluye cargas como recursos que se transan tanto en los mercados de energía como de servicios complementarios, cargas que son deliberadamente interrumpidas durante emergencias y cargas que ajustan su output en respuesta a señales de precios de distribuidores. La respuesta a la demanda puede ser económica, pero requiere nuevos marcos regulatorios asociados a tiempo de respuesta, magnitud mínima, confiabilidad y verificabilidad de los recursos en el lado de la demanda.

La ley debiera incorporar la adopción y promoción de tecnologías de almacenamiento de energía, incluyendo almacenamiento hídrico, aire comprimido, almacenamiento térmico y baterías que permitan incrementar la oferta en momentos de demanda punta, de modo que el retorno financiero de los sistemas de almacenamiento se mantenga alta. Los parámetros legales antes mencionados debieran contemplarse también para sistemas de almacenamiento.

La ley debiera proporcionar incentivos adicionales a ER no flexible, como geotermia, biomasa e hídrica a pequeña escala, fuentes que -de manera similar a algunas fósiles- pueden ser activadas o reducidas rápidamente para satisfacer demandas intermitentes de corto plazo que no pueden ser satisfechas por renovables flexibles a gran escala, como la eólica o solar. Este incentivo es necesario debido a ciclos más cortos del sistema de generación {de ER no flexible).

Resulta fundamental modificar lo más temprano posible el código de la red para permitir una alta penetración de ER al sistema. De lo contrario, como demuestra el caso de Alemania, se pagan altos costos por readaptación (retrofitting) de capacidad instalada.

4. Sistemas de transmisión interconectados

La capacidad de transmisión es generalmente considerada una parte integral de la flexibilidad del sistema ya que ofrece una alternativa al uso exclusivamente local de ER variable. La capacidad de transmisión permite, en cambio, que la ER variable sea trasmitida a otras zonas donde puede ser usada. Además, mejorar las conexiones con redes de transmisión cercanas -incluyendo la extensión de líneas ya existentes- proporciona al sistema un mayor acceso a una serie de recursos para mantener el equilibrio de la red. La suma de todos los recursos de generación a través de tales interconexiones proporciona flexibilidad y reduce la variabilidad neta en todo el sistema. Las variables climáticas disminuyen su impacto si se abarcan grandes áreas, lo que equilibra la producción de plantas eólicas y solares. El incrementar las áreas de equilibrio también disminuye la variabilidad neta y la incertidumbre de la ER variable.

5. Promover transmisión e interconexiones de larga distancia

Un informe de la consultora McKinsey & Co. de febrero de 2015 concluyó que, en el caso específico de África sub-sahariana, conectar a todos los países en una sola red con alta penetración de ER implicaría, entre 2015 y 2040, una inversión de US$ 9 mil millones en redes y un ahorro de US$ 50 mil millones en nueva infraestructura de generación. Además, la integración regional tendría como efecto una reducción de precios de electricidad de entre 6% y 10% en distintas regiones del continente africano.

Clímate Parliament está trabajando a través de su red global de legisladores en convocar a un grupo de naciones preparadas para asumir liderazgo en promover interconexiones verdes. En varios países y regiones del mundo se está proponiendo con fuerza —y, en algunos casos, como China, India y la Unión Europea, avanzando en las fases iniciales de su construcción- un sistema energético integrado global. La Corporación Estatal de la Red Eléctrica de China (SGCC), por ejemplo, ha propuesto crear una Internet Energética Global que eventualmente conecte las distintas redes regionales a través de una "red troncal intercontinental". El sistema que estaría emergiendo sería, al igual que la Internet, descentralizado, internacional e inclusivo.

Con tal tecnología actualmente disponible de redes inteligentes y líneas de transmisión de corriente continua de alta tensión (HVDC), las interconexiones no solo constituyen la mejor alternativa para desacoplar el crecimiento de las emisiones de carbono y evitar una catástrofe climática en el curso de este siglo. También tendrán, al conectar los lugares de mayor potencial de ER con centros urbanos e industriales, el efecto de disminuir significativamente los precios de la energía, el virtud del aprovechamiento de combustible gratis ilimitado, precios punta más bajos, ahorro de 5.3 trillones de dólares anuales en subsidios a los combustibles fósiles {FMI, 2015) y electrificación del transporte. El profesor Damien Ernst de la Universidad de Lieja y un grupo de colegas han calculado que parques eólicos a gran escala en Patagonia -el lugar con mejor potencial para generación eólica terrestre del mundo- podrían suministrar energía a ciudades latinoamericanas, incluyendo a urbes de Brasil, a un costo de 6 centavos de dólar/kWh, incluyendo costos de transmisión.

6. Empoderar adecuadamente al Coordinador del Sistema

Ya que las fuentes de ER flexible (eólica y solar) son intermitentes, es necesario que la capacidad del Coordinador del Sistema (centro de despacho) se incremente adecuadamente y que cuente con el poder para controlar la generación de todas las fuentes de energía. Por ejemplo, en España, la empresa de transmisión Red Eléctrica de España {REE) cuenta con un sistema llamado SIPREOLICO para predecir la condición del viento en la Península Ibérica. Se ha establecido un Centro de Control de Energía Renovable (CECRE), que incluye centros especializados integrados en un Centro de Control Eléctrico (CECOEL) de REE. El CECRE recibe información en tiempo real de cada planta generadora cada 12 segundos. El CECOEL tiene suficiente poder y control sobre las plantas generadoras para ejecutar las órdenes del CECRE cada 15 minutos. De esta forma, la estabilidad del sistema está garantizada en caso de aumentos o descensos súbitos de la generación en plantas individuales.

7. Cooperación entre generadores

Una de las mejores prácticas en este sentido es la ¡implementada por el California Independen! System Coordinator (CAISO). CAISO ha implementado un Programa de Participación de Recursos Intermitentes (PIRP) que permite a plantas cólicas individuales auto programarse de acuerdo a tecnologías compartidas de previsión. Una herramienta utilizada por CAISO en el manejo de la red es el mercado de servicios complementarios. Los generadores pueden ofrecer productos especiales de energía en este mercado que permanecen en stand-by y están listos para actuar en caso de producirse la baja súbita de una planta generadora o de la transmisión. En este mercado se ofrecen cuatro tipos de servicios complementarios: "regulation-up", "regulation-down", "spinning reserve" y "non-spinning reserve". Al ofrecer mercados para estos productos de servicios complementarios, CAISO ha logrado mejorar significativamente la estabilidad del sistema. La legislación chilena podría incorporar tales elementos de acuerdo a las circunstancias locales.

8. Permitir intercambios de electricidad no programados para ER variable

Los generadores deben programar la inyección al sistema de acuerdo a los horarios y cantidades acordados con la entidad regulatoria. Para disuadir a los generadores de desviarse de la programación acordada, suele establecerse una penalización a intercambios no programados en forma de multas progresivas. En India se ha establecido que generadores de ER flexible están sujetos al pago de multas solo cuando la inyección no programada exceda lo estipulado en un 30%. Sería posible incluir un sistema similar en la ley de transmisión chilena.

El Director Ejecutivo de GPM A. G. señor CARLOS BARRÍA, señaló que el proyecto de ley en discusión era muy importante para el país y que en él se plasman modificaciones relevantes esperadas por mucho tiempo y que constituyen un aporte para el desarrollo del sistema eléctrico.

Explicó a la Comisión que su asociación representa a los pequeños y medianos generadores, siendo su principal misión impulsar el desarrollo del mercado eléctrico, promoviendo competitividad y entregando valor a sus asociados, aportando información competitiva para la discusión de políticas energéticas y del mercado eléctrico, buscando un mayor perfeccionamiento de este sistema.

La asociación agrupa a empresas generadoras que se encuentran funcionando y están conectadas al sistema central, donde ya hicieron las inversiones. Además, son una organización inclusiva, porque tiene pequeños y medianos generadores de distinta envergadura, que es diversa porque incorpora muchas y variadas tecnologías y busca ser propositiva ante los cambios de políticas energéticas y de regulación. Tienen presente una visión de largo plazo respecto a las distintas decisiones dentro del mercado. Sus asociados tienen 1300 Mwatt instalados en los sistemas eléctricos, con sistemas de generación desde Iquique hasta la isla de Chiloé, con diversidad tecnológica.

A su juicio, una de las principales propuestas del proyecto de ley es la creación de un coordinador independiente en el sistema eléctrico nacional, organismo sin fines de lucro y con personalidad jurídica propia, algo que hoy no tienen los CEDEC, con función de interés público, lo que se estima relevante, destacando su función de monitoreo y supervisión del mercado eléctrico y además se le exige considerar estándares de transparencia. Se plantea que el coordinador esté compuesto por un Consejo de 7 miembros con deberes concretos y con responsabilidades, que es un cambio respecto de los actuales directores que tienen los CEDEC.

Indicó que el proyecto plantea también una planificación energética, lo que les parece muy favorable, especialmente porque tanto del Ministerio de Energía como de la CNE tienen una visión de largo plazo, de 30 años, respecto de cómo tienen que desarrollarse los sistemas de transmisión integrando las zonas con mayor potencial energético donde se expande la demanda.

La preocupación por los polos de desarrollo también es relevante, porque permite pensar hacia dónde tienen que expandirse y desarrollarse los sistemas de transmisión. Asimismo, la definición de trazados es importante por cuanto significa que el Estado encabeza los procedimientos para estudiar las líneas de transmisión. Luego se consideran todos los procesos de acceso abierto, que se re conceptualizan y revisan, señalando que todas las instalaciones tendrán acceso abierto entregando al coordinador una función importante que permite aprobar las conexiones y supervisar y ejercer las responsabilidades de acceso abierto.

Por otra parte, hay un cambio importante en la remuneración del sistema, se recalifican las instalaciones de transmisión de manera funcional, hay un nuevo formato de los sistemas de transmisión donde se estampillan a la demanda. Además, el proyecto aprovecha de definir temas normativos y de derecho regulatorio en seguridad y calidad del servicio, lo que creen positivo.

Respecto de los comentarios y observaciones de su asociación al proyecto de ley, señaló que en lo general el proyecto de ley es muy positivo para el mercado pero se plantean algunas mejoras miradas desde el estudio que han realizado en la asociación.

Sobre el nuevo coordinador del sistema eléctrico, el artículo 72.4 se refiere a los procedimientos técnicos que tiene que elaborar periódicamente el coordinador. Dispone esta norma que la CNE podría, en cualquier oportunidad, solicitar fundadamente modificaciones de los procedimientos en el caso que no se ajusten a la normativa vigente o si resultan insuficientes o incompletos. En su opinión el Panel de Expertos pierde una atribución que ha sido fundamental en el éxito de su gestión. Con la legislación vigente, los procedimientos que elaboran los CEDEC pueden ser discrepados en el Panel de Expertos y el dictamen de este es vinculante o de alguna forma es resolutivo.

Entiende que con el cambio propuesto en los procedimientos, la CNE, incluso después del dictamen del Panel de Expertos podrá, según su criterio, cambiar o modificar estos procedimientos que son de carácter técnico. Son de opinión de mantener la atribución que tiene el Panel de Expertos, como tribunal especial de la ley eléctrica, para que sea la instancia resolutiva final en las materias que son muy técnicas, como los procedimientos que tiene que elaborar el coordinador.

La propuesta de la asociación respecto de este artículo 72.4 es que se debe mantener como última instancia resolutiva el Panel de Expertos en la definición de estos procedimientos, sin perjuicio que la CNE debe tener instancias específicas para la modificación de aquellos.

En segundo lugar, respecto del Panel, estiman que se debe aprovechar la instancia para consolidar el referido panel y reforzar su rol como instancia de resolución final de discrepancia en el sector eléctrico. Recordó que varios estudios señalan que este tribunal ha sido exitoso en su gestión de más de 10 años para resolver las discrepancias en ese sector.

En lo que se refiere a los servicios complementarios, sus comentarios y propuestas señalan que el proyecto perfecciona bastante lo que se refiere a servicios complementarios, básicamente los servicios que entregan los distintos agentes del sistema, que permiten entregar seguridad en materias como el control de frecuencia y de tensión, y en una serie de servicios que a través de distintos elementos e instalaciones o formas de operar entregan dicha seguridad.

Sostuvo que quien decide hoy qué tipo de seguridad se entrega en el sistema eléctrico es el CEDEC. Este proyecto de ley define que es el nuevo coordinador el que instruye a los coordinados la implementación de los servicios complementarios, siendo esta implementación obligatoria la que se realiza a través de dos tipos de procesos. Un proceso de licitación o un proceso de instalación directa, luego la CNE define los servicios, la metodología de pago, la remuneración y su método de valorización.

Aseguró que este perfeccionamiento de los servicios regulatorios es positiva, pero se debe aprovechar la instancia para generar un marco más estable en la remuneración de los servicios complementarios, dando certidumbre y estabilidad, porque habrá inversionistas encargados de entregar estos servicios, pero no parece cierto y estable lo que se refiere a la remuneración de largo plazo que tienen estas instalaciones, elementos y servicios.

Para esto sería positivo dar un procedimiento más estructurado para la determinación y valoración de los servicios complementarios, para lo cual lo han dividido en tres partes.

La primera consiste en incluir en el proyecto de ley la definición de un procedimiento especial, reglado en tiempos y bien estructurado para la determinación y valoración de servicios complementarios, realizado por la CNE, como lo plantea el proyecto de ley.

En segundo lugar, que sea análogo a los procesos de tarificación de transmisión, que hoy existe y que este proyecto perfecciona, lo que entregará estabilidad y certidumbre para recuperar las inversiones que se van a hacer para la entrega de estos servicios complementarios.

También consideran que se debe incluir un horizonte de 10 años como período de vigencia. Los distintos elementos técnicos que se entregan como servicios complementarios son muy diversos, por lo que se debe especificar respecto a cada uno de ellos. Estimó que este cambio permitirá tener mayor competencia respecto de la entrega de servicios complementarios en las eventuales licitaciones que se realizan y además disminuye el riesgo, lo que va a permitir tener mejores resultados económicos y una mayor participación de agentes.

En materia de compensaciones hizo presente su preocupación por dos tipos de incumplimientos: los derivados del suministro y por falta de disponibilidad de instalaciones. A su juicio, los cumplimientos y los estándares normativos y las sanciones tienen que ocurrir, pero el procedimiento que plantea este proyecto de ley, requiere de alguna revisión.

Señaló como inquietante y que produce incertidumbre una propuesta que genere compensaciones automáticas, considerando valores para estas fallas y compensaciones que son bastante altas. El proyecto considera que el costo de falla de corta duración será de 14 mil dólares aproximadamente el Mwa/hora, valor que no refleja la naturaleza del costo de suministro que se ve afectado. Por ello, proponen que se definan los valores de compensación, que sean coherentes con la naturaleza del costo del suministro que se ve afectado. Explicó que de esta manera no se impondrá una carga financiera a los proyectos, particularmente a los pequeños y medianos, que podrían llegar a tener problemas financieros ante la imposibilidad de pagar estas sanciones.

Respecto a las sanciones por indisponibilidad de instalaciones considera que el proyecto no logra definir el objetivo que busca este tipo de compensaciones, atendida la indeterminación de esta indisponibilidad y la definición de la compensación, que en los términos que plantea el proyecto de ley es bastante compleja y resulta inquietante que las sanciones no tengan un techo, de la manera que hoy lo plantea el proyecto de ley esos montos son desconocidos, y como se está definiendo la manera en que se pagan estos sobre costos del sistema eléctrico, tendría consecuencias para empresas pequeñas y medianas que las podrían llevar a la quiebra.

Algo particular en este mercado, es que dentro de la indisponibilidad de generación en el sistema son consideradas como un castigo en el cálculo de la potencia firme de las centrales generadoras, lo que condiciona sus ingresos, y ahí ya se refleja un castigo. Además, cuando una central de generación eléctrica no está disponible no genera ingresos por la vía de inyectar energía en el sistema eléctrico, de manera que eso también castiga a la empresa generadora por no disponibilidad.

Señaló que en este caso y dado que ya existen sanciones por indisponibilidad de generación y ellas son consideradas en el mercado a través del castigo a la potencia firme, estima que se debiera eliminar este tipo de compensaciones para generación, porque sería una multa o castigo duplicado.

Respecto a las instalaciones de transmisión el proyecto de ley las considera, por lo cual estima necesario acotar las compensaciones, que tengan un techo de forma que no sean montos desconocidos. Por ejemplo, considerar la anualidad de la inversión, lo que determina un monto conocido o techo, que sería posible de incorporar.

Respecto del artículo 114, hizo una observación técnica puntual, que se refiere a la remuneración de la transmisión. El proyecto señala que dentro de cada uno de los sistemas de transmisión, nacional y zonal se establece un cargo único, que será pagado por la demanda, tantos clientes regulados como libres. Agregó que este cargo único va a constituir un complemento a los ingresos tarifarios reales para recaudar el valor anual de la transmisión de cada tramo. Explicó que lo que hay que pagar es lo que percibe el propietario de las líneas de transmisión es el VATT, es decir, el Valor Anual de la Transmisión por Tramo, valor calculado por la CNE.

Por otra parte, este proyecto de ley mejora y perfecciona el procedimiento para hacer estos cálculos, pero básicamente esto lo percibe el transmisor por cada una de sus líneas. Esto se paga a través de los cargos únicos, que serán pagados por la demanda y a través de los ingresos tarifarios reales, durante una operación normal del sistema eléctrico.

Acotó que para entender el problema se debe determinar que son los ingresos tarifarios. Estos corresponden al valor económico de las pérdidas de transmisión, las pérdidas físicas de las líneas. Un sistema de transmisión va desde un punto a otro. Las líneas de transmisión son “fierros” que se calientan y tienen pérdidas, de esta manera lo que entra por una línea no es lo que sale por la misma. Esa diferencia entre lo que ingresa y lo que sale del sistema de transmisión, en términos económicos, es lo que se llama ingreso tarifario. Además, resultan de los balances de inyección y del retiro del mercado spot. Estos Ingresos tarifarios debidos a estas diferencias permiten hoy ayudar a pagar los pagos por transmisión en el sistema eléctrico.

Sin embargo, estos ingresos tarifarios cambian cuando ocurren congestiones en el sistema de transmisión. Esto sucede porque el sistema tiene un conductor que tiene límites de transmisión y en algunos escenarios, horas del año, dependiendo de la operación del sistema eléctrico, se produce la congestión. Por ejemplo, en la zona del norte chico, se están incorporando una serie de proyectos fotovoltaicos y eólicos y dado que tienen excedentes de energías y las líneas tienen un límite de transmisión; no se puede inyectar al sistema toda la energía que podría atendido el recurso renovable que tienen. Ahí el efecto de la congestión es relevante y cuando esto sucede, los ingresos tarifarios reales, que son la diferencia de precios entre una zona y otra, cambian, sube demasiado e incluso podría aumentar tanto que cubra ese monto del valor anual de transmisión por tramo.

Planteó que bajo condiciones de congestión de la transmisión, la diferencia de precios entre los distintos nudos sube considerablemente, y hay que considerar que esta subida no es gratis. Como la línea está en congestión, eventualmente no puede generar toda la energía que podría producir de manera barata. Al haber mucha energía los precios bajan, incluso las limitaciones de transmisión podría hacer que se vierta energía. Pero como la demanda no puede abastecerse con toda la energía barata, debe hacerlo con energía más cara. En este caso de congestión, el ingreso tarifario es mucho más alto que el caso normal, incluso transfiriéndose menos energía.

Como conclusión y propuesta, señaló que las congestiones se originan porque las líneas de transmisión no logran llegar a tiempo. Son condiciones extraordinarias en el sistema eléctrico, pero cuando es necesario evacuar toda la energía de un punto a otro de destino, si la línea no da, hay que ampliarla, lo que importa una expansión sobre la cual hay todo un procedimiento y el proyecto deja como responsable a la CNE de esas ampliaciones.

Las congestiones son una problemática porque las líneas están limitadas y no han llegado o no se han hecho nuevas líneas para evacuar toda esa energía. Esta situación perjudica a los generadores que pueden producir a menores costos. Además, quienes están retirando energía en la demanda, comercializando su energía, sacan esa energía a un precio más caro en el mercado spot, en el balance de transferencia.

Explicó que Chile tiene un sistema de transmisión longitudinal, con recursos lejos del centro de demanda que está en la zona central. El esquema de remuneración propuesto en el proyecto de ley no considera los escenarios de congestión. Este proyecto de ley debe perfeccionarse y considerar escenarios de congestión. En otros mercados eléctricos y en la teoría de estos mercados, siempre se considera la gestión de las congestiones.

Agregó que la naturaleza de los ingresos tarifarios es el valor económico de las pérdidas de transmisión, no necesariamente de las congestiones. Se manifestó partidario de separar de los ingresos tarifarios estas diferencias, valores que resultan de la operación del sistema. Además, las congestiones deben ser definidas bajo un concepto de renta por congestión, como una cantidad que resulta de la operación de esta congestión y que debe ser asignada de la mejor forma posible.

Su estimación es que esta asignación debe hacerse de acuerdo a los agentes que resultan perjudicados en la congestión. Se debe considerar que su participación en nuevas líneas de transmisión, de ampliaciones de los sistemas de transmisión, es limitada. De hecho, el proyecto de ley define esa responsabilidad en el Estado, a través de la CNE. Por lo tanto, cree que se deben considerar los ingresos tarifarios como pérdidas y separarlos, creando a su vez, las rentas por congestión.

A continuación, como dice el proyecto, recaudar el valor anual de transmisión por tramo sólo ingresos tarifarios reales por pérdida los que serán un complemento a la recaudación por uso. Luego las rentas por congestión, cuando estas ocurran, asignar las rentas por congestión, de manera que se compense a los afectados a nivel de balance de transferencia del mercado spot, tanto los que inyectan energía a un precio menor de lo que debiera ser y los que generan menos de lo que debieran. Además, se ven afectados quienes tienen que retirar energía de la zona de demanda porque subió el costo marginal.

Un punto importante es que los clientes finales no ven estas diferencias, porque es básicamente un resultado de las operaciones de corto plazo del sistema eléctrico y afecta los balances de transferencia de corto plazo del sistema. Recordó también que lo pagan los clientes regulados por la energía, está basado en contratos de suministro de licitaciones que se hacen para el largo plazo, 15 ó 20 años o más, de manera que esto es algo que ocurre en el mercado de muy corto plazo.

Señaló que hay que hacer algunas precisiones en relación con el artículo veinte transitorio, respecto a lo que define. Estima que el período de 15 años de transición para pasar del esquema actual de remuneración del sistema al de estampillado, le parece un plazo muy amplio. Recordó que la Ley Corta I fue aprobada en 2004 y 10 años después se discute una nueva propuesta legislativa, estimando como algo prudente un plazo entre 5 y 10 años. Agregó que pese a que existe una norma transitoria para definir los pagos a través del estampillado no existe un transitorio análogo para los ingresos tarifarios reales y es algo que sería conveniente definir.

Por último, señaló que no hay claridad respecto de las prorratas que se calculan al final del 2018, cuando empieza la transición al año siguiente, sobre cómo se definen las asignaciones de área de influencia común de los sistemas de transmisión troncal.

El diputado Marcos Espinosa, en relación con el conjunto de empresas pequeñas y medianas generadoras eléctricas, que producen un total de 1.390 Mwa, preguntó por el desagregado de esa producción para saber cuántas corresponden a energías renovables.

El señor Barría, Director Ejecutivo de GPM A. G., explicó que hay empresas de biogás, de biomasa y de hidroelectricidad que pertenecen a la asociación que representa, entre las cuales hay mini hidroeléctricas y medianas.

El Presidente de la Comisión, diputado Luis Lemus, consultó si en su calidad de representante de pequeños generadores, este proyecto representaba una mejor oportunidad y si las energías que se encuentran más apartadas o retiradas del sistema, tendrán posibilidad de poder incorporarse al sistema. Se comprende que se trata de trasladar más energía porque hay mayor necesidad de ella, pero es claro que también la energía es cara en Chile. Por ello, consultó si este proyecto contribuirá a tener mejores precios.

El señor Barría, Director Ejecutivo de GPM A. G., respondió que respecto del aporte a los pequeños y medianos generadores, este proyecto de ley permite definir los polos de desarrollo, los que generalmente se encuentran en zonas alejadas y las líneas de transmisión siempre permitirán una mayor competencia, porque todos los agentes podrán ingresar su energía al sistema eléctrico, sin que ocurran las mencionadas congestiones. En este sentido el proyecto es muy bueno para los generadores porque hay una mirada de más largo plazo, de revisión contante de los sistemas de transmisión para no quedarse cortos, de manera de poder recomendar nuevas líneas hacia donde están los generadores.

Además, en la medida que se cumpla con lograr mayor competencia, se cumplirá también con la meta de obtener mejores precios, que es un tema básico de cualquier sistema de transmisión en el mundo, lo que permite incorporar todo tipo de energía.

Hay pequeños generadores que se conectan a redes de distribución. Aunque el espíritu del proyecto es de transmisión, esto es bueno porque no habrá limitación respecto a ello.

Presentación del Gerente General de la TRANSELEC S.A., señor ANDRÉS KUHLMANN J. y del Vicepresidente de Asuntos Jurídicos señor ARTURO LE BLANC C.

Señaló el señor KUHLMANN que Transelec S.A., es la principal empresa de transmisión eléctrica del país, con más de 60 años de historia, cuyo principal objetivo es contar con una red de transmisión robusta que permita a los chilenos disponer de un suministro eléctrico sin interrupciones, transportando energía eléctrica al 97% de la población que habita entre Arica y Chiloé. Destacó especialmente el expositor que en el desarrollo de sus proyectos, Transelec se ha preocupado especialmente de la incorporación e interacción con las comunidades locales. Lo anterior es de especial relevancia al considerar que Transelec se encuentra presente desde Arica a Chiloé, atravesando diversas localidades y comunidades, lo cual la transforma en una empresa única en el país con ese nivel de presencia nacional.

En relación a la composición de la compañía, los accionistas de Transelec son fondos de pensiones y de inversión de origen canadiense, con objetivos responsables y de largo plazo, que han invertido a través de la compañía en el desarrollo del país, con confianza en la estabilidad del ordenamiento jurídico e institucionalidad vigente. A partir del año 2009, Transelec ha invertido alrededor de US$1.000 millones en transmisión, pero hoy existe un déficit de inversión debido a que los proyectos toman mucho tiempo en desarrollarse, demorándose entre 5 a 7 años. Dicha situación genera mucha incertidumbre, y para invertir se requiere de certeza y estabilidad en las reglas del juego.

En este sentido, el proyecto de ley que se está tramitando incorpora los diagnósticos que se han realizado de muchos años atrás, pero debe considerarse que el negocio de la transmisión es de alta inversión y con plazos largos (mayores a 20 o 30 años), con lo cual la recuperación del capital invertido se produce de una manera muy lenta, por plazos muy extensos, durante la vida útil del activo, por lo que la previsibilidad y estabilidad en los flujos es un factor clave.

Indicó que Transelec reconoce la importancia de la transmisión troncal como un facilitador de la competencia en generación, clave para la seguridad del suministro, y que la transmisión influye de forma marginal en el precio de energía (alrededor del 3% de la cuenta del consumidor final), por lo que su incidencia es muy baja en las cuentas de luz. Así, el escenario actual las tecnologías de ERNC y otras convencionales han tenido que alejarse de los centros de consumo por lo que se ha requerido una inversión mayor para el desarrollo de la transmisión.

De esta manera, la transmisión, adecuadamente dimensionada y oportunamente desarrollada, contribuye a la formación de una matriz energética diversificada, reduce los precios de la energía al permitir que todos los generadores compitan en un mismo mercado, y facilita la entrada de nuevos actores, además de otorgar confiabilidad al suministro eléctrico.

2. Respecto del proyecto de ley de transmisión.

El señor Kuhlmann, Gerente General de la TRANSELEC S.A., destacó positivamente la incorporación de una planificación de más largo plazo y con holguras, tanto energética como para la transmisión, y la mayor legitimidad de los proyectos como resultado de las nuevas instancias de participación ciudadana, en cuyo caso será necesario cautelar que dicha participación se enmarque dentro de las instancias institucionales adecuadas. Como sector de transmisión, no se puede instalar una línea al lado de otra, pues ambiental y socialmente no es viable y, por ello, hay que invertir en dicha holgura.

En este contexto, agrega, cabe destacar que producto del desarrollo económico Chile incrementó el ingreso per cápita, lo que significa que como ciudadanos exigimos mucho más en cuanto al cuidado del medio ambiente y los proyectos industriales que lo pueden alterar, lo que conlleva que para que los proyectos de transmisión sean validados por la comunidad, se requiere de más tiempo.

Así, antiguamente, cuando se planificaba el sistema de transmisión, ésta seguía a la generación. Hoy, producto del tiempo más largo que toman los proyectos de transmisión y el tiempo más corto que puede llevar el desarrollo de proyectos de generación (ej.: proyecto fotovoltaico), cambió el paradigma vigente, es decir, la generación sigue a la transmisión.

Por otro lado, resulta novedosa la incorporación de los estudios de franja para la realización de obras nuevas, pero deberá revisarse que el proceso no resulte demasiado largo y complejo, y que en definitiva tanto la evaluación ambiental estratégica como las consultas ciudadanas realizadas en el marco de los estudios de franja se traduzcan en la práctica en plazos más reducidos y menores oposiciones de las comunidades para los procesos de evaluación ambiental de los proyectos desarrollados por los adjudicatarios de dichas obras.

En el mismo sentido, y dado que aquellas líneas que pertenecen al sistema de transmisión troncal y las que se construyen en base al interés público, postulan a ser un corredor eléctrico a muchos años plazo, deben tener una legitimidad suficiente y una pre-aprobación de las comunidades para su materialización.

Asimismo, será necesario perfeccionar la regulación de esta materia estableciendo limitaciones sobre la propiedad en la franja, con el fin de evitar que especuladores compren las tierras implicadas.

Finalmente, el señor Le Blanc, Vicepresidente de Asuntos Jurídicos de Transelec S.A., señaló que le parece muy positiva la nueva institucionalidad del coordinador único del sistema, pero que habrá que revisar los mecanismos de designación de Consejeros por parte del Comité Especial de Nominaciones, para resguardar su independencia de la autoridad y de las empresas, y para garantizar que cuenten con la necesaria experiencia técnica en la operación del sistema eléctrico, así como regular con mayor claridad el régimen de responsabilidades asociado a la institucionalidad del Coordinador para asegurar una óptima operación del sistema.

Por otro lado, el señor Kuhlmann, Gerete General de Transelec S.A., señaló que consideraba necesario abordar las siguientes materias en el Proyecto de Ley, según se indica a continuación:

a) Calidad de Servicio

La transmisión troncal ha logrado mejoras sostenidas en este aspecto, de hecho, Transelec ha reducido su tasa de fallas en un 63 por ciento, en parte, debido al aumento de los estándares de seguridad que se ha implementado en la planificación a largo plazo. Ello ha permitido, por ejemplo, que las interrupciones a clientes libres a nivel de transmisión troncal, solo representen menos de un 5 por ciento del total de las fallas anuales producidas en el SIC. Así, de las 15,65 horas de interrupción durante el 2014 reportadas por la SEC, sólo 6,5 minutos corresponden a la Transmisión Troncal.1

En cuanto a los tipos y niveles de sanciones (compensaciones), el proyecto de ley los aumenta drásticamente, lo que podría significar graves perjuicios o incluso la quiebra de empresas operadoras de los sistemas de transmisión. Asimismo, el régimen propuesto podría derivar en una triple sanción, por cuanto las empresas transmisoras estarían expuestas a compensaciones por indisponibilidad de suministro e indisponibilidad de instalaciones y, adicionalmente, a multas de la SEC.

En el mismo sentido, las compensaciones por indisponibilidad de suministro implican incrementar el valor de las compensaciones hasta en 16 veces (80 veces el valor que el cliente paga por energía), lo cual podría incluso provocar la quiebra de las empresas sancionadas.

En cuanto a la indisponibilidad de instalaciones, su procedencia implicaría el pago por daños que según los principios generales del derecho no se indemnizan. Así, el transmisor deberá pagar, por ejemplo, por todos los elementos de la red, siendo que como dijimos anteriormente, sólo representa un 3 por ciento de la cuenta final.

Finalmente, en caso de mantenerse las multas de la SEC y los otros dos tipos de sanciones, una empresa podría enfrentarse a tres sanciones por un mismo hecho, lo que también es contradictorio con principios fundamentales del derecho.

En esta materia, existen mejores prácticas internacionales que podrían servir de guía para el diseño adecuado de un marco de compensaciones, respecto de países que tienen estándares mínimos a partir de los cuales se sanciona y criterios de seguridad N-1 o mayores. En muchos de estos países existen incentivos por buen desempeño y las compensaciones tienen relación con el servicio prestado. Adicionalmente, y a diferencia de lo que ocurre en otros mercados, los servicios que prestan las transmisoras no pueden asegurarse, ya que las compañías de seguros no pueden asumir dichos riesgos, ya que la SEC define las interrupciones como ilegalidades por parte de éstas.

Agregó el señor Le Blanc, Vicepresidente de Asuntos Jurídicos de Transelec S.A., que en la práctica la SEC no acepta la fuerza mayor para las fallas generadas en transmisión ni tampoco aplica las indisponibilidades aceptables reconocidas en la regulación (ya que el sistema no se planifica para evitar todo tipo de fallas y los equipos fallan), por lo que se hacía muy necesario regular adecuadamente estas materias de calidad de servicio y compensaciones. Explicó la falla post terremoto ocurrida el 14 de marzo de 2010 en una instalación de la VIII Región, la cual fue sancionada por la SEC, se ordenó el pago de compensaciones y, finalmente, fue confirmada por los tribunales. Aclaró que la mayoría de las fallas ocurren a nivel de Subtransmisión, donde los niveles de interrupción son más elevados, y cuya causa principal radica en una planificación sin redundancia, sin considerar la incidencia del terremoto y sus réplicas en la generación de la misma.

Por tanto, como Transelec, proponemos lo siguiente:

? Que la sanción se calcule a partir del servicio prestado (y no al impacto en el consumidor por la energía no entregada, ni al daño indirecto ocasionado).

? Definir un techo para el monto de las compensaciones asociado al valor de los activos con falla o del tamaño de la compañía.

? Compensar sólo a clientes regulados (no a clientes libres).

? Eliminar las compensaciones por indisponibilidad de instalaciones, ya que hoy ya existen multas SEC asociadas.

? Incorporar premios por calidad de servicio superior al estándar, no sólo castigos, como muchos países desarrollados lo hacen.

b) Remuneraciones

Chile es la cuarta economía con más bajas tarifas de transmisión de 38 países de la OECD y Latinoamérica. Transelec posee la más baja rentabilidad comparada con empresas similares en otros sectores regulados en el país. Adicionalmente, y tal como señalamos con anterioridad, el costo de la transmisión troncal es una parte muy pequeña del valor de la cuenta de electricidad (3 por ciento), y el servicio brindado cumple con altos estándares de servicio.

Cambio en la tasa de descuento

? El proyecto de ley modifica el sistema de tarificación de manera importante, afectando la rentabilidad de las empresas de transmisión sin una adecuada justificación. Así, podemos señalar que, por ejemplo, en Colombia la tasa es de 11 por ciento antes de impuestos, en Perú es de 12 por ciento antes de impuestos (considerando que en Chile la tasa actual es de un 10 por ciento antes de impuestos).

? Esta modificación es un castigo a los que hemos invertido en el pasado y queremos seguir invirtiendo a futuro, dificultando la previsibilidad de flujos y el financiamiento en el largo plazo.

Modificación en los criterios de valoración de las servidumbres, impactando gravemente a las empresas existentes:

? Cambio sustancial en las reglas del juego al alterar la metodología de valoración de las servidumbres previas al 2004 al valor efectivamente pagado.

? Este cambio lo consideramos arbitrario, y podría impactar severamente el valor de la compañía.

? En la práctica se dejaría de remunerar activos por los que los actuales accionistas pagaron al comprar la compañía

Incorporación de economías de ámbito al cálculo del costo de operación y mantenimiento

? Lógica incompatible con el modelo actual basado en “Empresa Modelo Eficiente”.

? De querer pasarse a un modelo “Empresa Real” (donde sí se debiesen considerar economías de ámbito) debiesen remunerarse otros costos, como por ejemplo los equipos de ingeniería y de desarrollo de negocios.

c) Rol del Panel de Expertos

El proyecto de ley establece que el Panel no podrá referirse sobre “la legalidad de las actuaciones del Coordinador, la CNE o la SEC, las que están sujetas a los controles de juridicidad establecidos en la legislación...”

Frente a la inexistencia de tribunales contenciosos administrativos se necesita un órgano independiente que de manera rápida resuelva los conflictos en la industria. Este asunto ya fue zanjado en la discusión de la Ley Corta I, donde se incorporó un órgano como el Panel, dotado de las atribuciones que el proyecto de ley busca quitarle.

Existe consenso respecto del gran aporte del Panel a la industria en estas materias. Éste da certeza y resuelve diferencias en tiempos y costos acotados.

Se propone mantener la facultad del Panel para referirse a la legalidad de las actuaciones del Coordinador, la CNE o la SEC.

3. Conclusiones.

Un sistema de transmisión robusto es clave para facilitar la competencia en generación, contar con una matriz de generación diversificada y otorgar confiabilidad al suministro eléctrico.

Robustecer el sistema de transmisión impacta marginalmente el valor de las cuentas de electricidad pero permite generar ahorros en el costo de la energía.

El proyecto de ley representa una mejora respecto del marco regulatorio existente en diversas materias, sin embargo existen tres dimensiones que creemos que requieren perfeccionamiento:

? Calidad de servicio: se debe corregir el nivel y tipo de compensaciones propuesto.

? Remuneración.

? Cambio en la Tasa de descuento.

? Servidumbres: debiese mantenerse el modelo vigente.

? Economías de ámbito: no es conveniente incorporar el concepto.

? Panel de Expertos: debiesen mantenerse sus facultades.

Finalmente, señaló que como Transelec les preocupa la aplicación práctica del proyecto de ley, dada su complejidad. Por este motivo expresó su voluntad de colaborar en lo que se requiera para hacer que esta iniciativa se implemente de manera exitosa

El Presidente del Directorio del CDEC–SING, señor EDUARDO ESCALONA, informó que concurre con el señor Daniel Salazar, quien es Gerente de CEDEC SING. Indicó que en su presentación abordará algunos temas que le permitirán entender lo que es esta organización y que se encuentra en tránsito hacia el denominado Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional.

Primeramente indicó que es importante entender la misión que tienen los CEDEC y plantear los desafíos que se están abordando con bastante anticipación sobre elementos claves del desarrollo del sistema eléctrico nacional, porque éste es más que la interconexión física de los sistemas. Además, planteó que se deben conocer los proyectos de generación que se encuentran en construcción, particularmente en el SING, los esfuerzos hechos para tener mejor acceso y transparencia en la información y del funcionamiento de la organización y por último se expondrá un análisis del proyecto de ley con los aspectos que se consideran de mayor relevancia.

El señor Daniel Salazar, Gerente de CEDEC SING. explicó que el CEDEC es el Centro de Despacho Económico de Carga, organismo encargado de la coordinador, razón por la cual se le suele denominar coloquialmente como el coordinador, del sistema eléctrico, que tiene como mandato velar que la operación sea segura y económica, la que debe estar presente en la toma de decisiones, y que requieren ser asumidas de manera centralizada porque la multiplicidad de agentes que hay en un sistema eléctrico es alta y también los intereses de agentes que participan en los distintos segmentos. Por lo tanto este es un modelo centralizado que se presenta además, como el único factible en el país.

Indicó que este es un mercado que tiene particularidades. La producción debe equilibrarse instantáneamente con la demanda, de manera que lo que se consume, segundo a segundo, debe estar directamente alineado con la producción y eso obliga a centralizar la producción física, siendo uno de los pocos mercados en que esto ocurre. Eso obliga a centralizar la producción física, y producto de los diversos intereses que existen al interior del mercado, también debe centralizarse la operación económica. Lo mismo ocurre con la operación comercial y las transferencias que ocurren por la operación son también responsabilidad del CEDEC.

El CEDEC SING, se ocupa de la zona norte, regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta, de manera que se abastece la zona norte del país, con particularidades que no siempre son tan visibles a las discusiones que se dan en la zona central. La zona norte tiene un sistema propio que es eminentemente industrial, en el que cerca del 90 por ciento de los consumos está dedicados a los clientes libres, de gran tamaño, principalmente la gran minería del cobre. El 10 por ciento restante se destina a los consumos de las ciudades. del norte grande.

Señaló que el sistema del norte grande es en su matriz principalmente térmico, pero que tiene un tremendo potencial para el desarrollo de energías renovables, especialmente la energía solar.

Hizo presente que un aspecto a destacar lo constituyen las fronteras con los países vecinos, lo que los ha llevado a tener una importante presencia en el nivel regional, de manera que la integración está muy presente en los negocios emprendidos, tanto con Perú como Argentina. Señaló que reviste un carácter especial porque se han cumplido con todas las tramitaciones y autorizaciones para poder exportar los excedentes de oportunidad desde el SING hacia el sistema eléctrico argentino. Esto se debe a que en la época de abundancia de gas se desarrollaron proyectos a través de gasoductos y también de una línea eléctrica, con una central en la frontera argentina para abastecer a la frontera norte. Al producirse la crisis del gas, esa infraestructura quedó en desuso, ahora se recuperó y se reutilizó.

Este es un tema de futuro, especial en el cual se está avanzando. Las interconexiones con Argentina y con el SINC son una realidad que debe estar presente en la agenda con un tremendo potencial de desarrollo por las características de la zona norte del país.

Observó que se concurre a tres transformaciones. Una es de infraestructura. El sistema eléctrico, su red y los proyectos que se están construyendo, le darán otra fisonomía, por lo tanto se estará modificando lo que hoy conocemos. A lo anterior se agregan las transformaciones que incluye el proyecto de ley, principalmente en materia de transmisión y otras que son igual importantes. Por último destacó la transformación introducida en lo referido al Coordinador.

Estas transformaciones deben llegar al año 2018 como ejecutadas o implementadas y el sistema nacional, que se muestra para ese año, dice que cerca del 56 por ciento de la capacidad del sistema nacional será de raíz térmica, un 31 por ciento tendrá origen hidroeléctrico y las energías renovables irán tomando cada vez más peso, pasando a ocupar mayores espacios en la matriz, llegando a un 14 por ciento en 2018.

Explicó que existe una gran cantidad de proyectos y que según el último catastro que poseen se encuentran en construcción 49 proyectos en base a ERNC y 16 proyectos de energías convencionales. Señaló que esta cartera de proyectos concentra su fuerza principalmente en la Segunda Región, porque en la Región de Antofagasta se concentra el 51 por ciento de la demanda. Si se agrega la Región de Arica y Parinacota y la de Tarapacá y Atacama, el norte tiene un 70 por ciento de la capacidad. Es decir, el norte se proyecta como la gran fuente de energías que tiene el país, no sólo para abastecimiento local, sino también, a partir de las energías renovables para exportar.

En términos tecnológicos, la mayor proporción de energía vendría o dependerá de proyectos de energía solar, con cerca del 43 por ciento de esa fuente, siendo el norte el que tiene más potencial para generar ese proyecto. Luego se tiene una mixtura entre carbón, GNL y otras fuentes hasta llegar al año 2018.

Un esfuerzo importante que está presente en el proyecto de ley, que agrega valor y con un muy buen estándar, es el de la información y transparencia. El mercado eléctrico, por la cantidad de agentes, por lo difícil de su comprensión, por lo que cuesta explicar una tarifa y cómo funciona, necesita información y transparencia, por lo cual ha resultado necesario avanzar de manera proactiva en estas materias que necesita de mayor transparencia e información para el sistema y para el ente coordinador.

El señor Eduardo Escalona, Presidente del Directorio del CDEC–SING, destacó que el proyecto de ley es muy importante y necesario, además de desarrollar una metodología en su elaboración y discusión como anteproyecto. Efectivamente fue participativo y hubo la oportunidad para exponer los puntos que se consideran de interés en la discusión. No obstante, es del parecer que deben realizarse algunos ajustes.

Puso de relieve lo relacionado con el coordinador, ciñéndose al objetivo de sus funciones, porque se crea un coordinador único, técnico e independiente, respecto de los actores del mercado, lo que estima que debe mantenerse.

Por otra parte, se establece una corporación autónoma y de derecho público, sin fines de lucro, ad hoc y con personalidad jurídica propia, que no forma parte de la administración del Estado, que no es un organismo privado y por lo tanto va a estar en construcción la forma en que se desenvuelve esta nueva persona jurídica. Esto soluciona el problema legal o formal que existía con la actual organización, porque el coordinador debe sujetarse al mandato legal.

El nuevo coordinador estará compuesto por un Consejo compuesto de 7 miembros, que serán elegidos por un comité especial de nominaciones a través de un concurso público. Los consejeros deben tener dedicación exclusiva e incompatible con toda otra remuneración, se establece una responsabilidad de los miembros del Consejo Directivo, que está sujeta a multas a aplicar por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, SEC, con un tope máximo de 30 unidades tributarias anuales y que excede la remuneración prevista para los consejeros en términos de mensualidad.

El presupuesto anual es fijado por el regulador y será fijado con cargo a un nuevo concepto, que es el de cargo por servicio público y que se financia por todos los clientes.

Por otra parte, a este nuevo coordinador se le entregan nuevas funciones en relación con las que tiene hoy el CEDEC como es colaborar con las autoridades en el monitoreo de la competencia del mercado eléctrico, lo que calificó como un desafío en la frontera de las facultades de la FNE, rol que se entiende desarrollará el nuevo coordinador.

Se establece expresamente una función de monitoreo de la cadena de pagos, que es clave para el funcionamiento de la cadena económica comercial en el CEDEC. También se implementan servicios de información pública que contengan las principales características técnicas y económicas de las instalaciones sujetas a coordinación.

Otras funciones nuevas pasan por la autorización de las conexiones a los sistemas de transmisión, garantizando el coordinador el régimen de acceso abierto y determinando también la capacidad técnica disponible en los sistemas de administración dedicados. Además, le corresponde instruir de manera obligatoria de los denominados servicios complementarios y coordinar los cambios internacionales de energía de acuerdo a la ruta ya trazada por el CEDEC SING.

Asimismo, destacó el proyecto en relación con el fortalecimiento de la autonomía e independencia del coordinador respecto de la propuesta de expansión para la planificación de la transmisión. Dado el rol eminentemente técnico que tiene el coordinador en la materia y que se encuentra en una mejor posición para poder analizar la información que se posee respecto del sistema que se va a expandir.

Además, la determinación de la transmisión debe considerar una adecuada coordinación entre el Ministerio de Energía y el ente coordinador respecto de la planificación energética y el estudio de franjas, dada la propuesta de expansión que debe formular el coordinador.

Consideró importante reducir el riesgo de designación conforme al interés del Gobierno de turno, lo que es particularmente relevante a la hora de contar con una institucionalidad nueva, autónoma e independiente, pero que esté en relación con el regulador. Lo que importa es que se permita el desarrollo del sistema de transmisión, el funcionamiento de la institución del coordinador y el de todas las funciones de coordinación que se desarrollan, por razones técnicas, para preservar la economía y seguridad del sistema y velar por el acceso abierto, y eso no necesariamente va de la mano con las políticas públicas que se puedan desarrollar por una institución con agenda política.

Indicó que es de toda justicia contemplar causas justificadas para activar el Comité Especial de Nominaciones, que es el que puede destituir o nombrar un Consejero. Señaló que es una manera de poner límites a la independencia y autonomía por la vía de destitución o remoción sin causa justificada, pero debe ser establecida por ley.

Además, se debe establecer la autonomía respecto del Gobierno. Al respecto recordó un aspecto del mensaje del proyecto. Dice que la independencia no significa autonomía, toda vez que debe sujetarse al mandato legal y del regulador. Estimó que el fortalecimiento se de con ambas acciones de la mano, tanto independencia como autonomía, y no una o la otra.

Expresó que será oportuno discutir sobre el límite de responsabilidad de los consejeros y en relación con el Director Ejecutivo y los demás cargos directivos que se establezcan en la organización.

Señaló que para apartarse del aspecto político, no es bueno que los consejeros duren cuatro años en sus cargos y se manifestó partidario de períodos de 6 años con renovaciones parciales de una mitad cada 3 años, regla que puede ser revisada en caso de modificarse el período presidencial, por ejemplo.

Se establecen también relaciones con la Ley de Acceso a la Información Pública, pero les parece insuficiente e incluso podría implicar reducir la información que hoy está disponible por medio del CEDEC y que el coordinador debe facilitar su acceso.

Hizo presente que el objetivo final de una regulación como la presente debe orientarse a promover la estabilidad en la figura del coordinador. Reconoció que han pasado años desde la reforma estructural del sector, pero es indispensable contar con un horizonte de reglas claras y transparentes que deben permitir las evaluaciones económicas que hacen los agentes y el coordinador.

Expresó que es oportuno revisar el criterio de compensaciones que establece el proyecto, asumiendo una discusión positiva en el sentido de introducir mecanismos que incentiven la disponibilidad e instalación de mecanismos de generación y transmisión sobre la base de una regulación por desempeño. Debe referirse tanto el establecimiento de efectos negativos de indisponibilidades como también el establecimiento de incentivos para casos en que se está por sobre los estándares.

Un aspecto en el cual colaboran con la CNE y el Ministerio de Energía, es el de la transición y transformación de estas instituciones que pasan a ser el Coordinador. Señaló que es muy importante precisar en el proyecto cuáles son las funciones y atribuciones que los CEDEC deben asumir desde la entrada en vigencia de la ley. Explicó que los CEDEC no son el coordinador: Hay un período necesario de capacitación, de conocimiento y difusión de la ley que irá de la mano con el primer año de entrada en vigencia, y poner presión para que se desarrollen todas las funciones para el coordinador, puede ser un efecto negativo al momento de lograr lo positivo de la interconexión de los sistemas.

Es por ello que en este proceso es necesario un diseño de transición moderado y seguro para la operación del sistema que permita garantizar la calidad operacional en cada segundo del proceso de tránsito de los CEDEC hacia el Coordinador.

El diputado Sergio Gahona coincidió con la apreciación que los invitados tienen respecto del proyecto de ley, que ha sido calificado de positivo. Requirió a Transelec conocer sobre las holguras del sistema en contraposición a las eficiencias del sistema, especialmente a las líneas dedicadas, sobre todo porque se ha anunciado que el precio será pagado por el consumidor final. Por ello requirió conocer la apreciación del sacrificio de la eficiencia en pro de la holgura, especialmente en las líneas dedicadas y además, por esta combinación que determina que el flete lo pagan todos los ciudadanos y no quién debe transportarlas.

Requirió más antecedentes sobre los costos de fallas y multas. Señala que está presente la idea de la exención por una fuerza mayor, de manera que pensar en terremotos no es una buena excusa para hacer el análisis de lo elevado de las multas. Dada la relación de costo falla, preguntó si existe algún seguro que cubriera estos fallos. Señaló que se entiende el uso de seguros en estos casos, pero que en los casos de fuerza mayor debieran eximirse del cobro de multas.

En relación con el Coordinador, consultó a los presentantes del CEDEC por el directorio de siete consejeros. Manifestó que no le era totalmente convincente la forma de nominación de estos consejeros, donde los representantes del Estado son mayoría o son todos designados por instituciones del Estado.

Otra consulta se refirió a la interconexión. Señaló que esta operará tanto para importar como para exportar energía. Cuando se fijan las tarifas eléctricas ellas son reguladas en funciones de los planes reguladores y de inversiones que se proyectan. Por ejemplo, las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras forman un componente y cada vez que hay un activo fijo se carga a la tarifa y por lo tanto todo usuario, especialmente regulado, está pagando esa inversión en la tarifa. Pero en este caso, la empresa puede usar esa inversión para la exportación de energía, lo que podría significar que los consumidores quisieran o pudieran compartir los beneficios que genera exportar energía y ello porque la inversión para exportar se hace con el cobro de la respectiva tarifa a los clientes. Igualmente consultó por el caso inverso, es decir ante la falta de energía en Chile se genera la necesidad de importarla de algún país vecino. Sin embargo, ello permitirá generar energía por vías no renovables.

Solicitó saber cómo impacta a generadores y transmisores que parte de la energía que tendría por objeto la exportación se está financiando con las tarifas locales. A la inversa, de qué manera puedan afectar a los clientes chilenos el suministro de energía que se trae desde el extranjero por las ineficiencias, fallas u otros problemas que presente.

El diputado señor Marcos Espinosa destacó el tenor aclaratorio de la exposición formulada ante la Comisión. Es de opinión que la presencia del Estado es necesaria para construir una política energética de largo plazo. Consultó a los representantes de TRANSELEC respecto de sus dichos en el sentido que poseen la más baja rentabilidad comparada con otras empresas similares en sectores regulados en el país. Se habla de una tasa de retorno del 10 por ciento aproximadamente mientras que en otros países ese retorno se calcula entre un 3 ó un 4 por ciento, por lo que les consultó su opinión al respecto.

Señaló que hay una importante y necesaria inclusión de las ERNC dentro de la matriz de generación energética. Precisó que es indudable que hay zonas con ventajas innegables como Antofagasta con el potencial de energía solar y las potenciales energías eólicas, además del incipiente uso de la energía geotérmica. No obstante esto, nuestro sistema eléctrico interconectado del Norte Grande es de gran envergadura longitudinal. Pese a todo hay ciudades o sistemas que aún no se conectan al sistema del SINC por asunto de costos de unirse a él.

Añadió que tampoco es factible la instalación de un sistema exclusivamente solar por los costos que conlleva y por la energía que se pierde que no se puede inyectar al sistema.

Consultó si con la aprobación de la modificación propuesta en el proyecto de ley habrá un desarrollo al unir los dos sistemas interconectados, desarrollo longitudinal, sino también latitudinal que permita el desarrollo de las ERNC que se desarrollan en las áreas interiores del país.

El diputado señor Miguel Ángel Alvarado recordó que se habló del tema sancionatorio en la calidad del servicio, especialmente de los regulados. Hizo presente las características especiales de nuestro país, en especial en materia de sismicidad, lo que implicaría características especiales para las construcciones, especialmente las que se refieren a la construcción de las líneas de transmisión, por lo que requirió que se refieran a ellas.

Además, preguntó si cualquier persona puede hacer presentaciones o requerir informaciones del coordinador del sistema.

El señor Kulhmann, Gerente General de TRANSELEC S.A., señaló que era preciso recordar que este es un país pequeño con un sistema eléctrico también muy pequeño, de un altísimo crecimiento, porque el aumento del consumo de energía siempre está en los países de alto crecimiento, por 2 ó 3 puntos arriba del PIB. En momentos que Chile crecía entre un 7 y un 10 por ciento anual, fue pionero en la ley eléctrica junto con Inglaterra. La gracia que tuvo fue que siendo un país pobre se diseñó un programa que era económicamente muy eficiente y que siguiera el crecimiento de la energía con una gran eficiencia económica. En términos de transmisión eso significaba una planificación de muy corto plazo, porque el crecimiento era alto y el sistema se ampliaba a medida que iba creciendo. Como el sistema era pequeño, líneas de 220 KW se multiplicaban en el territorio, pero el entorno ha cambiado totalmente. Primero, lo proyectos demoran más tiempo en desarrollarse, entre 5 a 7 años y probablemente llegará a demorarse 10 años como en Europa y Estados Unidos. Esto genera una incertidumbre en cuanto a terminar el proyecto más grande de que lo era originalmente, porque antes los permisos y las indemnizaciones eran cortos y acotados, de manera que la incertidumbre estaba en la construcción, que es muy cierta, porque al iniciar la construcción se sabe cuánto dura ella. De manera que la incertidumbre está en la ejecución del proyecto.

Además, lo más importante, es que el sistema ya creció mucho y hoy crece menos en términos porcentuales, pero hay una variable adicional. Como el sistema ya creció, hoy debe hacerlo en bloques más grandes, porque el sistema lo es, y no se puede dar el lujo de colocar una línea al lado de la otra, al punto de parecer una guitarra eléctrica, que no es aceptable ni ambiental ni socialmente.

Dada esta incertidumbre en el tiempo hay que tener holguras y se debe invertir antes y tratar de no intervenir el medio ambiente cada tres años, sino que se deben construir líneas más grandes para que se intervengan cada diez años. Esta necesidad de holgura cuesta más, pero siendo la transmisión un peso de un 3 por ciento de la cuenta final de la luz, la rentabilidad de esas holguras es infinitamente más alta, porque el impacto de no tener holgura significa un desacople de precios tan grande que su impacto en la cuenta es mucho mayor de lo que se podría imaginar ahorrando por las holguras.

¿Quién paga esas holguras? Lo que se presenta en el proyecto y que confunde un poco, es que se dice que el 100 por ciento del costo d la transmisión lo pagará el cliente final y ya no 20 por ciento para la demanda y 80 por ciento para el generador. Observó que al mediano o largo plazo el costo se transfiere igual, porque al pagarlo el generador lo transfiere finalmente a la cuentas del cliente final. ¿Entonces cuál es la razón para cambiarlo? Porque en el esfuerzo de planificación de la transmisión al pagarlo el generador, la discusión y defensa de intereses por tener que pagar en el corto plazo una línea más u otra, esa presión es tan grande sobre el proceso que al final las inversiones se atrasan o no se hacen.

Señaló que hay un shifting a la demanda, pero que es mucho más eficiente y a un costo más que las inversiones sean definidas centralmente, que es lo que en el pasado no se hacía.

Respecto del caso de fuerza mayor, los seguros y las multas, el señor Arturo Leblanc, Vicepresidente de Asuntos Jurídicos de Transelec S.A., señaló que en el sistema troncal no se aplican criterios de fuerza mayor. La práctica es que cada vez que se genera una falla se multa a la empresa en favor de la SEC, ordenando la compensación a través de la distribuidora.

Recordó que el 14 de marzo de 2010 hubo una falla por el terremoto y réplica, lo que generó un corte a nivel del SIC. La falla se produjo pese a advertirse a la autoridad que faltaba un transformador de respaldo y la empresa fue sancionada por la SEC con el pago de compensaciones a través de las distribuidoras. Su preocupación hoy está en que la gente no paga por tener disponibilidad del 100 por ciento todo el tiempo, porque es muy caro, sino que se paga por la disponibilidad en altos porcentajes de tiempo del 98 por ciento. El 2 por ciento restante es una tolerancia a la falla que hoy no se está aplicando.

La subtransmisión tiene un sistema que es un poco distinto. Tienen fallas que son atribuibles a fuerza mayor, pero es muy acotada.

Respecto de los seguros, señaló que han tratado de adquirirlos, pero las compañías de seguros no quieren venderlos porque la multa y la compensación se produce producto de una sanción por ilegalidad que supone la SEC. Al recibir esta calificación no se puede contratar el seguro.

El señor Eduardo Escalona, Presidente del Directorio del CDE–SING, se refirió al mecanismo de elección del Consejo Directivo del Coordinador y a la dificultad de encontrar un mecanismo perfecto y que las personas que integran el Consejo sean personas autónomas e independientes en el ejercicio de su cargo. Respecto de los representantes del mundo público o privado, hay que buscar el equilibrio que permita obtener ese ejercicio autónomo e independiente, y en ese diseño tal vez haya algunos de los aquí propuestos que deban estar. El punto de equilibrio está en el universo que están representando, que cuiden el ejercicio de la función autónoma e independiente y sean representativos de todos los intereses. Por ello advirtió que lo importante es cómo ejerce su rol el Consejo Especial de Nominaciones.

Respecto de la relación de los actuales CEDEC con los particulares, señaló que estos evidentemente pueden efectuar presentaciones y solicitudes de información. El punto es la adecuada comprensión respecto del esfuerzo que se está haciendo a través de los sistemas que hoy se usan por las personas, como aplicaciones de smartphone o una completa página web, lo que orienta hacia una facilitación que es siempre posible de perfeccionar. Advirtió que no le corresponde al CEDEC ni al futuro Coordinador que aplique sanciones, porque ante incumplimientos deben enviarse los antecedentes al organismo fiscalizador que corresponda.

Por su parte el señor Daniel Salazar, Gerente de CEDEC SING, explicó que entre el 70 y el 80 por ciento de la tarifa que paga un consumidor residencial o domiciliario, se explica por la componente de generación. Este precio de la generación viene dado por el uso de una tecnología especial, específica o por lo que se denomina un portafolio. Eso es lo que explica la tarifa, con contratos de larga duración hasta de 15 años.

Cuando esta oferta se construye también se evalúan riesgos y es algo que ayuda a reducir las interconexiones y a tener complementariedad entre el uso de los recursos de una zona y otra o en una estación u otra. Por esto, la complementariedad que es un concepto importante, debería redundar en menores costos

Otro elemento importante es el de la seguridad, especialmente con ocasión de hechos de la naturaleza. Advirtió que tras los últimos terremotos, el sistema ha contado con respaldo del sistema argentino para dar seguridad al sistema del norte grande.

Respecto a la posibilidad de aprovechar el desarrollo de ERNC locales que se encuentran lejos de la red, indicó que hay dos conceptos relevantes en el proyecto de ley.

El primero se refiere a la profundización o levantamiento de los polos de desarrollo, de manera que su identificación y configuración para aglutinar proyectos que se encuentran muy alejados viabilizará proyectos de transmisión que hoy pueden ser individualmente prohibitivos, pero que son posibles al considerarlos en conjunto.

El otro concepto importante es el de acceso abierto. Es un concepto que se pone de manifiesto y se potencia, y aun con un trazado existente los proyectos podrán llegar a tener condiciones más favorables para conectarse a la red existente.

b) DISCUSIÓN Y VOTACIÓN EN PARTICULAR DEL PROYECTO.

El Ejecutivo, representado por el Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), señor Andrés Romero, expresó que hay una serie de artículos del proyecto de ley que no han sido objeto de indicaciones. Considerando que ellas han sido objeto de acuerdo, solicitó a la Comisión, si lo tiene a bien, pudieran someterse todos ellos a una sola votación de manera de avanzar rápidamente en los asuntos que hay acuerdo.

Además, hizo presente que hay una serie de indicaciones que recaen principalmente sobre temas determinados del proyecto de ley, que están relacionadas con muchas de las indicaciones que se han presentado en otros artículos.

La Comisión acordó, proceder a la votación conjunta de los artículos del proyecto de ley que no fueron objeto de indicaciones, los que fueron aprobados por mayoría de votos de los diputados presentes. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Castro, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Silber y Ward. Se abstuvo la diputada Yasna Provoste (9x0x1).

Los artículos aprobados, sin discusión, son los siguientes:

Artículo primero: Numerales 2), 3) artículos 72°-1, 72°-3, 72°-6, 72°-8, 72°-9, 72°-10, 72°-11, 72°-15, 72°-16, 72°-17 y 72°-18; numeral 4) artículos 74°, 77°, 78°, 79°, 81°, 82°, 89°, 98°, 101°, 102°, 106°, 108°, 111°, 113°, 117°, 119°, 120° y 121°; numerales 5), 6), 7), 8), 9), 10), 11), 12), 13), 14), 15), 16), 17), 18), 19), 20), 21), 22), 23), 24), 25), 26), 27), 28), 30), 31) artículo 212°–1, 212°-4, 212°-10, 212°-11, 212°-12, 212°-13; numerales 32), 33), 34).

Artículos transitorios 1°, 2°, 3°, 4°, 5°, 6°, 7°, 8°, 9°, 10°, 11°, 12°, 14°, 15°, 16°, 17°, 18°, 19°, 21°, 22° y 23°.

A continuación se inició la discusión y votación particular de todos los artículos que fueron objetop de indicaciones.

Artículo 1°

“Artículo primero. Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

N° 1

Modificase el artículo 7° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “troncal y de subtransmisión” por “nacional, zonal y para polos de desarrollo de generación”.

b) Reemplázase en el inciso cuarto la expresión “troncal” por “nacional” e incorpórese a continuación de la palabra “abiertas” la siguiente frase “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”.

c) Reemplázase en el inciso séptimo las expresiones “troncal” por “nacional”.

d) Elimínense los incisos octavo y noveno.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, explicó que en la letra a) se adecua la terminología de la ley vigente a las nuevas definiciones del sistema de transmisión establecidos en el PDL.

En la letra b) se establece expresamente que la exigencia de constituirse en sociedad anónima abierta también se puede cumplir constituyendo una sociedad anónima cerrada sujeta a la obligación de informar y publicidad establecida en la Ley de Mercado de Valores. Esta norma se aplica actualmente por disposición de la SEC, la SVS, y la Ley N° 18.046.

Por último, en la letra c) se adecua la terminología de la ley vigente a las nuevas definiciones del sistema de transmisión establecida en el PDL.

Indicación

1.- De los diputados Gahona y Hasbún para eliminar los incisos quinto, sexto, octavo y noveno pasando el inciso séptimo a ser quinto, agregando al inicio del nuevo inciso quinto la siguiente frase “La participación individual de las empresas operadoras o propietarias de los sistemas de transmisión nacional, no podrá exceder, directa o indirectamente del ocho por ciento de la capacidad total instalada de generación del país o del ocho por ciento del valor de inversión total de las instalaciones de distribución. La participación conjunta de estas empresas de transmisión en la capacidad total de generación instalada en el país o del valor total de la inversión de la instalación de distribución, no podrá exceder del cuarenta por ciento del valor total de las mismas.”.

Votación

Puesta en votación la indicación fue rechazada por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Castro, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward (0x10x0).

Puesto en votación el numeral, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Castro, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward (10x0x0).

N° 3

Intercalase, a continuación del artículo 72°, el siguiente Título II BIS, nuevo:

“Título II BIS: De la Coordinación y de la Operación del Sistema Eléctrico Nacional.

Artículo 72°-2.- Obligación de Sujetarse a la Coordinación del Coordinador. Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien opere, a cualquier título, centrales generadoras, sistemas de transporte, instalaciones de distribución e instalaciones de clientes libres y que se interconecten al sistema, en adelante “coordinado”, estará obligado a sujetarse a la coordinación del sistema que efectúe el Coordinador y a proporcionarle oportunamente toda la información que éste le solicite para el cumplimiento de sus funciones.

Asimismo, estarán sujetos a la coordinación de la operación del Coordinador los sistemas de almacenamiento de energía que se interconecten al sistema eléctrico. El reglamento definirá las normas de optimización y remuneración que le sean aplicables a esta clase de instalaciones.

El Coordinador podrá auditar y verificar la información entregada por los coordinados.

La omisión del deber de información, sea que medie requerimiento de información o cuando proceda sin mediar aquél, así como la entrega de información falsa, incompleta o manifiestamente errónea, serán sancionadas por la Superintendencia.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señaló que en este artículo se definen las empresas que deben sujetarse a la coordinación del Coordinador.

Además, se establecen estrictas obligaciones a los coordinados relativas a la entrega y calidad de la información, como amplias atribuciones al Coordinador para auditar y verificar la misma.

Dado el avance tecnológico, se reconoce la existencia sistemas de almacenamiento de energía y se establece en el proyecto de ley de manera genérica que estos sistemas de almacenamiento que se interconecten al sistema eléctrico también se deberán sujetarse a la coordinación de la operación del Coordinador.

Indicaciones

1.- Del Ejecutivo, para reemplazar en el inciso primero del artículo 72°-2, la conjunción “e”, que sigue a la palabra “distribución”, por la conjunción “o”.

La indicación sobre este artículo busca corregir un error del Mensaje, reemplazándose la conjunción “e” por “o” ya que no son requisitos copulativos.

2.- De los diputados Provoste y Silber, para intercalar el siguiente inciso tercero en el artículo 72-2:

“También estarán sujetos a la coordinación los medios de generación que se conecten directamente a instalaciones de distribución, a que se refiere el inciso sexto del artículo 149° y que no cumplan con las condiciones y características indicadas en el artículo 149° bis, en adelante “pequeños medios de generación distribuida”.”

3.- Del diputado Lautaro Carmona, para agregar el siguiente inciso final.

“Asimismo, corresponderá al Coordinador tomar todas las medidas tendientes a optimizar un mejor servicio, así como también velar por un adecuado funcionamiento de las instalaciones, para ello el Coordinador gestionará inspecciones semestrales para dar cumplimiento a los dispuesto en este inciso.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, explicó que esta indicación incorpora de manera expresa en la ley a los pequeños medios de generación que se conectan a nivel de distribución a la coordinación del Coordinador, norma que actualmente sólo tiene rango reglamentario (DS 244). Precisó que se encuentra de acuerdo con las indicaciones presentadas, considerando que la fiscalización es una acción que realiza la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, por ello señalar que desarrollará las medidas tendientes a optimizar un mejor servicio está en concordancia con el sistema de fiscalización, según se explicó. Observó que las inspecciones deben ser periódicas, porque pueden variar en los períodos de tiempo según la técnica que se emplee, por lo que sugirió se emplee el término “a lo menos anualmente” o con la que obligue el reglamento, lo que permitirá distinguir las distintas periodicidades.

Señaló que tampoco debe entenderse como el desarrollo de inspecciones a cada una de las instalaciones del sistema eléctrico, sino que a las instalaciones que determina el respectivo programa de inspecciones del coordinador.

El diputado Lautaro Carmona señaló que la expresión “periódica” puede aparecer como equívoca por lo que sugirió buscar una forma en que ella pueda ser determinada. Por ello, está de acuerdo en la fórmula propuesta por el Ejecutivo, en términos de que las inspecciones se realicen al menos una vez al año, en el entendido que no es a todas las instalaciones, sino que a las que se definan en el programa. En consecuencia, propone adecuar la indicación presentada de acuerdo al siguiente texto: “Asimismo, corresponderá al Coordinador tomar todas las medidas tendientes a optimizar un mejor servicio, así como también velar por un adecuado funcionamiento de las instalaciones, para ello el Coordinador gestionará inspecciones al menos una vez al año para dar cumplimiento a lo dispuesto en este inciso.”

Puestas en votación todas las indicaciones, con la modificación introducida por el diputado Lautaro Carmona, en conjunto con el artículo, fueron aprobadas por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Castro, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward (10x0x0).

Artículo 72°-4.- Procedimientos Técnicos del Coordinador. Para el cumplimiento de sus funciones y obligaciones, el Coordinador podrá definir procedimientos técnicos, los que estarán destinados a determinar los criterios, consideraciones, requerimientos en detalle y metodologías de trabajo, los que deberán ajustarse a las disposiciones de la ley, el reglamento, normas técnicas que dicte la Comisión y demás normativa vigente.

El Coordinador deberá informar a los coordinados la propuesta de o los procedimientos técnicos a fin de que éstos puedan observarlos dentro de los quince días siguientes de su comunicación. Dentro de los diez días siguientes al vencimiento del plazo recién señalado, el Coordinador deberá comunicar a los coordinados, con copia a la Comisión el o los Procedimientos Técnicos, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas. En caso de subsistir discrepancias, éstas podrán ser presentadas al Panel de Expertos dentro de los quince días siguientes a su comunicación.

Sin perjuicio de lo anterior, en cualquier oportunidad la Comisión fundadamente podrá solicitar modificaciones a los procedimientos señalados, en caso que no se ajusten a la normativa vigente, las que deberán ser incorporadas por el Coordinador.

En caso que el o los Procedimientos Técnicos resulten insuficientes o incompletos, la Comisión podrá instruir al Coordinador que complete los mismos de acuerdo al mecanismo establecido en el presente artículo.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que este artículo regula el instrumento a través del cual el Coordinador establece su normativa interna y necesaria para cumplir con la normativa vigente. De acuerdo al proyecto de ley, la normativa de carácter técnica, económica, de coordinación, seguridad y calidad de servicio, necesaria para el funcionamiento del sector eléctrico deberá estar contenida en una Norma Técnica que dicte al efecto la CNE.

Indicaciones

1.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para reemplazar el inciso segundo del artículo 72°-4, por el siguiente:

“El Coordinador deberá informar a los coordinados y a la Comisión, la propuesta de el o los procedimientos técnicos a fin de que éstos puedan observarlos dentro de los quince días siguientes de su comunicación. Dentro de los diez días siguientes al vencimiento del plazo recién señalado, el Coordinador deberá comunicar a los coordinados y a la Comisión, el o los Procedimientos Técnicos, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas por ambos. En caso de subsistir discrepancias, éstas podrán ser presentadas al Panel de Expertos dentro de los quince días siguientes a su comunicación.”.

2.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para eliminar el inciso tercero del artículo 72°-4.

3.- De los diputados Provoste, Cicardini, Carmona, Silber, Lemus, Castro, Gahona y Ward, para sustituir el artículo 72°–4, por el siguiente:

“Artículo 72°-4.- Procedimientos internos del Coordinador. Para su funcionamiento, el Coordinador podrá definir procedimientos internos, los que estarán destinados a determinar las normas internas que rijan su actuar, las comunicaciones con las autoridades competentes, los coordinados y con el público en general, y/o las metodologías de trabajo y requerimientos de detalle, que sean necesarios para el adecuado cumplimiento y ejecución de sus funciones y obligaciones, los que deberán ajustarse a las disposiciones de la ley, el reglamento, normas técnicas que dicte la Comisión y demás normativa vigente.”

El señor Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que en la presente discusión se habla de dos niveles normativos, uno de los cuales es la norma técnica que dicta en virtud de sus facultades legales la CNE. El otro nivel normativo lo representa el nuevo coordinador independiente del sistema, que son más bien normas internas de funcionamiento de la operación, lo cual según se le ha hecho ver por expertos, podría llevar a un cierto nivel de confusión normativo.

Los diputados de la Comisión haciéndose eco de lo expuesto por el señor Romero, presentaron la indicación, signada con el N° 3.

La indicación sustitutiva tiene por objeto aclarar el alcance de las normas que puede dictar autónomamente el Coordinador, las cuales se limitan a normativa de carácter interna necesaria para el funcionamiento de dicho organismo y de metodología de trabajo de detalle que sea necesaria. Las definiciones regulatorias son de competencia exclusiva de la autoridad regulatoria, es decir, la CNE y el Ministerio de acuerdo a sus competencias.

En virtud de lo anterior, se propone eliminar la participación o intervención de la CNE en la elaboración de dichas normas de carácter interno; adecuar el nombre de dicha normativa interna, la cual ya no podrá tener carácter técnica regulatoria; eliminar la instancia de Panel, ya que por la naturaleza de esta reglamentación interna y de detalle, no debiese ser de competencia de un panel experto eléctrico.

Puestas en votación las indicaciones números 1 y 2, se rechazaron por mayoría de votos. Votaron en contra los diputados Lemus, Carmona, Castro, Cicardini, Espinosa, Provoste y Silber. Se abstuvieron los diputados Gahona, Kort y Ward. (0x7x3).

Puesta en votación la indicación N° 3, sustitutiva, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Castro, Cicardini, Espinosa, Gahona, Provoste, Silber y Ward. Se abstuvo el diputado Kort. (8x0x1)

Artículo 72°-5.- Atribuciones del Coordinador relativas al Acceso Abierto. Para el cumplimiento del fin señalado en el N° 3 del artículo 72°-1, el Coordinador deberá autorizar la conexión a los sistemas de transmisión por parte de terceros y establecer los requisitos y exigencias a la que ésta deberá sujetarse, debiendo instruir las medidas necesarias para asegurarla dentro de los plazos definidos en la respectiva autorización.

Asimismo, el Coordinador deberá determinar fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados y autorizar el uso de dicha capacidad.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señaló que en esta propuesta se explicitan las facultades del Coordinador en materia de acceso abierto, ampliándose y reforzándose las actualmente vigentes.

Indicación.

1.- De los diputados Gahona, Hasbún y Ward, para agregar en el inciso primero del artículo 72°-5, a continuación del punto aparte, que pasa a ser seguido, la siguiente oración:

“En todo caso, el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto deberá participar en el proceso de conexión, formulando las observaciones y sugerencias que estime pertinentes para procurar la operación segura del sistema. En la respectiva autorización de conexión, el Coordinador deberá pronunciarse aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas por el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto. Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de la autorización de conexión, el propietario podrá presentar una discrepancia ante el Panel, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de treinta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, manifestó que la indicación que se ha propuesto está más acorde con lo dispuesto en el artículo 79°, que regula el acceso abierto, por lo que solicitó que ella fuera vista en conjunto con ese artículo. Respecto del fondo de la indicación, el Ejecutivo se manifestó de acuerdo con ella.

El Presidente de la Comisión, diputado Luis Lemus, observó la indicación señalando que va contra los principios que rigen al Coordinador como instancia independiente que garantice el acceso abierto. El tener que entrar en discusión en este caso con el propietario de la red es atentatorio del proceso abierto, por lo que manifiesta tener una diferencia de fondo con la indicación aquí planteada. A su parecer la forma en que lo ha expuesto el Mensaje es suficientemente clara, en cuanto se le garantiza independencia y garantía de que todo tipo de energía podrá ingresar al sistema.

El diputado Issa Kort señaló que comparte el deber de ser eficientes en el uso de los tendidos eléctricos, por ejemplo, pero que es necesario distinguir lo que es el tendido particular de transmisión con la distribución.

Argumentó que, por ejemplo, se piensa en zonas de faenas o campamentos mineros de zonas muy aisladas, lo que no se replica en las zonas agroindustriales, donde hay áreas de líneas privadas, que se encuentran sujetas a áreas de regulación. Por ello solicitó aclarar que esto sólo afecta a zonas de transmisión y no zonas de distribución ya concesionadas.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, hizo presente que este proyecto de ley precisamente busca garantizar el acceso abierto, lo que se logra con las facultades que se le están entregando al nuevo Coordinador. Estas facultades se encuentran en el artículo 72°-5, que no ha sido modificado, y más precisamente en el artículo 79°, en el cual se define y se regula el acceso abierto, razón por la cual se propone que se incorporte esta indicación. Al Ejecutivo le parece adecuado que el propietario que conoce las características técnicas de la instalación pueda formular observaciones y sugerencias para procurar la operación segura del sistema, esto es, por ejemplo, que el dueño de una subestación manifieste que esa instalación tiene características tales que para proceder a la conexión de ellas se hace necesario cumplir con características técnicas adicionales. Además, es el Coordinador el que debe pronunciarse aceptando o rechazando las observaciones presentadas y en caso de conflicto lo resuelve el organismo competente que es el Panel de Expertos.

De esta manera se garantiza el acceso abierto, lo que es un valor del proyecto de ley, resguardando el funcionamiento seguro del sistema.

El diputado señor Gahona señaló que en las líneas dedicadas que ahora deben ser construidas con holguras, además deben ser usadas en coordinación con el propietario de la línea, especialmente en lo que se refiere a las materias propias de seguridad de suministro. Los nuevos actores que deseen conectarse deben concordarlo con el propietario de la línea, toda vez que éste tiene derecho también a cautelar que su propio suministro de energía sea eficaz, lo que se traduce en observaciones que puede plantear al Coordinador, el cual deberá considerar, ya sea aceptándolas o rechazándolas.

La indicación fue retirada con la anuencia unánime de la Comisión, la que se discutirá cuando se analice el artículo 79°, que regula al acceso abierto.

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Paulina Núñez y Provoste. (8x0x0)

Artículo 72°-7.- Servicios Complementarios. Los coordinados deberán prestar al sistema eléctrico los servicios complementarios que dispongan, que permitan realizar la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1, conforme la normativa técnica que dicte la Comisión. En caso que sean insuficientes los recursos disponibles para la prestación de estos servicios, el Coordinador podrá instruir su implementación obligatoria a través de un proceso de licitación o instalación directa, de acuerdo a los requerimientos del sistema.

La Comisión definirá los servicios complementarios mediante resolución exenta, considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos y las características tecnológicas de éstos.

Para estos efectos, anualmente el Coordinador presentará a la Comisión una propuesta de los servicios complementarios requeridos por el sistema eléctrico, señalando los que pueden ser valorizados a través de un proceso de licitación o a través de un estudio de costos. Dicha propuesta se desarrollará considerando un proceso público y participativo. Las etapas, plazos e hitos procedimentales necesarios para llevar a cabo el proceso de participación serán establecidas por el Coordinador.

La Comisión, considerando la propuesta señalada en el inciso anterior, definirá los servicios, metodología de pago y remuneración, su mecanismo de valorización, señalando para este último caso las consideraciones mínimas que deben regir dichos mecanismos.

La valorización de estos servicios podrá ser determinada mediante estudios de costos eficientes o como resultado de licitaciones de prestación de servicios, dependiendo de la naturaleza de los mismos y las condiciones de mercado observadas, los que serán efectuados por el Coordinador. Los resultados de los estudios de costos señalados precedentemente podrán ser sometidos al dictamen del Panel dentro de los diez días siguientes a su comunicación.

La remuneración de la prestación de los servicios complementarios deberá ser compatible con lo señalado en el artículo 181º y evitar en todo momento el doble pago de servicios.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que en este artículo del proyecto se regulan los Servicios Complementarios, que son aquellos servicios adicionales que contribuyen a mantener la seguridad del sistema. La Comisión Nacional de Energía definirá los Servicios Complementarios sobre la base de una propuesta del Coordinador, y se establecen las reglas para que pueda desarrollarse un mercado de éstos si existen las condiciones para ello.

Por otra parte, la valorización de estos servicios podrá ser determinada mediante estudios de costos eficientes o como resultado de licitaciones de prestación de servicios, dependiendo de la naturaleza de los mismos y las condiciones de mercado observadas,

Indicaciones

1.- Del diputado Hasbún, para intercalar en el inciso segundo del artículo 72°-7, a continuación de la frase “definirá los servicios complementarios”, la siguiente frase: “, su vida útil económica y dependiendo de la naturaleza de los mismos y de las condiciones de mercado observadas, definirá los que serán valorizados a través de un proceso de licitación y aquellos que serán valorizados a través de un estudio de costo.”

2.- Del diputado Hasbún, para intercalar en el inciso tercero del artículo 72°-7, entre las palabras “señalando” y la frase “los que pueden ser valorizados”, la frase “su vida útil económica y..”

3.- Del diputado Hasbún, para eliminar en el inciso cuarto del artículo 72°-7, la frase “metodología de pago y remuneración, su mecanismo de valorización, señalando para este último caso las consideraciones mínimas que deben regir dichos mecanismos.

4.- Del diputado Hasbún, para eliminar los incisos quinto y sexto del artículo 72°-7

5.- Del diputado Hasbún, para agregar el siguiente inciso final:

“El valor de inversión (V.I.) de los servicios complementarios será igual al resultado de la licitación o al resultado del estudio de costos según corresponda. La anualidad de dichos valores de inversión se calculará empleando la vida útil definida en el inciso anterior y considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118°. El valor anual de transmisión troncal correspondiente será equivalente a la anualidad del valor de inversión más los costos por operación, mantenimiento y administración que defina la Comisión, ajustados por los efectos de impuesto a la renta. Los resultados de la valorización de estos servicios, determinada de conformidad a lo señalado precedentemente, podrán ser sometidos al dictamen del Panel dentro de los diez días siguientes a su comunicación. La remuneración de la prestación de los servicios complementarios deberá ser compatible con lo señalado en el artículo 181º y evitar en todo momento el doble pago de servicios. La Comisión definirá los servicios complementarios mediante resolución exenta, considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos y las características tecnológicas de éstos.”.

6.- De los diputados Gahona, Kort, Lemus y Carmona, para introducir las siguientes modificaciones al artículo 72 - 7

a) Para incorporar el siguiente inciso tercero nuevo:

“La valorización de los equipos necesarios para la prestación de estos servicios y los recursos técnicos requeridos en la operación del sistema eléctrico, podrán ser determinados mediante estudios de costos eficientes o como resultado de licitaciones, los que serán efectuados por el Coordinador. Los resultados de los estudios de costos señalados precedentemente podrán ser sometidos al dictamen del Panel dentro de los diez días siguientes a su comunicación.”

b) Para intercalar en el inciso tercero, que pasa a ser cuarto, entre la frase “el sistema eléctrico, señalando” y “los que pueden ser valorizados”, la siguiente oración: “la vida útil de las instalaciones, según corresponda, y “

c) Para sustituir el nuevo inciso quinto, por el siguiente:

“La Comisión, considerando la propuesta señalada en el inciso anterior, definirá los servicios complementarios, su mecanismo de pago y remuneración, su vida útil cuando corresponda, y dependiendo de la naturaleza de los mismos y de las condiciones de mercado observadas, definirá los que serán valorizados a través de un proceso de licitación y aquellos que serán valorizados a través de un estudio de costos eficientes.”.

d) Para sustituir el nuevo inciso sexto, por el siguiente:

“Las inversiones asociadas a nuevos equipos instruidos mediante instalación directa, serán remuneradas durante un período equivalente a su vida útil considerando la anualidad de estas, la tasa de descuento señalada en el artículo 118° y los costos de operación, mantenimiento y administración eficiente que determine la Comisión. Asimismo, aquellos equipos que se instruyan mediante licitación, recibirán una remuneración igual al valor de adjudicación de la oferta durante la vida útil.”

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que este artículo regula lo que en los sistemas eléctricos se denominan servicios complementarios. Estos se constituyen por recursos técnicos que presta el sistema, tanto a nivel de generación, transmisión, distribución y de demanda, con el objeto de mantener un estándar de seguridad y de calidad en la operación del sistema, como el control de la frecuencia del sistema eléctrico, o la regulación o control de la tensión en el mismo y que tienen un determinado mecanismo de remuneración.

Este artículo establece la posibilidad que estos servicios puedan ser valorizados mediante una licitación o por un estudio de costos. La indicación plantea que en el pago del servicio complementario se contemple la vida útil económica en el período de pago, porque puede haber un servicio cuya valorización se realice a través de un proceso de licitación y hecha la inversión esta debe durar el suficiente tiempo para poder pagarla.

Del tenor literal del artículo 72°-7 podría entenderse que las licitaciones son anuales y por lo tanto desincentivar la existencia de un mercado que permita proveer los servicios complementarios. Si se pretende contemplar la posibilidad de pagar la vida útil económica, entonces la indicación tiene un problema en su planteamiento, porque hace efectiva a todos los servicios complementarios la vida útil económica, sin embargo existen algunos servicios complementarios respecto de los cuales podría aplicarse dicha vida útil y otros que por su naturaleza no sería procedente. Agregó que hay servicios complementarios que son pagados por distintos agentes del sistema, de manera que para que la indicación sea procedente debiera ser específica en señalar cuando procede.

La diputada Yasna Provoste consultó si la facultad de la Comisión es discrecional o es una obligación que se establece para este caso. Igualmente consultó la razón por la cual la tasa de descuento se mantiene en la cifra del 7 por ciento.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que se mantiene como una facultad de la CNE y los resultados de los estudios de costos pueden ser sometidos siempre al dictamen del Panel de Expertos. En consecuencia la empresa tendrá el derecho de discrepar de esos resultados. Respecto a la tasa de descuento, propuso discutirlo al momento de ver el artículo 118°, que regula tasa de descuebto, donde también hay indicaciones presentadas.

Puestas en votación las indicaciones números 1 a 5, se rechazaron por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Gahona, Kort, Paulina Núñez, Provoste y Ward. (0x8x0).

Puesta en votación la indicación N° 6, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Carmona, Gahona, Kort, Paulina Núñez y Ward. Votó en contra la diputada Cicardini. Se abstuvieron los diputados Lemus y Provoste. (5x1x2).

Puesto en votación el artículo con la indicación incluida, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Carmona, Gahona Kort, Paulina Núñez, Provoste y Ward. Se abstuvieron los diputados Lemus y Cicardini. (6x0x2).

Artículo 72°-12.- Responsabilidad de los Coordinados. Los coordinados serán responsables individualmente por el cumplimiento de las obligaciones que emanen de la ley, el reglamento, las normas técnicas que dicte la Comisión y de los procedimientos, instrucciones y programaciones que el Coordinador establezca.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señaló que esta propuesta establece la regla general relativa al régimen de responsabilidad a que están sujetas las empresas coordinadas.

1.- De los diputados Gahona, Hasbún y Ward, para agregar en el artículo 72°-12, luego del punto a parte, que pasa a ser seguido, la siguiente oración:

“Con todo, los coordinados no serán responsables bajo ningún caso por las fallas que tengan su origen en la falta de coordinación del Coordinador o en cualquier orden o instrucción impartida por el Coordinador en el ejercicio de sus atribuciones de coordinación.”

El diputado señor Gahona explicó que todas las acciones que deba ejecutar el coordinado por orden del Coordinador, hacen responsable a aquel aunque solo cumpla con las órdenes que se le dan. Pero en el entendido que el Coordinador toma decisiones en función del sistema en su conjunto, esto no va a ocurrir, por lo que manifestó no perseverar en la indicación.

La indicación fue retirada con la anuencia unánime de la Comisión.

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Gahona, Kort, Paulina Núñez, Provoste y Ward (8x0x0).

Artículo 72°-13.- Del Desempeño del Sistema de Eléctrico y de los niveles de Seguridad de Servicio. El Coordinador deberá elaborar reportes periódicos del desempeño del sistema eléctrico, con indicadores de corto, mediano y largo plazo, tales como, costo marginal, costo de suministro, niveles de congestión del sistema de transmisión, niveles óptimos de despacho, cantidad y duración de fallas, generación renovable no convencional, entre otros. Estos reportes deberán ser públicos y comunicados a la Comisión y a la Superintendencia.

Indicaciones

1.- Del diputado Carmona, para eliminar la oración “Estos reportes deberán ser públicos.”.

2.- Del diputado Carmona, para agregar el siguiente inciso final:

“La elaboración de los reportes deberá ser anual, iniciando en el mes de marzo de cada año. Tendrán el carácter de públicos y deberán ser comunicados a la Comisión y a la Superintendencia en un plazo de 15 días posterior a la conclusión de dicho reporte.”

3.- De los diputados Carmona, Espinosa y Lemus, para modificar el artículo 72°–13 de la siguiente manera:

a) Eliminar la oración siguiente:

“Estos reportes deberán ser públicos y comunicados a la Comisión y a la Superintendencia.”.

b) Para incorporar el siguiente inciso final nuevo:

“La periodicidad de los reportes deberá ser al menos anual. Tendrán el carácter de públicos y deberán ser comunicados a la Comisión y a la Superintendencia dentro del plazo de quince días siguientes a la conclusión de dicho reporte.”

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, se mostró de acuerdo con la indicación de los diputados, pero siempre que se precise que respecto de la eliminación de la frase “Estos reportes deben ser públicos”, deja perviviendo una parte de ella que resulta inconexa, por lo que deberá eliminarse por completo la frase “Estos reportes deberán ser públicos y comunicados a la Comisión y a la superintendencia”. En cuanto a la periodicidad de los reportes, propone que sea al menos anual, y que la periodicidad del reporte sea al menos anual, en vez de anual.

Las indicaciones números 1 y 2 fueron retiradas por su autor.

La indicación N° 3 se aprobó por unanimidad. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Paulina Núñez, Provoste y Ward (9x0x0).

Puesto en votación el artículo con la indicación incluida, se aprobó por unanimidad. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Paulina Núñez, Provoste y Ward (9x0x0).

Artículo 72°-14.- Fiscalización de las funciones y obligaciones del Coordinador. Le corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimento de las funciones y obligaciones que la ley le asigna al Coordinador y a los consejeros de dicho organismo. Asimismo, le corresponderá supervisar la legalidad de los actos del Coordinador, pudiendo ordenar las modificaciones o rectificaciones que correspondan, sin perjuicio de las facultades de la Comisión señaladas en el artículo 72°-4.

Tratándose del incumplimiento de las funciones y obligaciones señaladas en el inciso anterior, la Superintendencia podrá aplicar multas a los miembros del Consejo Directivo, las que tendrán como tope máximo 30 unidades tributarias anuales por consejero. El infractor tendrá derecho, mientras tenga la calidad de miembro del Consejo Directivo, a pagar esta multa mediante un descuento mensual máximo de un 30 por ciento de su remuneración bruta mensual hasta enterar el monto total.

Indicación.

1.- Del Ejecutivo, para reemplazar el artículo por el siguiente:

“Artículo 72°-14.- Obligaciones del Coordinador. Le corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimiento de las funciones y obligaciones que la ley le asigna al coordinador y a los Consejeros de éste, pudiendo ordenarle las modificaciones y rectificaciones que correspondan, y/o aplicar las sanciones que procedan.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que esta norma precisa el deber de fiscalización de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles respecto al nuevo Coordinador. Esta indicación en definitiva simplifica y mejora la redacción de este artículo. Respecto al inciso segundo, éste se traslada al artículo 212-9, que regula la responsabilidad del Coordinador y de los miembros del Consejo Directivo, toda vez que por la materia corresponde ser tratada en dicho artículo.

Puesta en votación la indicación sustitutiva, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Paulina Núñez, Provoste y Ward (9x0x0).

Indicación del Ejecutivo, para agregar el siguiente artículo 72-19:

“Artículo 72-19.- Disposiciones Reglamentarias. Un reglamento regulará las materias necesarias para la debida y eficaz implementación de las disposiciones contenidas en el presente título.".

El diputado Lautaro Carmona solicitó al Ejecutivo explicación sobre la forma en que van a operar los reglamentos. Aclaró que la habilitación es para todo el título propuesto.

El señor Andrés Romero, Secretario de la CNE, explicó que esta norma incorpora una habilitación expresa para que un reglamento regule en detalle las disposiciones de este nuevo título.

La razón de esta norma se debe a que la Contraloría General de la República ha establecido de manera uniforme la necesidad de una habilitación legal expresa para dictar reglamentos en algunas materias. Añadió que esta materia ha sido muy discutida en el Derecho Administrativo, en particular en cuanto al alcance de la potestad reglamentaria autónoma y de la de ejecución que dispone la Constitución. Sin perjuicio ded ello, la Contraloría ha requerido esa habilitación que se expresa de manera genérica.

Observó que la disposición reglamentaria alcanza a aquellas normas de ejecución que se encuentran bajo la ley, por lo tanto, no puede regular materias contrarias a la norma legal. Hizo presente además, que los reglamentos se encuentran sometidosd al trámite de toma de razón por parte de la Contraloría y en caso de no cumplir la legalidad el órgano contralor lo representa.

Agregó que lo que se busca con esta habilitación es que se regulen las materias necesarias para la implementación de la norma legal. La lógica regulatoria es establecer normas y principios generales que luego son desarrollados por los reglamentos.

La señora Carolina Zelaya, Jefa del Área Jurídica de la CNE, explicó el alcance de esta norma y ejemplificó qué tipo de normas se podrían rergular. Así, para los efectos de la licitación de valorización de los servicios complementarios, se debe regular que se haga por concurso público, indicar las características de la licitación, los contenidos mínimos de las bases de licitación, etc, lo cual es propio de la reglamentación, porque se trata de materias específicas. Otro ejemplo es respecto de los reportes periódicos o de una vez al año, al menos, que debe elaborar el Coordinador por el desempeño de su quehacer, la CNE también podría reglamentar los contenidos mínimos y los requisitos que debe contener el reporte y por supuesto los plazos.

El diputado Felipe Ward señaló que una de las dificultades que existen en el ámbito reglamentario se presenta cuando no se determina el plazo para dictar el reglamento, lo que perjudica la implementación de la ley. Por este motivo consultó cuál sería el plazo de dictación de los reglamentos.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, manifestó que el Ejecutivo ya se encuentra trabajando las materias reglamentarias, precisamente a raíz de la observación hecha, porque especialmente en el sector eléctrico hay reglamentos que no se han dictado en años. El propio mensaje en su nartículo 19° transitorio establece un plazo perentorio para la dictación de reglamentos, que es de 120 días. Sin embargo, el Ejecujtivo estima que el trabajo que ya se está realizando en estas materias apunta a que dicho plazo pueda reducirse a 90 días.

Puesta en votación la indicación del Ejecutivo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste y Ward (8x0x0).

En relación al artículo 72-18 sobre Compensaciones por incumplimiento de los estándares de disponibilidad, el diputado Lautaro Carmona manifestó que la temática que se aborda es bastante concreta. Solicitó que el Ejecutivo haga la relación entre este artículo y lo que se denominan fallas de corta duración y de racionamiento, de manera de dejar constancia en actas de la relación directa que tiene ese artículo con esta materia.

La diputada Yasna Provoste señaló que el Ejecutivo debe hacer el esfuerzo para incluir normas lo suficientemente fuertes para que existan compensaciones adecuadas y ellas sean un trámite fácil de identificar a quienes son los afectados, de manera de evitar verdaderas peregrinaciones de los afectados por las distintas instituciones.

El representante del Ejecutivo, señor Andrés Romero, Secretario de la CNE, explicó que el artículo 72-18 establece un mecanismo de compensación a los usuarios por fallas o interrupciones no autorizadas de suministro, compensación que es bastante más alta que la regulación vigente. Este mecanismo modifica al actual sistema de compensaciones regulado en la ley N° 18.410 de la SEC, estableciendo un procedimiento más expedito que el vigente. La nueva regulación establece que lo que debe compensarse a los clientes se valorizará al costo de falla de corta duración que se define en la norma técnica.

La normativa técnica vigente, dictada por la CNE, establece que el costo de falla de corta duración es aquel costo promedio en que incurren los consumidores en el caso que el suministro se vea interrumpido súbitamente y sin previo aviso. Dicho costo se determina para diferentes tipos de consumidores según la duración de la interrupción del suministro y la profundidad de la interrupción. Como se podrá imaginar, el costo resulta elevado en comparación con la operación normal del sistema, dado que se incurre en un perjuicio para cada consumo, faena, familia, etc. La valorización del fallo de corta duración equivale hoy a 12 mil dólares por MW/hora. La legislación vigente establece como monto compensatorio, el costo de racionamiento cuyo precio es de 331 dólares por MWh, para el SIC, de manera que se pasa de 331 dólares a 12 mil.

Numeral 4)

“Título III: De los Sistemas de Transmisión Eléctrica

Capítulo I: Generalidades

Artículo 73°.- Definición de Sistema de Transmisión. El “sistema de transmisión o de transporte de electricidad” es el conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema eléctrico, y que no están destinadas a prestar el servicio público de distribución, cuya operación deberá coordinarse según lo dispone el artículo 72°-1 de esta ley.

En cada sistema de transmisión se distinguen líneas y subestaciones eléctricas de los siguientes segmentos: “sistema de transmisión nacional”, “sistema de transmisión para polos de desarrollo”, “sistema de transmisión zonal” y “sistema de transmisión dedicado”. Una vez determinados los límites de cada uno de estos sistemas de transmisión, se incluirán en él todas las instalaciones que sean necesarias para asegurar la continuidad de tal sistema.

Forman parte también del sistema de transmisión los sistemas de interconexión internacionales, los que se someterán a las normas especiales que se dicten al efecto.

Indicaciones.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar la frase “sistema de transmisión para polos de desarrollo”.

2.- Del Ejecutivo, para agregar el siguiente inciso final al artículo 73:

“El reglamento establecerá las materias necesarias para la debida y eficaz implementación de las disposiciones contenidas en el presente título.”.

La diputada Daniela Cicardini expresó que la indicación apunta a eliminar el concepto de polos de desarrollo, porque no están de acuerdo con la definición que se señala en el proyecto, aunque reconoce que existe la voluntad del Ejecutivo para que esa definición no comprenda los polos de desarrollo como zonas de sacrificio donde se instalen hidroeléctricas, que sin duda es una prioridad dentro del sistema, pero que ello debe realizarse con todas las exigencias que hay en materia medio ambiental, respetando ordenamientos territoriales, estudios de impacto ambiental como lo deben hacer todos los proyectos. Por ello, propuso dejar pendiente la discusión de este artículo hasta definir certeramente lo que son los polos de desarrollo.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, expresó su deseo de explicar la indicación del Ejecutivo. Al respecto, señaló que es la misma indicación aprobada recientemente en el artículo 72-19, pero para este nuevo título. Respecto del planteamiento de la diputada Cicardini, propuso analizar inmediatamente la propuesta sobre polos de desarrollo, de manera de darle solución y poder dar un tratamiento más global al asunto.

Señaló que recogiendo las propuestas de los diputados en sus indicaciones, se deberá eliminar cualquier expresión que se preste para una errada interpretación en cuanto al alcance de los polos, confirmando que son exclusivamente de generación y no de consumo.

A continuación especificó que los polos de desarrollo están pensados para explotar el potencial de energías renovables del país. Se propone especificar en el artículo 86 que los polos de desarrollo están planteados para producción de energías eléctrica renovables, de manera que se descarten polos de producción de energía térmica. Agregó que los polos de desarrollo están pensados para cuando existe una falla de coordinación de los actores, que no ocurre en el caso de una central térmica; y por el contrario ocurre tratándose de centrales de energía hidráulica, eólica o solar, toda vez que es posible que existan muchos productores que no se pongan de acuerdo para la construcción de una sola línea, y por lo tanto, este es el instrumento para evitar multiplicación de líneas, lo que implica un uso ineficiente del territorio. De esta manera se justifica que los polos se planteen de energías renovables.

Algunos parlamentarios han planteado que sería importante especificar un porcentaje de energías renovables no convencionales que provengan de estos polos. Sin embargo, fijar estos porcentajes representa una complicación, porque al ver el potencial de una cuenca conviven eventuales proyectos de energías renovables no convencionales con aquellos de energías renovables convencionales. Por lo demás, el Ministerio de Energía tiene “mapeado” el territorio para estos efectos, hasta la zona de Puerto Montt.

Explicó que si el potencial de una cuenca de 400 MW debe tener un porcentaje de ERNC y otro convencional, la decisión puede ser arbitraria. Con todo, de acuerdo a las cifras que existen hoy podría ser posible establecer una relación de un 25 o 35 por ciento para fuentes renovables no convencionales y las demás pueden ser de origen convencional.

Aclaró que las grandes centrales hidroeléctricas, al igual que las centrales térmicas, no necesitan de este instrumento para construir sus líneas de transmisión porque no se enfrentan con fallas de coordinación.

En este mismo orden de ideas señaló a modo de ejemplo, que cuando hay varias centrales de tamaños relativos, como las centrales de pasada de 50 MW, no de represa, si la disposición se aprobara como se está planteando, con porcentajes definidos tanto para fuentes renovables como para renovables no convencionales, éste tipo de centrales quedarían excluidas de la aplicación de dicho norma. Si nos ponemos en el escenario que en una cuenca existen dos Centrales de pasada de 50 MW y varias centrales pequeñas de fuentes de energías renovables no convencionales, aquellas podrían no ser consideradas como parte de un polo de desarrollo porque excede al porcentaje que se defina. Estimó que el porcentaje del 35 por ciento parece adecuado.

Agregó que como este concepto de polos de desarrollo es para resolver problemas de coordinación, se debe especificar que los distintos generadores no pueden ser empresas relacionadas, lo que hace necesario agregar en el artículo 88°, que no sean empresas relacionadas de acuerdo a lo establecido en la ley N° 18.045. Esto hace necesario incorporar este punto en el artículo 88°.

Asimismo, se ha advertido de la posibilidad de que existan proyectos que ofrezcan una capacidad, de por ejemplo, de 300 MW, pero que finalmente no se complete dicha capacidad, teniendo como resultado líneas subutilizadas. Atendido su pertinencia, propone que el reglamento establezca la obligación que los proyectos futuros que se esten considerando para formar parte de un Polo de Desarrollo, deban caucionar su futura materialización.

Por último, señaló que una modificación importante para incorporar en el artículo citado, es exigir el cumplimiento de ciertos requisitos para las soluciones de transmisión para Polos de Desarrollo a fin de poder considerarlos en el Plan de Expansión de los Sistemas de Transmisión. A modo de ejemplo un requisito que se podría explicitar , sería la exigencia de que la capacidad máxima de generación esperada que hará uso de dichas instalaciones justifique técnica y económicamente su construcción; o, que la capacidad máxima de generación esperada que hará uso de dichas instalaciones, para el primer año de operación, sea mayor o igual al veinticinco por ciento de su capacidad, evitando sub utilizaciones; que los proyectos de generación acrediten que respecto de su proyecto no se ha puesto término anticipado al procedimiento de evaluación ambiental por las causales establecidas en los artículos 15 bis o 18 bis, según corresponda, de la ley N° 19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente. En este sentido, dejó establecido que la declaración de construcción de las obras de generación o transmisión que emite la CNE exige demostrar la aprobación ambiental. Por último señala que otro requisito a explicitar fuera la exigencia que la solución de transmisión sea económicamente eficiente, y que la solución de transmisión sea coherente con el ordenamiento territorial vigente.

El diputado Issa Kort, señaló que estas propuestas subsanan varias indicaciones planteadas, especialmente en el artículo 88°. Sobre la base de lo expuesto, señaló comprender el trabajo en base a ciertos porcentajes, pero consultó al Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía cuál es la forma de calcular ese porcentaje y por qué no colocar en la fórmula legal la frase “al menos”, lo que aseguraría un porcentaje con un piso que puede aumentar. Igualmente consultó si el tema de las empresas relacionadas será por RUT o por giro.

La diputada señora Yasna Provoste propuso avanzar coordinadamente en el tratamiento del proyecto de ley, pues los polos de desarrollo no solo se tratan en el artículo 85°, que los define en su inciso segundo, sino también en otros artículos como el 88°, por ejemplo.

El diputado señor Gahona representó que la región de Coquimbo tiene el 80 por ciento de la producción de la energía renovable no convencional del país, especialmente la eólica, con un polo de desarrollo en torno al borde costero y depresión intermedia. Sin embargo, el gran inconveniente de la ERNC son los factores de planta que no garantizan la continuidad del suministro, por lo cual debe tener un complemento con las demás energías que integran la matriz energética. Chile se ha fijado un 20 por ciento de energías renovables al 2025. Por ello parece que estos porcentajes de 35 por ciento se proponen equivalen a someter a una limitación los esfuerzos en esta materia, y propone mantener la meta que se ha fijado el país. Agregó que esto está bien en la viabilidad técnica, pero consultó sobre la viabilidad económica de esos porcentajes. El 35 por ciento sin duda restringe la viabilidad económica de los proyectos.

El diputado señor Carmona manifestó la necesidad de una definición clara, precisa y explícita de lo que se entiende por polos de desarrollo, porque este es un concepto aplicado históricamente a la economía y que hoy se aplica en un sector que es el de la energía. Observó, además, que esta es una oportunidad para avanzar hacia el objetivo del 20 por ciento en 2025, entonces se debe incentivar la presencia de la energía renovable en un porcentaje mayor que el que se propone en el señalado plan, de lo contrario los promedios no darán, por lo que se manifestó partidario de que estos porcentajes se incrementen sustancialmente.

El Presidente de la Comisión, diputado Luis Lemus, señaló que esta legislación comienza usando términos que define después, por lo que propuso continuar el análisis en debate y votación del artículo 85, donde se definen los polos de desarrollo, lo que podrá alcanzar a las indicaciones de otros artículos, según el concepto que de ellos se acuerde por la Comisión.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, expresó que podría agregarse en el inciso segundo del artículo 85°, que define los polos de desarrollo, una modificación que asegure el 35 por ciento de ERNC para los polos de desarrollo.

La indicación N° 1 fue retirada por sus autores

Puesta en votación la indicación N° 2 se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Cicardini, Espinoza, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (8x0x0)

Puesto en votación el artículo con la indicación N 2, fue aprobado por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Cicardini, Espinoza, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (8x0x0)

Artículo 75°.- Definición de Sistema de Transmisión para Polos de Desarrollo. Los sistemas de transmisión para polos de desarrollo estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas, destinadas a transportar la energía eléctrica producida por medios de generación ubicados en un mismo polo de desarrollo, hacia el sistema de transmisión, haciendo un uso eficiente del territorio nacional.

Los polos de desarrollo serán determinados por el Ministerio de Energía en conformidad a lo dispuesto en el artículo 85°.

Indicación.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar el artículo 75.

La indicación fue retirada por sus autores.

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (8x0x0).

Artículo 76°.- Definición de Sistemas de Transmisión Dedicados. Los sistemas de transmisión dedicados estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están destinadas esencialmente para el suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios, o para permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico, sin perjuicio del uso por parte de clientes regulados de estos sistemas de transmisión dedicados.

Indicación.

1.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para agregar en el artículo 76°, el siguiente inciso segundo, nuevo:

“El transporte por sistemas dedicados se regirá por lo previsto en los respectivos contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones, sin perjuicio de la regulación de precios para el pago del uso efectuado por parte de clientes regulados de este tipo de instalaciones.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, aclaró que en el caso de los sistemas regulados, los excedentes que se generen podrán ser usados también por clientes regulados.

Puesto en votación el artículo con la indicación, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinoza, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (9x0x0).

Artículo 79°.- Definición de Acceso Abierto. Las instalaciones de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión que corresponda de acuerdo con las normas de este Título.

Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión, con excepción del sistema dedicado, no podrán negar el acceso al servicio de transporte o transmisión a ningún interesado por motivos de capacidad técnica, sin perjuicio que, en virtud de las facultades que la ley o el reglamento le otorguen al Coordinador para la operación coordinada del sistema eléctrico, se limiten las inyecciones o retiros sin discriminar a los usuarios.

Los señalados propietarios de instalaciones de transmisión deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien lo solicite, sin discriminaciones de ninguna especie u origen, debiendo en su caso efectuar las ampliaciones, adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión.

El Coordinador aprobará la conexión a los sistemas de transmisión previa verificación que la solución de conexión propuesta permita cumplir con los criterios de operación óptima y acceso abierto del sistema respectivo. Asimismo, le corresponderá al Coordinador establecer los pagos, a partir de la aplicación de las tarifas que determine el Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, por concepto de costos de conexión, adecuaciones, obras adicionales o anexas o derechos de uso de dichas instalaciones, así como los requisitos técnicos y plazos para realizar dichas obras, conforme al procedimiento que determine el reglamento.

Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión deberán dar las facilidades necesarias para que terceros ejecuten las obras que deban realizarse, accedan en tiempo y forma a subestaciones, patios, salas de control, y a todas aquellas instalaciones a las que se deba ingresar o hacer uso para materializar la nueva conexión.

Sin perjuicio de las atribuciones de los demás organismos contemplados en la ley, corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimiento de las condiciones de acceso abierto.

Indicación.

1.- De los diputados Gahona, Hasbún y Ward, para agregar en el inciso primero del artículo 72°-5, a continuación del punto aparte, que pasa a ser seguido, la siguiente oración:

“En todo caso, el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto deberá participar en el proceso de conexión, formulando las observaciones y sugerencias que estime pertinentes para procurar la operación segura del sistema. En la respectiva autorización de conexión, el Coordinador deberá pronunciarse aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas por el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto. Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de la autorización de conexión, el propietario podrá presentar una discrepancia ante el Panel, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de treinta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, recordó que en la discusión del artículo 72°–5, la indicación de los diputados Gahona, Hasbún y Ward se retiró para los efectos de ser discutida cuando se analizara el presente artículo, toda vez que ella que ella era más acorde con lo dispuesto en él.

El diputado Sergio Gahona explicó la indicación señalando que se trata de explicitar la facultad del dueño de las instalaciones para hacer observaciones y sugerencias en las solicitudes de conexión que terceros puedan hacer, siendo el Coordinador quien decide la razón de lo señalado por el dueño de la instalación y en caso de discrepancia, se establece la posibilidad de recurrir al dictamen del Panel de Expertos. Resumió su explicación señalando que esto es básicamente proteger al propietario de las instalaciones, a fin de procurar la operación segura del sistema.

Coincidió con el Ejecutivo señalando que al incorporar la indicación en el artículo 79°, tiene un tratamiento más sistemático que de haberse mantenido en el artículo 72°-5, como se planteó originalmente.

Puesta en votación la indicación, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinoza, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (9x0x0).

Puesta en votación el artículo, con la indicación, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinoza, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (9x0x0).

Artículo 80°.- Acceso Abierto en los Sistemas de Transmisión Dedicados. Los propietarios de las instalaciones de los sistemas dedicados no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión, sin perjuicio de la capacidad contratada o de los proyectos propios que se hayan contemplado al momento de diseñar la capacidad del sistema dedicado, conforme a las normas del presente artículo. Asimismo, dichos propietarios no podrán negar el acceso a empresas concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios.

El Coordinador determinará fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados, sin considerar las congestiones de transmisión debido a limitaciones de capacidad de otros tramos de transmisión. Para estos efectos, el propietario del sistema dedicado deberá poner en conocimiento del Coordinador los contratos de transporte existentes y/o los proyectos que impliquen el uso de la capacidad del sistema dedicado.

Para hacer uso de la capacidad técnica de transmisión disponible, el o los interesados deberán presentar al Coordinador junto con la solicitud de uso de dicha capacidad, una garantía a beneficio del propietario del sistema dedicado respectivo que caucione la seriedad de la solicitud, conforme a los plazos, órdenes de prelación, formatos, requisitos y procedimiento que determine el reglamento y la norma técnica respectiva. A contar del momento que el Coordinador aprueba la solicitud de acceso respectiva, la capacidad técnica de transmisión solicitada por el interesado no será considerada por el Coordinador como capacidad técnica de transmisión disponible.

La o las instalaciones del solicitante deberán haber sido declaradas en construcción de conformidad lo señalado en el artículo 72°-15, dentro del plazo señalado por el Coordinador en su respectiva autorización. Transcurrido dicho plazo sin que las instalaciones hayan sido declaradas en construcción caducará la referida aprobación.

El uso de la capacidad autorizada por el Coordinador será transitorio mientras no se concreten los proyectos señalados en el inciso primero o no se ejerzan los derechos de uso pactados contractualmente. Transcurridos quince años desde la fecha de la respectiva autorización, ésta se transformará en definitiva.

El uso de la capacidad de los sistemas dedicados deberá ajustarse a los estándares de seguridad y calidad de servicio con los que fue diseñado el respectivo sistema en base a la información de diseño entregada por el propietario, lo que deberá ser determinado por el Coordinador.

Los propietarios de instalaciones de transmisión dedicados deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien cuente con la autorización del Coordinador, debiendo en su caso posibilitar las adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión. Los costos de estas obras serán de cargo del solicitante, los que deberán reflejar precios de mercado en procesos abiertos y competitivos. En caso de existir discrepancias entre el solicitante y el propietario de las instalaciones dedicadas respecto a los costos de conexión y aspectos del proyecto, éstas podrán ser presentadas y resueltas por el Panel de Expertos.

El Reglamento establecerá los criterios y condiciones para determinar la capacidad técnica de transmisión disponible y el o los períodos de tiempo en que ésta exista.

Indicaciones.

1.- De los diputados Paulina Núñez y Gahona, para incorporar la siguiente frase al inciso primero del artículo 80:

“Cuando se tratare de instalaciones de sistemas dedicados existentes, el o los propietarios de éstas deberán informar al Coordinador el uso estimado de la capacidad excedente en proyectos propios, actualizando además la concreción de dichos proyectos.”.

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso segundo el signo “/” y ya la letra “o”.

3.- De los diputados Cicardini y Lemus para agregar en el inciso segundo, a continuación del punto a parte (.) que pasa a ser seguido, la siguiente oración:

“Dichos contratos, deberán a lo menos constar por escritura pública, incluir las fechas de los compromisos, establecer las obligaciones y derechos de cada parte, así como contener garantías financiares reales por incumplimiento”.

4.- De los diputados Cicardini y Lemus para reemplazar en el inciso quinto, la expresión “quince” por “cinco”.

5.- Diputados Carmona, Cicardini y Lemus para reemplazar en el inciso séptimo, la frase “Los costos de estas obras serán de cargo del solicitante” por la frase “Los costos de estas obras serán de cargo del titular del Sistema de Transmisión Dedicado”.

6.- De los diputados Cicardini y Lemus para agregar en el inciso séptimo, después del punto a parte (.) que pasa a ser seguido, la siguiente frase:

“Con todo, el costo de las obras adicionales pagadas por los solicitantes, no podrán en ningún caso ser valoradas y cobradas por el dueño de los Sistemas de Transmisión Dedicadas en los procesos tarifarios siguientes”.

7.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para agregar el siguiente inciso final al artículo 80°:

“En el caso de no existir capacidad técnica disponible, el o los interesados en el servicio podrán solicitar, bajo su costa, a los propietarios de instalaciones de sistemas dedicados acceso a ellas para expansión de las líneas, resguardando la operación y calidad del servicio existente, el que de afectarse dará origen a indemnización por daño patrimonial efectivamente causado, el que será fijado de común acuerdo por las partes, pudiendo para tales efectos recurrir al Panel de Expertos, o en su defecto, será fijada por sentencia judicial”.

8.- De los diputados Provoste, Silber, Cicardini y Lemus, para agregar en el inciso segundo, a continuación del punto a parte (.) que pasa a ser seguido, la siguiente oración:

“Dichos contratos, deberán a lo menos constar por escritura pública, incluir las fechas de los compromisos, establecer las obligaciones y derechos de cada parte.”

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, manifestó su conformidad con las indicaciones numeradas como 1, 2 y 3. Sin embargo, respecto de esta última, solicitó eliminar la frase que sigue a la coma “establecer las obligaciones y derechos de cada parte, así como contener garantías financiares reales por incumplimiento”, y reemplazar la coma por un punto final. Ello en atención a que la existencia de garantías financieras u otro tipo de exigencias forman parte del acuerdo entre privados. En otras palabras estaríamos regulando los términos de un contrato bilateral, interviniendo en la autonomía de la voluntad de los privados.

Resumió señalando que los contratos de transporte no necesitan de garantías financieras reales, sino que ello dependerá de los términos del contrato que se acuerde. Hiso presente que con la constancia del contrato por escritura pública se logra la suficiente medida de publicidad y de fecha cierta.

Respecto de la indicación N° 4, la disminución del plazo para usar transitoriamente la capacidad de la línea de 15 a 5 años parece muy reducido, puesto que hablamos de proyectos de generación de 200 MW que normalmente tienen un plan de construcción de 15 a 20 años, que se construye por etapas por lo cual se le debe dar plazo para que pueda usar la holgura que tiene. Señaló que se está limitando la propiedad del titular y una limitación excesiva puede ser expropiatoria respecto del uso de la línea. Indicó que de hecho el Ejecutivo ha estado estudiando cuan razonable es el plazo de 15 años considerando además que este uso no depende sólo de la voluntad del propietario, sino que de variadas condiciones ajenas a su voluntad..

Respecto de la indicación N° 5, explicó que los costos son de cargo del solicitante porque se trata de una línea de transmisión que usa el propietario para sus propios fines privados. Por tanto, cuando un tercero requiere la conexión a dicha instalación, se deben hacer algunas adecuaciones para permitir su correcto seccionamiento, razón por la cual son de cargo del solicitante.

En la indicación N° 6, señaló que los sistemas de transporte dedicado no son tarificados por la autoridad por ser privados, razón por la cual carece de sentido la indicación.

Puestas en votación las indicaciones números 1 y 2, se aprobaron por unanimidad. Votaron los diputados Lemus Carmona, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (9x0x0).

Las indicaciones números 3, 4, 5, y 7 fueron retiradas.

Puesta en votación la indicación N° 6, fue rechazada por no lograrse la mayoría para su aprobación. Votaron a favor Lemus, Cicardini, Provoste y Silber. Votaron en contra, los diputados Espinosa, Gahona, Kort y Ward. (4x4x0).

Puesta en votación la indicación N° 8, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (8x0x0).

Puesta en votación el artículo con las indicaciones 1, 2 y 8, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (8x0x0).

Capítulo II.

Artículo 83°.- Planificación Energética. Cada cinco años, el Ministerio de Energía deberá desarrollar un proceso de planificación energética de largo plazo, para los distintos escenarios energéticos de expansión de la generación y del consumo, en un horizonte de al menos treinta años.

El proceso de planificación energética deberá incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, junto con la identificación de polos de desarrollo de generación y de consumo, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, entre otros, elaborando sus posibles escenarios de desarrollo. Anualmente, el Ministerio podrá actualizar la proyección de la demanda, los escenarios macroeconómicos, y los demás antecedentes considerados en los escenarios definidos en el decreto a que hace referencia el artículo 86°.

Por razones fundadas el Ministerio de Energía podrá desarrollar el proceso de planificación energética antes del vencimiento del plazo señalado en el inciso primero.

El reglamento establecerá el procedimiento y las demás materias necesarias para la implementación eficaz del presente artículo.

Indicaciones.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso segundo del artículo 83°, la siguiente frase: “junto con la identificación de polos de desarrollo de generación y de consumo”.

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso segundo del artículo 83°, la frase “y de consumo”.

3.- De los diputados Provoste y Silber, para suprimir en el inciso segundo del artículo 83°, la expresión “y de consumo”, e intercalar a continuación de la primera oración, la siguiente: “Asimismo, la planificación deberá considerar dentro de sus análisis los planes estratégicos con los que cuenten las regiones en materia de energía”.

4.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para eliminar del artículo 83° la expresión “y de consumo”, en el inciso segundo.

5.- De los diputados Cicardini, Lemus, Gahona, Kort, Provoste y Silber, para modificar el artículo 83° en la forma que se dice:

5.1.- Para sustituir en el inciso segundo del artículo 83°, después de la primera coma (,) la frase “junto con” por “considerando”.

5.2.- Para eliminar en el inciso segundo del artículo 83°, la frase “y de consumo”.

5.3.- Para intercalar en el inciso segundo del artículo 83°, entre la frase “intercambios internacionales de energía” y la frase “entre otros”, la siguiente oración: “y objetivos de eficiencia energética”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que las indicaciones números 2, 3 y 4 no presentan ningún inconveniente con lo planteado en el proyecto de ley.

Respecto de la indicación N° 5, planteó que lo importante es incorporar dentro del proceso de planificación energética objetivos de eficiencia energética, recoge algo que igual se plantea más adelante, pero que es propiamente de este artículo.

La indicación N° 1, fue retirada.

Puestas en votación las indicaciones números 2, 3 y 4, se aprobaron por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (8x0x0).

Puesta en votación la indicación N° 5, se aprobó con igual votación.

Puesto en votación el artículo con las indicaciones incluidas, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (8x0x0).

Artículo 84°.- Procedimiento de Planificación Energética. Al menos veinte y cuatro meses antes del vencimiento del plazo del decreto que fije la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá dar inicio al proceso. Dentro de los ocho meses siguientes al inicio del proceso señalado precedentemente, el Ministerio deberá emitir un informe preliminar de planificación energética.

Con la antelación que señale el reglamento, el Ministerio deberá abrir un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, conforme a las normas que establezca el Ministerio de Energía por resolución dictada al efecto. Las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, podrán participar por derecho propio en el procedimiento de planificación energética.

Indicación.

1.- De los diputados Cicardini, Lemus, Provoste y Silber, para eliminar en el inciso segundo del artículo 84°, la siguiente frase:

“Las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentran interconectados al sistema eléctrico, podrán participar por derecho propio en el procedimiento de planificación energética”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, manifestó el acuerdo del Gobierno con la indicación.

Puesto en votación el artículo con la indicación, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, espinosa, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (9x0x0).

Artículo 85°.- Definición Polos de Desarrollo.

Artículo 85°.- Definición Polos de Desarrollo. En la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá identificar las áreas donde pueden existir polos de desarrollo, tanto de generación como de consumo.

Se entenderá por polos de desarrollo aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción o consumo de energía eléctrica, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público y es eficiente económicamente.

Indicaciones.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar el artículo 85°.

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso primero del artículo 85°, la frase “tanto de generación como de consumo” por la frase “de generación”.

3.- De los diputados Provoste y Silber, para suprimir en el inciso primero del artículo 85°, las expresiones “tanto” y “como de consumo”, y en el inciso segundo suprimir la expresión “o consumo”.

4.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para eliminar la expresión “y de consumo”, en el inciso primero en el artículo 85°.

5.- De los diputados Carmona y Lemus, para reemplazar el inciso segundo del artículo 85° por el siguiente:

“Se entenderá por polos de desarrollo aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente exclusivamente de fuentes de energía renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental, la preservación de la naturaleza y los instrumentos de ordenamiento territorial vigentes.”.

6.- Del diputado Lemus, para reemplazar el inciso segundo artículo 85° por el siguiente:

“Se entenderá por polos de desarrollo aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica, donde al menos dos tercios de esa electricidad provengan de fuentes de energía renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental, la preservación de la naturaleza y los instrumentos de ordenamiento territorial vigentes”.

7.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para agregar el siguiente inciso tercero al artículo 85°:

“Asimismo, para que una determinada zona califique como polo de desarrollo, deberá cumplir con los siguientes requisitos:

a. Que la capacidad máxima de generación esperada que hará uso de dichas instalaciones, que hará uso de dichas instalaciones, justifique técnica y económicamente su construcción;

b. Que la capacidad máxima de generación esperada, que hará uso de dichas instalaciones, para el primer año de operación, sea mayor o igual al veinticinco por ciento de su capacidad;

c. Que los propietarios de los proyectos de generación indicados en la letra b) anterior acrediten que respecto de su proyecto no se ha puesto término anticipado al procedimiento de evaluación ambiental por las causales establecidas en los artículos 15 bis o 18 bis, según corresponda, de la ley N° 19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente. Con todo, para efectuar la licitación establecida en el artículo 100°-13, los proyectos que hagan uso de al menos un veinticinco por ciento de la capacidad de las instalaciones durante el primer año de operación deberán contar con una Resolución de Calificación Ambiental favorable;

d. Que la solución de transmisión a que se refiere la letra a) anterior sea económicamente eficiente para el respectivo Sistema Eléctrico; y

e. Que la propiedad de los proyectos de generación a que se refiere la letra a) anterior sea de a lo menos dos personas no relacionadas entre sí según lo dispuesto en la ley N° 18.045, de Mercado de Valores.”.

8.- De los diputados Cicardini, Carmona, Provoste y Lemus, para reemplazar el inciso segundo del artículo 85° por el siguiente:

“Se entenderá por polos de desarrollo aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción energía eléctrica proveniente de energías renovables y al menos en un 70 por ciento de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente, y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y preservación de la naturaleza. La determinación por parte del Ministerio de dichos polos de desarrollo será sometida a Evaluación Ambiental Estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo primero bis del título II de la ley N° 19.300, sobre Bases Generales de Medio Ambiente.”.

9.- De los diputados Gahona y Kort, para agregar en el inciso segundo, a continuación de la frase “energía eléctrica”, la siguiente: proveniente de energías renovables y al menos un 20 por ciento de energías renovables no convencionales”.”

La diputada Daniela Cicardini señaló que la indicación propuesta con el N° 8 eleva el porcentaje de ERNC a un 70 por ciento, en el entendido que existe un gran desafío para lograr la meta 20/2025, pero también debe ser visto como un desafío para lograr materializar el espíritu de esa meta en la ley. Además, se quiere plasmar la necesidad de tener un estudio estratégico de la línea de transmisión, que permita determinar la franja de toda línea y considerar también los polos de desarrollo.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, planteó su total desacuerdo con la propuesta planteada en cuanto a elevar a un 70 por ciento la exigencia de ERNC. Explicó que en esos términos, la indicación propuesta lo que hace es limitar los polos de desarrollo en zonas donde esa relación no se dé, como una cuenca donde pueden existir dos proyectos de 80 MW cada uno, de energías convencionales, más diez proyectos de 5 MW cada uno de ERNC. En ese caso, la relación no alcanzará y se limitará la posibilidad de desarrollar la energía que se requiere de modo limpio y barato. Por ello el porcentaje es absolutamente excesivo.

Planteó a continuación el desafío que se asume en la obligación de la meta 20/2025. Recordó, como lo ha dicho en casos anteriores, que Chile tiene un gran potencial de energía no convencional, competitiva y eficiente, y así se ha demostrado con el holgado cumplimiento de la cuota que señala la ley, que en la práctica es más del doble. Así, las inyecciones al año 2016 se calculan en 12.596 GWh, cuando la obligación es 3600 GWh, es decir hay un superávit de 9 mil GWh entre lo que está produciendo y lo que se está construyendo, por lo que no hay problema en el desarrollo de estos proyectos. Añadió que, por el contrario, una de las barreras que existe para desarrollar este potencial es justamente el instrumento que este artículo está regulando, esto es, desarrollar líneas de transmisión en zonas donde no se pueden realizar por sí solas porque no les da el tamaño del proyecto para desarrollarlos únicamente. Es por lo tanto, el desarrollo de estos sistemas de transmisión para polos de desarrollo los que permitirán explotar el potencial de ciertas cuencas que no han podido ser empleadas en su capacidad, cumpliendo la normativa ambiental y territorial vigente. Indicó que un límite razonable sería un 20 por ciento de acuerdo a lo que se establece para el año 2025, lo que permitirá desarrollar todo el potencial, ya que el 35 por ciento que se planteó previamente podría efectivamente significar un porcentaje demasiado elevado de participación que inhibiera el desarrollo de estos polos.

Finalmente, hizo presente la inadmisibilidad de la indicación N° 8 presentada por la diputada Cicardini, por cuanto obliga al Ministerio de realizar una evaluación ambiental estratégica e irroga un gasto fiscal, con lo cual se vulneran las normas de iniciativa exclusiva que la Constitución confiere al Presidente de la República, la que tampoco están en condición de patrocinar. Sin perjuicio de lo anterior, solicitó se dividiera la votación de la indicación a efectos de poder salvar aquella parte de la indicación que sí es admisible.

El diputado Luis Lemus, señaló que el Ejecutivo ha precisado el tipo de energías que participan en los polos de desarrollo y su relación con las energías convencionales. Se está considerando un instrumento de planificación, lo polos de desarrollo, pero está dirigido a las energías renovables que pueden considerar pequeños proyectos que no se pueden ejecutar si no es por la asociación de varios y ello le parece positivo. Pero el problema son las megas centrales o represas que generan la mayor energía y la complicación surge de la posibilidad de construir mega centrales o represas en esos polos de desarrollo, diseñados para sacar la energía entre pequeños generadores y si no están en esos polos, los proyectos los podrán desarrollar por cuenta propia. Por ello le parece importante que se defina para el desarrollo de un solo tipo de energía, la ERNC.

Por otra parte, así como en la franja hay competencia entre generadores pequeños, grandes y medianos, y esta se somete a evaluación ambiental estratégica, que lo hagan también los polos de desarrollo y tal vez una mega hidroeléctrica se puede desarrollar fuera de un polo de desarrollo, que es un instrumento de planificación.

Considera que el costo que implica la evaluación ambiental estratégica no es un buen argumento, porque finalmente la franja se declarará de interés público, será el Estado quien asuma el peso de esas declaraciones. Considera que con el objeto que los polos de desarrollo no se transformen en una amenaza y tampoco sea limitante para el desarrollo de ciertos proyectos, la evaluación ambiental estratégica debe ser considerada de manera relevante como instrumento de planificación que es, más allá de cuál sea el porcentaje que se pretenda aplicar en ellos.

La diputada Cicardini señaló que tampoco le satisface el argumento del costo y sostuvo que la evaluación ambiental estratégica se mantiene en toda la línea y define la franja por lo que ya estaría considerado.

Agregó que los suscriptores de la indicación consideran necesario que se cumpla con todas las normativas medioambientales, que debe ser coherente con los instrumentos de ordenamiento territorial. Si bien el porcentaje que se indica es discutible, el contar con la evaluación es necesario en vista a la problemática que se desarrolla ante la ciudadanía y en términos de impactos que se generan también.

El diputado Lautaro Carmona expresó su convencimiento respecto de la admisibilidad de la indicación parlamentaria, salvo el alcance hecho por el Ejecutivo. Señaló que evidentemente hay dos visiones y habrá que someterlo a votación. Precisó que su indicación se refiere a una exclusividad de fuentes renovables y en ese sentido representó la idea que el mundo no dura los mismos cuatro años de un gobierno, los parlamentarios tienen obligaciones y tienen el deber de preguntarse qué está pasando en nuestro país, incluso con el clima y lo que sucede con las cuencas hídricas de Chile, parece haber una mirada exagerada con el ritmo de la empresa y eso le preocupa. Por ello, solicitó se sometan a votación las indicaciones porque en lo que se refiere a cuidado de medio ambiente y de uso de fuentes de energía hay un debate mayor pendiente.

La diputada Yasna Provoste señaló comprender la necesidad de continuar con las preguntas relativas a los polos de desarrollo, pero que también hay elementos vinculados con la evaluación ambiental estratégica en otros artículos. Destacó la respuesta del Ejecutivo, porque hoy la ley exige estudio ambiental estratégico solo cuando se trata de instrumentos de ordenamiento territorial, dejando los demás casos a una decisión del Consejo de Ministros para el desarrollo sustentable, que desde su creación no ha incorporado ningún otro elemento que pueda ser sujeto de una evaluación ambiental estratégica. Considera que es una obligación de carácter universal someter los planes y políticas a una evaluación ambiental estratégica y que en el caso de la evaluación de proyectos que tienen un impacto tan importante, como son los de carácter energético en el respectivo territorio, debe ser sujeto a este debate con la legítima aspiración que sean obligados como ocurre en la OCDE.

El diputado Sergio Gahona solicitó al Ejecutivo precisar la situación de los polos de desarrollo que están pensados fundamentalmente en cuencas y en energías renovables y ERNC. En términos hídricos, señaló que la diferencia se da porque las convencionales son de más de 20 MW y por ello expresó su preocupación por la viabilidad económica de estos proyectos. Requirió saber del Ejecutivo si tiene análisis más detallados de polos de desarrollo que son fundamentalmente en base a energías hídricas.

Agregó que como se ha expresado, nadie pensaría en poner una termoeléctrica aguas arriba, porque no es sustentable económicamente por cuanto requieren estar en sectores costeros. Su preocupación consiste en el poder generar condiciones de desarrollo de estas energías renovables hídricas, cuál es el tipo de proyectos que se pueden asignar a energía renovables y cuántos a las no convencionales, porque de lo contrario no hay forma de permitir el desarrollo de las convencionales y menos de las renovables no convencionales, que necesitan de una combinatoria en los polos de desarrollo para poder sustentarse y viabilizarse económicamente.

El diputado Issa Kort señaló comprender la preocupación derivada de la formulación de la indicación, pero también hay otras leyes como las de medio ambiente y las de urbanismo que complementan las materias que se están discutiendo, que no necesariamente tienen que estar reguladas en este texto legal.

Solicitó que el Ejecutivo explique los polos de desarrollo en base a la situación de la Región de O´Higgins, donde aguas arriba se encuentra la represa de Rapel, construida en los años sesenta del siglo pasado y más arriba aún se encuentran centrales de pasada, es decir, un polo de desarrollo en base al régimen de energías renovable hídricas.

El representante del Ejecutivo, señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que de las intervenciones aparecen variados consensos, salvo los que se refieren al porcentaje de ERNC que debe exigirse para la conformación de los polos de desarrollo, planteándose desde un 70 por ciento hasta un 20 por ciento.

Señaló que hay una definición muy importante que se debe aclarar en relación con el uso de la hidroelectricidad. Indicó que el Gobierno respalda plenamente el uso del potencial hidroeléctrico del país. Añadió que para cumplir los desafíos que plantea el cambio climático y, además, si se desea bajar los costos del precio de energía, una estrategia importante es aprovechar los 10 mil MW de energía que se calcula que existen entre la Región Metropolitana de Santiago y la Región de Los Lagos. Por ello se ha planteado la necesidad de contar con 100 centrales mini hidros como una manera de poder desarrollar inteligentemente el potencial.

Indicó además que la preocupación que tiene el Ejecutivo es que si se deja que las centrales de energía no convencional hagan sus propias líneas, ello lleve a un uso irracional del territorio, porque se replican líneas para otros proyectos o lo que es peor, los pequeños generadores, que contribuyen a crear competencia, no van a poder desarrollar sus proyectos, porque según la indicación no pueden haber proyectos convencionales o porque no pueden superar un porcentaje determinado, sin fundamento, como es exigir un 70 por ciento.

Reiteró la necesidad de desarrollar todo el potencial de energía propia y limpia que tiene el país, y para ello es necesario desarrollar la ERNC y también la ERC. Estos polos de desarrollo no tienen relación con una mega central hídrica, porque ésta puede construir su línea propia. Indicó que en el caso de la cuenca Toltén, que tiene una capacidad aproximada de 105 MW, si se considerara que el 70 por ciento provenga de ERNC, un proyecto de 50 Megas, ya no podrá desarrollarse lo que podría dificultar la conformación del polo, en consecuencia no podrá interconectarse al sistema y el incentivo será a no desarrollar más proyectos.

Recalcó que el instrumento que se presenta dice relación con el afán del Ejecutivo de producir energía más barata, con recursos propios y de manera limpia, por ello en un polo de desarrollo con energías renovables, no hay problema en eliminar la posibilidad de energía térmica, y permitir el desarrollo de energías renovables, limpias que abaratan los costos. Atendidas las lluvias, los costos marginales han sido extraordinariamente más bajos, cercanos a los 40 dólares y si tuviéramos más energía hidroeléctrica con mejor manejo de las cuencas, el objetivo de bajar a 80 dólares el MWh, podría incluso alcanzar hasta los 70 dólares lo que trae, sin dudas, mejoras para la sociedad.

Respecto de someter a evaluación ambiental estratégica los polos de desarrollo, estima que ella no procede porque los requisitos introducidos hacen que en este polo el proyecto de generación y transmisión deben ser económicamente eficientes, y luego deben cumplir con toda la normativa ambiental y territorial. Estima que existiendo ese potencial y reguardando las condiciones, el polo debe desarrollarse. Otra cosa es que la solución de transmisión sea sometida a evaluación ambiental estratégica (EAE) que es lo que establece el proyecto de ley.

Finalmente, hizo presente que introduce un costo fiscal al señalar la obligación del Ministerio de realizar una EAE, es decir, introduce una función, que además irroga gasto, por lo que esa indicación es doblemente inadmisible.

El diputado señor Carmona hizo presente la necesidad de dividir la indicación N° 8 a efectos de su votación, previendo que se ha planteado la inadmisibilidad de la indicación por irrogar gasto fiscal y otorgar nuevas funciones al Ministerio de Energía. Argumentó que con el fin de no declarar la inadmisibilidad total de la indicación, salvándose así una parte sobre la cual no hay discusión. Al efecto, propuso votar en primer lugar el texto hasta su punto seguido, y en una votación aparte, pronunciarse sobre aquella parte del texto que señala: “La determinación por parte del Ministerio de dichos polos de desarrollo será sometida a Evaluación Ambiental Estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo primero bis del título II de la ley N° 19.300, sobre Bases Generales de Medio Ambiente.”.

La Comisión acordó dividir la votación de la indicación.

Al momento de proceder a la votación el señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, reiteró que el texto recién transcrito debe ser declarado inadmisible de conformidad a lo expuesto durante la discusión del artículo, esto es, irroga gasto fiscal y establece nuevas atribuciones, normas que son de exclusiva atribución del Presidente de la República. Por ello pidió dejar expresamente constancia del reclamo de la declaración de admisibilidad, por cuanto es contraria al expreso tenor literal de la Constitución.

Al momento de votar sobre la declaración de admisibilidad, el diputado Carmona fundamentó su voto afirmativo, por cuanto esperaba se corrigiera en la tramitación de acuerdo a lo que ha expuesto anteriormente.

La diputada Cicardini también se pronunció por la afirmativa, esperando que esto sea corregido o modificado por el Ejecutivo durante la tramitación a efectos de poder acoger lo que se plantea por los parlamentarios.

El diputado Sergio Gahona votó en contra porque a su parecer es claramente inadmisible.

La diputada Yasna Provoste coincidió con el Ejecutivo en lamentar que esta no haya sido de las materias conversadas previamente, pero se debe avanzar en determinar que los polos de desarrollo deben ser objeto de EAE, porque los proyectos de energía son evidentemente impactantes, por lo cual el Gobierno debe actuar en consonancia o indicar cuál será el sistema para someterlos a ella. Mientras esto no exista, se pronunció por la afirmativa.

El Presidente de la Comisión, diputado Luis Lemus justificó su votación señalando que hay una gran responsabilidad en señalar cuáles serán los polos de desarrollo. Su temor es que hoy, habiendo muchos proyectos que tienen graves problemas ambientales puedan iniciar una carrera amparándose en una política de Estado, cuando debía ser al contrario.

Votada y aprobada la segunda parte de la indicación, el diputado Issa Kort anunció que hace expresa reserva de constitucionalidad.

El diputado Silber señaló que la norma debía aprobarse válidamente porque corresponde a una visión sistémica, en que no se aisla el análisis, sino que precisamente logra entregar mayor transparencia y cautelar de mejor manera los derechos de la sociedad en este tipo de proyectos.

El diputado Felipe Ward justificó su voto en contra señalando que no se trata solo de estar o no de acuerdo con el contenido de la indicación, sino que es pronunciarse sobre una indicación que es claramente inadmisible, porque la Constitución es clara en su texto respecto de que si una indicación parlamentaria irroga gastos para el Estado es inadmisible si no es iniciativa del Presidente de la República. Es un error pasar por sobre el texto y el espíritu de la Constitución en lo que se refiere a una norma expresa en virtud de una mayoría momentánea, que hará que caiga en el Tribunal Constitucional.

Puesta en votación la indicación N° 1 fue rechazada por mayoría de votos. Votaron en contra los diputados Carmona, Espinosa, Gahona, Kort, Provoste y Silber. Votó a favor la diputada Cicardini y se abstuvo el diputado Lemus. (1x6x1).

Las indicaciones números 2, 3 y 4 fueron aprobadas por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinosa, Gahona, Kort Provoste y Silber. (8x0x0).

Puesta en votación la indicación N° 8, se solicitó la votación separada de la misma, de acuerdo con el artículo 295 del Reglamento de la Cámara de Diputados. En primer lugar se procedió a la votación del siguiente texto, de acuerdo a lo solicitado por el diputado Lautaro Carmona:

“Se entenderá por polos de desarrollo aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción energía eléctrica proveniente de energías renovables y al menos en un 70 por ciento de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente, y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y preservación de la naturaleza.”

Puesta en votación esta parte de la indicación, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinosa, Provoste y Silber. Votaron en contra los diputados Gahona, Kort y Ward. (6x3x0).

Puesta en votación la segunda parte de la indicación N° 8, se hizo cuestión de admisibilidad, por lo que el Presidente la sometió a votación.

Puesta en votación la admisibilidad se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Provoste y Silber. Votaron en contra los diputados Gahona, Kort y Ward. Se abstuvo el diputado Espinosa. (5x3x1).

Puesta en votación el artículo con la indicación N° 8 de los diputados Cicradini, Carmona, Provoste y Lemus, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Espinosa, Provoste y Silber. Votaron en contra los diputados Gahona, Kort y Ward. (6x3x0).

La indicación N° 9 fue rechazada reglamentariamente.

Las indicaciones 5, 6 y 7 se retiraron.

Artículo 86°.- Decreto de Planificación Energética. A partir de las proyecciones de oferta y demanda y de los polos de desarrollo identificados, el Ministerio elaborará escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo.

Antes del vencimiento del plazo del respectivo período quinquenal de planificación, el Ministerio de Energía, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, deberá definir dichos escenarios energéticos, incluyendo sus respectivos polos de desarrollo, debiendo acompañar los antecedentes fundantes que correspondan.

Indicaciones.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para sustituir en el inciso primero del artículo 86°, la frase “los polos de desarrollo” por la siguiente: “la generación distribuida, los intercambios de energía identificados y objetivos de eficiencia energética”.

2.- De los diputados Provoste, Silber, Lemus y Cicardini, para sustituir en el inciso primero del artículo 86°, la frase “A partir de las proyecciones de oferta y demanda y de los polos de desarrollo identificados,” por la frase “Conforme a lo señalado en el artículo 83°,”.

Así lo que se aprobó en el artículo 83° y que considera entre otros, la idea de eficiencia energética, serán considerados en la planificación energética.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que esta materia ya fue tratada a propósito del artículo 83°. De acuerdo con esto, manifestó que era necesario proceder de acuerdo con lo planteado por la indicación N° 2, esto es, sustituir en el inciso primero del artículo 86, la frase “A partir de las proyecciones de oferta y demanda y de los polos de desarrollo identificados,” por la frase “Conforme a lo señalado en el artículo 83°,”.

La indicación N° 1 fue retirada.

Puesto en votación el artículo con la indicación N° 2, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Cicardini, Gahona, Kort, Provoste, Silber y Ward. (8x0x0).

Artículo 87°.- Planificación de la Transmisión. Anualmente la Comisión deberá llevar a cabo un proceso de planificación de la transmisión, el que deberá considerar, al menos, un horizonte de veinte años. Esta planificación abarcará las obras de expansión necesarias del sistema de transmisión nacional, de polos de desarrollo, zonal, dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios y de interconexión internacional, según corresponda.

En este proceso se deberá considerar la planificación energética de largo plazo que desarrolle el Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 83 y los objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación que establece la ley para el sistema eléctrico. Por tanto, la planificación de la transmisión deberá realizarse considerando:

a) La minimización de los riesgos en el abastecimiento, considerando eventualidades, tales como aumento de costos o indisponibilidad de combustibles, atraso o indisponibilidad de infraestructura energética, desastres naturales o condiciones hidrológicas extremas;

b) La creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, propendiendo al mercado eléctrico común para el abastecimiento de la demanda a mínimo costo;

c) Instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico, en los distintos escenarios energéticos que defina el Ministerio en conformidad a lo señalado en el artículo 86; y

d) La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan realizar las expansiones necesarias del sistema de una manera eficiente.

El proceso de planificación que establece el presente artículo deberá contemplar las holguras o redundancias necesarias para incorporar los criterios señalados precedentemente, y tendrá que considerar la información sobre restricciones ambientales y territoriales disponible al momento del inicio de éste, que proporcione el Ministerio de Energía. Para estos efectos, el Ministerio deberá remitir a la Comisión, dentro del primer trimestre de cada año, un informe que contenga las restricciones señaladas precedentemente.

Para efectos de la planificación de la transmisión deberá considerarse como tasa de actualización la tasa social de descuento establecida por el Ministerio de Desarrollo Social para la evaluación de proyectos de inversión de acuerdo a lo dispuesto en la ley N° 20.530. En el caso que dicho Ministerio no fije la tasa mencionada, esta deberá ser calculada por la Comisión, en conformidad a lo que señale el reglamento.

Indicaciones.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 87°, la frase “de polos de desarrollo”.

2.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para eliminar, en el inciso primero del artículo 87°, la siguiente frase: “dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios”.

3.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar una nueva letra a) en el inciso segundo del artículo 87°, pasando los literales a), b) y c) a ser b), c) y d), respectivamente.

“a) La confiabilidad técnica y la eficiencia económica, la sustentabilidad ambiental, la participación vinculante y lo más amplia posible de la comunidad nacional, la eficiencia energética y la coherencia con las políticas de ordenamiento territorial nacional”.

4.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar la letra b) del inciso segundo del artículo 87°, la expresión “a mínimo costo”, por “mínimo precio de venta al consumidor”.

5.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso tercero del artículo 87° la expresión “restricciones” por “criterios y variables”

6.- De lols diputados Cicardini y Lemus, para intercalar en el inciso tercero del artículo 87°, después de la expresión “Ministerio de Energía”, antes del punto seguido, la siguiente frase: “en conjunto con los otros organismos sectoriales competentes que correspondan”.

7.- De los diputados Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso tercero del artículo 87°, la frase “las restricciones” por “los criterios y variables”.

8.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para agregar el siguiente inciso final del artículo 87°:

“En el caso de requerirse ampliaciones a líneas dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios, y no hubiera acuerdo entre el propietario de esta y el concesionario de distribución, se podrán presentar las divergencias ante el Panel de Expertos, quien decidirá conforme a los antecedentes aportados”.

9.- De los diputados Cicardini, Gahona, Lemus y Provoste, para modificar el artículo 87° de la siguiente forma:

1.- Para incorporar en el literal b) del inciso segundo, entre las palabras “costo” y el signo de punto y coma (;), la siguiente oración: “con el fin último de abastecer los suministros al mínimo precio”.

2.- Para reemplazar en el inciso tercero del artículo 87°, la frase “las restricciones” por “los criterios y variables”, las dos veces que aparecen en el texto.

3.- Para intercalar en el mismo inciso tercero, entre la frase “disponible al momento del inicio de éste,” y la frase “que proporcione”, la siguiente oración: “incluyendo los objetivos de eficiencia energética,”.

4.- Para intercalar en el inciso tercero, después de la expresión “Ministerio de Energía”, antes del punto seguido, la siguiente frase “en coordinación con los otros organismos sectoriales competentes que correspondan”.

5.- Para incorporar el siguiente inciso penúltimo nuevo: “Así mismo, el proceso a que se refiere el presente artículo, deberá considerar la participación ciudadana en los términos establecidos en el artículo 90°.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, explicó que esta disposición del proyecto regula el proceso anual de planificación de las transmisión a cargo de la CNE, con expansiones vinculantes (nacional, zonal para polos de desarrollo, interconexión internacionales y dedicadas), utilizadas por distribuidoras para el abastecimiento de clientes regulados, según corresponda, considerando un horizonte al menos de 20 años.

Además, se establecen nuevos criterios para efectuar la planificación y la necesidadde considerar holguras.

Explicó que la nueva indicación, signada con el N° 9, recoge en gran parte las indicaciones presentadas por los miembros de la Comisión. La indicación N° 4, le parece pertinente pero con una redacción distinta; sobre las indicaciones números 5 y 7 está completamente de acuerdo, y con respecto a la indicación N° 6, está de acuerdo con su espíritu pero prefiere hablar de “en coordinación” y no de “en conjunto con los otros organismos sectoriales competentes que correspondan”, cuestión que se recoge en el número 4 de la indicación N° 9.

Respecto de la indicación 3 de los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, que agrega una nueva letra a) en el inciso segundo del artículo 87°, referido a la confiabilidad técnica y la eficiencia económica, la sustentabilidad ambiental, la participación vinculante y lo más amplia posible de la comunidad nacional, la eficiencia energética y la coherencia con las políticas de ordenamiento territorial nacional”, también están recogidas en la nueva indicación.

A propósito de las indicaciones, el representante del Ejecutivo, señor Andrés Romero, en relación con la indicación N° 2, señaló por qué respecto de la planificación de la transmisión se deben incorporar sistemas de transmisión dedicados. Ejemplificó con los casos de Calama, Tocopilla y Huasco, que son servidos por líneas de transmisión dedicada. En seguida preguntó qué pasa si la población de Calama crece y la línea de transmisión dedicada no es capaz de abastecer la minera y la población. Esa línea de transmisión debe expandirse, porque no se podría dejar sin suministro eléctrico a la población.

El artículo plantea que en el proceso de planificación, la CNE pueda decir, que pese a que es una línea privada y dedicada, debe aumentar, porque hay clientes regulados que reciben el servicio de esa línea. La indicación pretende que esto quede entregado al acuerdo del distribuidor con el propietario de la línea, lo que es de gran complejidad por ser una negociación muy asimétrica, el distribuidor tiene que entregar servicio de energía y eso lo pone en una situación sumamente compleja como distribuidor.

El diputado Sergio Gahona, señaló estar de acuerdo con lo que se plantea por el Ejecutivo; sin embargo, cuando se plantean líneas dedicadas, se está hablando del acceso a la capacidad de excedentes, y aquí claramente se está planificando algo que no existe. Preguntó cuál sería el mecanismo que le permitiría resolver este problema.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, precisó que se debe distinguir dos momentos. Hay acceso abierto cuando un nuevo generador, por ejemplo un generador solar de 20 megas, quiere usar esa línea dedicada. Si hay holgura puede usar el excedente. Esto no es acceso libre a la generación, sino servicio de clientes regulados.

Si aceptamos las negociaciones, ellas serán caras en perjuicio de los consumidores y esos recursos entrarán a la tarificación. Por ello plantea que debe entrar en la planificación, y si hay que aumentar esa línea se debe entrar al proceso de licitación.

Respecto de la indicación N° 9, se ha intentado recoger el espíritu de las indicaciones presentadas originalmente por los diputados Carmona, Cicardini y Lemus (indicaciones 3 a 7) en una propuesta alternativa. En este artículo se establecen los criterios para que la Comisión planifique. Así lo que se plantea es recoger la confiabilidad técnica y económica, lo que ya está recogido en los literales a), b) c y d) del texto.

Luego se habla de la participación vinculante, que debe seguir los términos del artículo 90° en materia de participación.

Se recoge también la propuesta en materia de eficiencia energética, que se incluye en la indicación, al igual que la exigencia de coherencia con el instrumento de ordenamiento territorial. El proyecto habla de restricciones ambientales y territoriales. Al respecto, el señor Romero manifestó la conformidad del Ejecutivo en que se sustituyera el concepto de “restricciones” y señaló que era aceptable la propuesta de “criterios y variables” que presentaron algunos diputados. La propuesta recoge también planteamientos sobre el envío de los informes de manera coodinada con los organismos sectoriales competentes.

La diputada Daniella Cicardini observó que en los elementos señalados falta el reconocimiento del concepto de sustentabilidad ambiental.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, aclaró que ello estaría recogido con las ideas de “conceptos y variables ambientales”, que es lo que consideraría la indicación.

Se retiraron las indicaciones números 1, 2 y 8.

Puestas en votaciones las indicaciones números 3, 4, 5, 6 y 7 se rechazaron por unanimidad de los presentes. Votaron los diputados Lemus, Cicardini, Gahona, Kort, Provoste y Ward. (6x0x0)

Puesta en votación la indicación N° 9 se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Cicardini, Gahona, Kort, Provoste y Ward. (6x0x0)

Puesta en votación el artículo con la indicación, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Cicardini, Gahona, Kort, Provoste y Ward. (6x0x0).

Artículo 88°.- Incorporación en el Plan de Expansión de Sistemas de Transmisión para Polos de Desarrollo. Si, por problemas de coordinación entre distintos propietarios de proyectos de generación, la totalidad o parte de la capacidad de producción de uno o más polos de desarrollo definidos por el Ministerio de Energía en el decreto respectivo no pudiere materializarse, la Comisión podrá considerar en el plan de expansión anual de la transmisión sistemas de transmisión para dichos polos de desarrollo.

Asimismo, la Comisión podrá incorporar en dicho plan, como sistemas de transmisión para polos de desarrollo, líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, con el objeto de permitir su uso por nuevos proyectos de generación, pudiendo modificar sus características técnicas, como trazado, nivel de tensión o capacidad de transporte en magnitudes mayores a las previstas originalmente. Para estos efectos, el Coordinador deberá informar a la Comisión, con la periodicidad que determine el reglamento, los proyectos de transmisión informados a dicho organismo. El reglamento deberá establecer la antelación con la que los desarrolladores y promotores de proyectos deberán informar éstos al Coordinador.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señaló que en este artículo se regulan las soluciones de transmisión para Polos de Desarrollo, agregándose los requisitos que estas deben cumplir para incorporarse al Plan de Expansión de los sistemas de transmisión.

Indicaciones.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar el artículo 88°.

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar el inciso primero del artículo 88°, por el siguiente:

“La Comisión considerará en el plan de expansión anual de la transmisión, sistemas de transmisión para los polos de desarrollo, si y solo si los titulares de los proyectos de generación constituyen garantías financieras en favor del fisco por el uso futuro del Sistema de Transmisión Dedicado, por un valor mínimo equivalente al 80 por ciento del monto de la inversión estimada por la autoridad, para la materialización de dicho sistema de transmisión dedicado”.

3.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso segundo del artículo 88° la frase, “como sistemas de transmisión para polos de desarrollo”.

4.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso segundo del artículo 88°, la coma (,) después de “dedicadas” y antes de “nuevas o existentes”.

5.- De los diputados Lemus, Provoste, Cicardini, Gahona y Alvarado para modificar el artículo 88°, del numeral 4) del artículo primero, de la siguiente manera:

1.- Para incorporar en el inciso primero, a continuación de la expresión “proyectos de generación,”, la siguiente frase “que no sean entidades relacionadas, según los términos señalados en la ley N° 18.045 de mercados de valores,”.

2.- Para incorporar en el inciso primero, a continuación del punto a parte (.) que pasa a ser seguido, la siguiente oración: “El reglamento podrá establecer la obligación para que los proyectos de generación incorporados en el polo caucionen su materialización futura.”.

3.- Para incorporar el siguiente inciso tercero nuevo: “Para dichos efectos, las soluciones de transmisión deberán cumplir con los siguientes requisitos:

a) Que la capacidad máxima de generación esperada que hará uso de dichas instalaciones, justifique técnica y económicamente su construcción;

b) Que la capacidad máxima de generación esperada que hará uso de dichas instalaciones, para el primer año de operación, sea mayor o igual al 25 por ciento de su capacidad;

c) Que los proyectos de generación indicados en la letra b) anterior hayan sido declarados en construcción conforme lo señalado en el artículo 72-15;

d) Que la solución de transmisión sea económicamente eficiente para el sistema eléctrico, y

e) Que la solución de transmisión sea coherente con los instrumentos de ordenamiento territorial vigente.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, fue de la opinión que las indicaciones números 1 y 3 debían retirarse porque se refieren a la eliminación de los polos de desarrollo; la indicación N° 4 es de carácter formal, y no existe inconveniente de que se apruebe. Con respecto a la indicación N° 2 y recogiendo lo planteado por los diputados Gahona y Ward cuando se discutió el artículo 85, esta se hace cargo de la preocupación de que no se construyan líneas de transmisión para polos de desarrollo que en definitiva no se concreten y queden como verdaderos “elefantes blancos”. La propuesta del Ejecutivo para que sea suscrita por los diputados contiene tres elementos: que se especifique que no pueden ser entidades relacionadas según los términos señalados en la ley N° 18.045 de mercados de valores (distintas entidades que no tengan relaciones de propiedad); que el reglamento establezca la obligación de que los proyectos de generación incorporados en el polo caucionen su materialización futura (en el fondo se establece una garantía que debe estar regulada en el reglamento); y, tercero, es la incorporación de cinco requisitos copulativos que deberán cumplir las soluciones de transmisión para polos de desarrollo.

Artículo 90°.- Participantes y Usuarios e Instituciones Interesadas. Las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, en adelante, los “participantes”, podrán participar por derecho propio en el procedimiento de planificación de la transmisión, conforme se indica en los artículos siguientes.

Adicionalmente, la Comisión abrirá un proceso de registro de usuarios e instituciones interesadas”, esto es, toda persona natural o jurídica, distinta de los participantes, que pudiera tener interés actual o eventual en el proceso de planificación de la transmisión, los que podrán participar del mismo de acuerdo con las normas de esta ley y del reglamento.

El reglamento deberá especificar el procedimiento o trámite a través del que se hará público el llamado a los usuarios e instituciones interesadas, y los requisitos e información que éstos deberán presentar para su registro. Asimismo, establecerá los medios y la forma en que la Comisión hará público los distintos documentos sometidos a un proceso de participación ciudadana, la oportunidad y forma de entregar sus observaciones de carácter técnico y el mecanismo de actualización del registro.

En todo caso, los antecedentes que solicite la autoridad para constituir dicho registro deberán estar dirigidos a acreditar la representación, el interés y la correcta identificación de cada usuario o entidad, y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, explicó que en este artículo se establece el procedimiento común de participación en los procesos de planificación y tarificación, sin distinguir –en cuanto a sus derechos y prerrogativas de participación- entre empresas del sector eléctrico y otros participantes.

Indicaciones.

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 90° la frase “por derecho propio.”.

2.- De los diputados Provoste y Silber, para reemplazar los incisos primero y segundo del artículo 90° por el siguiente:

“Con la antelación que señale el reglamento, la Comisión deberá abrir un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, en adelante los “participantes”, y toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, en adelante “usuarios e instituciones interesadas”.”

3.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso segundo del artículo 90°, la palabra “Adicionalmente”.

4.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para intercalar, en el inciso segundo del artículo 90°, entre las palabras “registro de” y “usuarios”, la expresión “participantes y”.

5.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso segundo del artículo 90° la palabra “pudiera”, por “pudieran”.

6.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso tercero del artículo 90° la frase “de carácter técnico.

7.- De los diputados Provoste y Silber, para reemplazar en el inciso tercero del artículo 90°, la expresión “los requisitos”, por el artículo “la”.

8.- De los diputados Provoste y Silber, para agregar el siguiente inciso final del artículo 90°:

“Las notificaciones y comunicaciones a los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrá efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.”.

9.- De los diputados Lemus, Cicardini, Carmona y Espinosa para modificar el artículo 90°, de la siguiente manera:

9.1.- Para suprimir su inciso primero.

9.2.- Para modificar el inciso segundo de la siguiente forma:

9.2.a) reemplazase la expresión “Adicionalmente, la”, por el artículo “La”.

9.2.b) reemplazase desde la palabra “proceso”, la primera vez que aparece en el texto, hasta el punto final (.) por la oración “registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, en adelante los “participantes”, y toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, en adelante “usuarios e instituciones interesadas”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que entendía que las indicaciones 1 a la 5 están subsumidas por la indicación N° 2 de los diputados Provoste y Silber. Sin embargo, sugiere que se de una nueva redacción para que la indicación no se objeto de cuestionamientos respecto de su admisibilidad, porque en los términos planteados le está asignando una nueva atribución a la Comisión. En síntesis, la indicación le parece adecuada y solo habría que cambiar la redacción, porque asume el mismo criterio establecido en el artículo 84 en cuanto a una participación abierta en los procesos de planificación y tarificación.

El señor Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que en la sesión anterior se comenzó la discusión de las indicaciones y el Gobierno se manifestó a favor de las indicaciones números 1 a 5, observando que ellas se resumían en la signada con el número 2. Sin embargo, el diputado Ward observó una posible inadmisibilidad en consideración a que se entregan nuevas facultades a la Comisión. En virtud de este antecedente los diputados han presentado la indicación número 9, que permite salvar la inadmisibilidad y recoge los planteamientos de las demás indicaciones, por lo cual señaló el acuerdo del Ejecutivo con esta indicación.

La diputada señora Provoste señaló que el espíritu de quienes redactaron la indicación. N° 8 es que se determine la forma en que se entrega la información, porque en el proyecto del Ejecutivo no se establece cual será el mecanismo y queremos dejar explícito que podrá hacerse por medios electrónicos. y no sean solo los medios tradicionales.

Con respecto a la indicación N° 2 que busca reemplazar los incisos primero y segundo del artículo 90, es su convencimiento de que en el inciso segundo está contemplada esta facultad y lo que se está haciendo es simplemente cambiar el sentido, de que se abra no solo a los ciudadanos sino también a las empresas.

Señaló, además, que apoya la indicación N° 6 de los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, destinada a que no se limiten las observaciones de los ciudadanos solo a aspectos técnicos sino que también puedan referirse a otras de carácter ambiental, del patrimonio, historia, etcétera.

La diputada Daniela Cicardini consultó si esas indicaciones se refieren sólo a los dos primeros incisos del artículo 90°.

Respecto de las indicaciones que siguen, el señor Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que se elimina el carácter técnico de las observaciones formuladas en estos procesos, con lo cual no manifestó discrepancia, sin perjuicio del mismo tratamiento que se debe dar en los artículos siguientes a estas observacione.

La diputada Daniela Cicardini manifestó que el sentido de la indicación era que si las personas tuvieran observaciones respecto del informe, estas no sean sólo de carácter técnico, sino que también pudieran tener otro fundamento. Por ello valoró la postura del Gobierno en esta materia, reconociendo que es distinto que el carácter del informe deba ser técnico y no las observaciones que se formulen.

Puestas en votación las indicaciones números 1, 2, 3, 4 y 5 fueron rechazadas por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Cicardini, Espinosa, Kort, Provoste, Silber y Ward. (0x9x0).

Puestas en votación las indicaciones números 6, 7, 8 y 9, fueron aprobadas por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Cicardini, Espinosa, Kort, Provoste, Silber y Ward. (9x0x0).

Puesto en votación el artículo con las indicaciones aprobadas, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Cicardini, Espinosa, Kort, Provoste, Silber y Ward. (9x0x0).

Artículo 91°.- Procedimiento de Planificación de la Transmisión. Dentro de los primeros quince días de cada año, el Coordinador deberá enviar a la Comisión una propuesta de expansión para los distintos segmentos de la transmisión, la que deberá considerar lo dispuesto en el artículo 87°, y podrá incluir los proyectos de transmisión presentados a dicho organismo por sus promotores.

La Comisión, dentro de los cinco días contados desde la recepción de la propuesta del Coordinador, deberá publicarla en su sitio web y deberá convocar, mediante un medio de amplia difusión pública, a una etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión. Los promotores de dichos proyectos de expansión deberán presentar a la Comisión sus propuestas fundadas dentro del plazo de sesenta días corridos desde la convocatoria, las que deberán ser publicadas en su sitio web.

El reglamento establecerá los requisitos mínimos y la forma en que deberán presentarse las propuestas de expansión del Coordinador y de los promotores de proyectos.

En el plazo que señale el reglamento, la Comisión emitirá un informe técnico preliminar con el plan de expansión anual de la transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web. Dentro del plazo de diez días a contar de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones de carácter técnico a la Comisión.

Dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final del plan de expansión anual, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas, el que deberá ser publicado en su sitio web.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de cincuenta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de quince días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión, incorporando lo resuelto por el Panel.

Indicaciones.

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar, en el inciso primero del artículo 91°, después de la palabra “promotores.”, la siguiente oración:

“Los proyectos de transmisión presentados al Coordinador por sus promotores deberán contener como requisitos mínimos los siguientes: descripción del proyecto, identificación de los titulares y/o generadores de electricidad, y el programa de puesta en marcha del usuario de la electricidad. Estos antecedentes deberán ser validados por el Coordinador.”.

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para sustituir en el inciso tercero del artículo 91°, la palabra “mínimos” por “específicos y adionales”..

3.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para suprimir en el inciso cuarto del artículo 91°, la palabra “técnico”.

4.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para suprimir al final del inciso cuarto del artículo 91°, la frase “de carácter técnico”.

5.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para suprimir en el inciso quinto del artículo 91°, la palabra “técnico”.

6.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para sustituir en el inciso sexto del artículo 91°, la palabra “diez” por la palabra “treinta”.

7.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso sexto del artículo 91°, la palabra técnico.

8.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso séptimo y octavo del artículo 91°, el vocablo “técnicas”, todas las veces que aparecen en ambos incisos.

9.- De los diputados Alvarado, Cicardini, Lemus y Carmona, para sustituir en el inciso sexto, la palabra “diez” por la palabra “quince”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, manifestó que la primera indicación presentaba problemas de materialización.

Explicó que se exige a los proyectos presentar para su materialización una descripción del proyecto y una identificación de los titulares demandantes y/o generadores de electricidad. Sin embargo, se necesita una explicación respecto de lo que se entiende por “titulares demandantes”. Al respecto, indicó que hay proyectos de electricidad que se presentan sin un cliente eléctrico contratado, aunque es obvio que se debe identificar al titular del proyecto. También se refiere a la puesta en marcha del usuario de electricidad, lo que no es factible, porque no todos tienen un contrato de suministro asociado, lo que resulta plantear una exigencia que no es real.

Señaló que el artículo 91°, inciso tercero, establece que el reglamento señalará los requisitos mínimos, no habiendo problema de eliminar el concepto de mínimos, sin perjuicio que con esta indicación se establecen requisitos que resultan imposibles para algunos proyectos.

Respecto de la indicación N° 2, señaló su acuerdo con suprimir mínimos, pero no de establecer en reemplazo los conceptos de “específicos y adicionales”.

La diputada Daniela Cicardini expresó que la idea de “titulares demandantes” efectivamente hoy carece de sentido, porque ello se formuló en base a la idea de polos de desarrollo de consumo, concepto que fue eliminado. Respecto del programa de puesta en marcha del usuario, señaló que el objetivo es tener información clara y suficiente para que las evaluaciones que se hagan estén fundadas en el proyecto de transmisión, que sirve para evitar los promotores de “seudo proyectos”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló su coincidencia con lo expuesto por la diputada Cicardini y por ello se ha solicitado una serie de requisitos mínimos para la presentación de los proyectos. Sin embargo, reiteró que el solicitar el programa de puesta en marcha puede, en algunos casos, ser no factible, porque hay proyectos que se construyen por varios clientes o por entregar energía al sistema, de manera que no todo proyecto puede identificar el programa de puesta en marcha al usuario de electricidad.

El diputado Lautaro Carmona propuso eliminar de la indicación las expresiones “y demandantes” e “y el programa de puesta en marcha del usuario de electricidad”.

Acordado por la Comisión, se facultó a la secretaría para modificar el texto de la indicación, según lo acordado. Igualmente se acordó respecto de la indicación N° 2, eliminar la frase “específicos y adicionales”.

Respecto de las indicaciones 3, 4, 5, 7 y 8, que eliminan la palabra técnico, el señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, sugirió que se acordará dejar la expresión “informe técnico”, pero que en el caso de observaciones, se eliminen el requisito de que sean de carácter técnicos.

En cuanto a la indicación N° 6, que aumenta el plazo para presentar observaciones al Panel de Expertos, señaló que tratándose de días hábiles aumentar de 10 a 30 días, es un plazo bastante largo. Por ello propuso un plazo intermedio de 15 días.

Al respecto la jefa de la División Jurídica de la CNE, señora Carolina Zelaya, manifestó que la ley de procedimientos administrativos, ley N° 19.880, establece las reglas generales de los plazos en la administración. La regla general es que se establezcan plazos de días hábiles, salvo que expresamente se establezca lo contrario, es decir, se debe señalar expresamente que sean de días corridos, siendo los días hábiles de lunes a viernes, considerando los sábados, domingos y festivos, como inhábiles.

El diputado Gabriel Silber señaló que los días hábiles excluyen domingos y festivos por lo que preguntó en qué se innova.

El señor Romero Celedón, Secretario Ejecutivo de la CNE, hizo presente que a lo largo del proyecto se establecen plazos de días, todos los cuales deben ser interpretados de acuerdo a la ley de procedimiento administrativo, porque esa es la naturaleza de los procedimiento contemplados en la ley general de servicios eléctricos, y que la ley de procedimiento administrativo señala expresamente que se trata de días hábiles y que se descuentan los sábados, por ello no se debe innovar en esta materia.

El Secretario de la Comisión, señor Hernán Almendras, hizo presente, a solicitud del diputado Lautaro Carmona, que existen plazos diferentes a los contemplados en la ley de procedimiento administrativo. Así el Reglamento de la Cámara de Diputados, tiene una norma especial para contabilizar los plazos.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, citó el artículo 25 de la Ley de Procedimiento Administrativo que establece la norma para los procedimientos administrativos. Señaló que el artículo establece que el cómputo de los días es de días hábiles, y que son inhábiles los días sábados, domingos y festivos. Por ello solicitó evitar confusiones al incluir el concepto de “días hábiles”. Insistió en dejar constancia que este procedimiento se rige por la ley de procedimientos administrativos N° 19.880, y que en tal calidad se aplican los cómputos de días que ella establece.

El diputado Lautaro Carmona consultó al Ejecutivo si era posible establecer desde un principio que se aplican las normas de la ley de procedimiento administrativo, dado que se hacen múltiples referencias a plazos y días.

El diputado Gabriel Silber se mostró partidario de lo expuesto por el diputado Lautaro Carmona, porque si se atiende que la ley de procedimiento administrativo es una ley de bases, se deberá aplicar todo lo que esta ley dice en materia de efecto del silencio y otros derechos que obligan a la administración. Hizo presente que ello genera un efecto que va mucho más allá de los plazos.

El diputado Issa Kort, señaló que este es un asunto importante, especialmente si se presenta el problema ante un tribunal que deba dilucidar un conflicto, pues requerirá las actas para conocer el sentido del legislador. Aquí los colegisladores establecen que se habla de días hábiles de lunes a viernes aplicando la ley de procedimientos administrativos y que, establecer expresamente la aplicación de ésta, puede sentar un precedente que resulta más en un problema que en una solución. Por ello se manifestó en contra de la idea de especificar la aplicación de la norma de procedimiento administrativo.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, expresó no tener problemas con lo planteado por el diputado Silber, porque la ley N° 19.880 se aplica plenamente a la administración y no hay ninguna excepción a su aplicación. Por ello no hay problema en señalar en la discusión y dejar constancia en actas que el cómputo de los plazos que se están tratando se refieren a la ley de procedimientos administrativos y que quede expresamente señalado que ésta es plenamente aplicable a todos los actos de la administración, tal como lo establece el artículo 2° de la referida ley, que establece el ámbito de aplicación.

El diputado Gabriel Silber consideró que esta discusión va más allá de los plazos y en definitiva depende de la discusión y sanción de esos temas.

Advirtió que el riesgo es el de aplicar otros elementos que también están establecidos en la ley, como los efectos positivos del silencio, que generan efectos y derechos a una empresa eléctrica ante la renuencia de la administración, o por saturación administrativa, no tenga la posibilidad de evacuar a tiempo un respuesta administrativa, irrogará una respuesta al peticionario.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, manifestó que no existe ninguna innovación en la aplicación de la ley de procedimiento administrativo, y esta ley se aplica íntegramente a toda la administración.

Respecto de los dichos del diputado Silber, precisó que el artículo 64 de la ley N° 19.880, regula expresamente lo que se entiende por silencio positivo, su artículo 65 lo que se entiende por silencio negativo y el artículo 66 señala los efectos del silencio administrativo.

De esta manera, se reconoce el pleno efecto y aplicación de la ley de procedimiento administrativo, además de exponer que no recuerda un caso en que se haya aplicado el silencio administrativo en materia de energía eléctrica.

Puesta en votación la indicación N° 1, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Cicardini, Kort, Provoste, Silber y Ward. (8x0x0).

Puesta en votación la indicación N° 2, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Cicardini, Kort, Provoste, Silber y Ward. (8x0x0).

Las indicaciones números 3, 5, 6 y 7 se retiraron.

La indicación N° 4, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Cicardini, Espinosa, Kort, Rivas, Silber y Ward. (9x0x0).

La indicación N° 8 se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Cicardini, Kort, Rivas y Ward. Se abstuvieron los diputados Provoste y Silber. (7x0x2).

La indicación N° 9 se aprobó por mayoría de votos, considerando como nuevo plazo el sugerido por el Ejecutivo, es decir, de 15 días. Votaron a favor los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Cicardini, Kort, Rivas y Ward. Se abstuvieron los diputados Provoste y Silber. (7x0x2).

Puesto en votación el artículo con las indicaciones aprobadas, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Cicardini, Kort, Rivas y Ward. Se abstuvieron los diputados Provoste y Silber. (7x0x2).

Artículo 92°.- Decretos de Expansión de la Transmisión. El Ministro de Energía, dentro de quince días de recibidos el informe técnico definitivo de la Comisión a que hace referencia el artículo anterior, mediante decreto expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, fijará las obras de ampliación de los sistemas de transmisión que deban iniciar su proceso de licitación en los doce meses siguientes.

Las obras nuevas de los sistemas de transmisión que deban iniciar su proceso de licitación o estudio de franja, según corresponda, en los doce meses siguientes, serán fijadas por el Ministro de Energía, dentro de los sesenta días siguientes de recibido el informe técnico definitivo, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”. En dicho decreto se deberán distinguir aquellas obras nuevas que deben sujetarse al procedimiento para la determinación de sus franjas preliminares, en adelante e indistintamente “Estudio de Franja”, en caso de ser necesario, y de acuerdo a lo que se señala en los artículos siguientes.

Para la definición de las obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el Ministerio considerará criterios, tales como, los niveles de tensión de las instalaciones, el propósito de uso, las dificultades de acceso a o desde polos de desarrollo de generación, la complejidad de su implementación y la magnitud de las mismas, de acuerdo a lo que se establezca en el reglamento. Las obras nuevas que requieran de una franja preliminar tendrán el carácter de imprescindibles y serán de interés nacional para los efectos de la Ley Nº 20.283.

En caso que sea requerido por otras leyes, se entenderá que los obligados a ejecutar las obras de expansión de los sistema de transmisión que determine el decreto, cuentan con la calidad de concesionarios de los servicios eléctricos.

Las empresas podrán efectuar proyectos de expansión zonal que no se encuentren dentro del plan de expansión fijado por el Ministerio de Energía. En el siguiente proceso de valorización, la Comisión calificará la pertinencia de estas obras teniendo en consideración, no sólo la mayor eficiencia en el segmento, sino que también el diseño global de los sistemas de transmisión y distribución. Para el caso que la Comisión evalúe positivamente la pertinencia de dichas obras, su valorización se realizará considerando la efectuada para instalaciones similares.

Indicaciones.

1.- De la diputada Cicardini, para eliminar en el inciso tercero del artículo 92°, la frase “las dificultades de acceso a o desde polos de desarrollo de generación,”.

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso tercero del artículo 92° la siguiente frase final: “Las obras nuevas que requieran de una franja preliminar, tendrán el carácter de imprescindibles y serán de interés nacional para los efectos de la Ley Nº 20.283”.

3.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para eliminar el inciso cuarto del artículo 92.

4.- De los diputados Cicardini y Alvarado, para reemplazar el inciso cuarto por el siguiente:

“En caso que sea requerido por otras leyes, se entenderá que los obligados a ejecutar las obras de expansión del sistema de transmisión, cuentan con la calidad de concesionarios de los servicios eléctricos. Lo anterior es sin perjuicio de lo dispuesto en las leyes N° 19.300 y N° 20.283, y demás normas legales pertinentes.”.

La jefa de la División Jurídica, señora Carolina Zelaya, manifestó en relación con las indicaciones presentadas que establecer que las obras que requieren franja preliminar, por lo tanto no todas las obras nuevas, requieren definición de trazados, y que deben tener el carácter de imprescindibles o de interés nacional, permite enmarcarlas dentro de la excepción que contempla el artículo 19 de la ley de bosque nativo. Este artículo establece en su primer inciso una regla general que es prohibir la corta, eliminación o destrucción de ciertas especies vegetales nativas. El inciso segundo del mismo artículo establece que excepcionalmente se puede intervenir o alterar el hábitat de ciertas especies vegetales cuando se solicite autorización a la CONAF, en primer término, y siempre y cuando no se altere la continuidad de la especie o que tenga por objeto la realización de investigaciones científicas que sean imprescindibles y que se trate de actividades señaladas en el inciso cuarto del artículo 7°, que son caminos, obras generales o servidumbres de gas u oleoductos y servicios eléctricos en general y siempre que tales obras sean de interés nacional, es decir, se señalan una serie de requisitos que se están encuadrando dentro del carácter de imprescindibles o de interés nacional.

Advirtió que esto no significa que se aplique automáticamente la excepción, porque el inciso siguiente señala que para autorizar esta intervención, la Corporación debe requerir informes de expertos respecto de si la intervención afecta o no la continuidad de la especie. Además, para llevar adelante la intervención, el solicitante debe contar con un plan de manejo de preservación que debe considerar, entre otras medidas, las que señale la misma CONAF. Finalmente para considerar el interés nacional o no de una obra, la CONAF puede solicitar los informes que estime necesarios a las demás entidades de la administración del Estado.

Por lo tanto, explicó que la autorización no opera automáticamente, sino que hay una serie de requisitos que se deben cumplir por CONAF, que los debe evaluar y solicitar los respectivos informes de expertos, además de los informes de la administración que se deben solicitar para determinar si es de interés nacional, si se respeta la continuidad de la especie u otros requisitos.

Respecto de la indicación que señala que en caso que sea requerido por otras leyes, se entenderá que los obligados a ejecutar las obras de expansión del sistema de transmisión, cuentan con la calidad de concesionarios de los servicios eléctricos, esta corresponde a un inciso que se encuentra vigente en el artículo 99 de la ley y que se incorporó a raíz de la tramitación de la ley N° 20.402 que creó el Ministerio de Energía, siendo incorporado por el Ejecutivo de ese entonces, porque el artículo 7° de la ley de Bosque Nativo estableció que el plan de manejo que debe presentar el interesado a la CONAF en el caso de tala de bosque nativo debe ser presentado por el titular de la concesión o servidumbre. Al redactarse de esa manera el artículo 7° de la ley de bosque nativo, se impidió que los trámites, en general, las autorizaciones ambientales de la ley de medio ambiente y de concesiones, no se pudieran hacer de forma simultánea o paralela, sino que debían realizarse de forma sucesiva, dilatando el tiempo de tramitación.

Así, en primer lugar, debía tramitarse toda la obtención de la concesión ante el Ministerio de Energía y la SEC, y una vez que se tramitara la concesión, se podía pedir permiso a la CONAF para presentar un plan de manejo, porque se exige que sea titular de la concesión. Al sacar este inciso, lo que se produce es la dilatación de la tramitación, porque lo que se tiene que hacer es tener la calidad de concesionario para dar tratamiento simultáneo a las concesiones como a las solicitudes ambientales, evitando la secuencialidad de los trámites.

Aclaró que en este momento se entiende que tiene la calidad de concesionario, pero no para todo efecto legal, salvo para estas solicitudes de tramitación del plan de manejo ante la CONAF y hacer los trámites simultáneamente.

El diputado Lautaro Carmona señaló que se debe ver cuál es la forma por la que se regula mejor la ley de bosque nativo y si esta misma ley deja el espacio para que haya excepciones, no ve porque deberá reforzarse en la ley en discusión. Como es un tema de miradas distintas, opinó que se debía someterlo a votación.

En el caso de la indicación N° 3, el señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que desea hacer una precisión, pues no se trata de otorgar un fast track en la tramitación de la solicitud. Como no es ese el sentido, porque no se está otorgando la concesión, sino que el titular del expediente de la concesión puede avanzar con otros trámites, si no se le otorga la concesión, esos avances no tienen ningún sentido. Si se elimina, se estará duplicando los tiempos de tramitación, por lo cual propuso agregar una frase que diga “para el solo efecto de presentar el plan de manejo que se refiere el artículo 7° de ley 20.283”. De manera que la norma permitirá que mientras se avanza en la concesión, pueda avanzar con los otros trámites que se exigen, pero no le está dando el carácter de concesionario.

Finalmente, aclaró que la presente modificación elimina un título entero de la LGSE, entre los cuales está el actual artículo 99°, que pasa a ser el nuevo artículo 92°, razón por la cual resulta necesario regular nuevamente la hipótesis contenida en el inciso cuarto.

El diputado Lautaro Carmona solicitó precisar que con estas indicaciones no queda establecida la categoría de concesionario “ex ante” y queda resguardado en posibles referencias futuras en el proyecto de ley.

El diputado Luis Lemus señaló que todo parece indicar que el proyecto pregona un trámite fácil y expedito en esta materia. Por ello es de opinión de eliminar estas referencias.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, reiteró que no es la intención de esta norma entregar la concesión. Aclaró que el proceso de concesión se regula en otro articulado y, por lo tanto, no puede considerarse esto como una fórmula especial para otorgar la concesión.

La indicación N° 1 fue retirada.

Puesta en votación la indicación N° 2, ésta se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona Cicardini, Provoste, Rivas y Silber. Votaron en contra los diputados Kort y Ward. Se abstuvo el diputado Alvarado. (6x2x1).

Puesta en votación la indicación N° 3 se rechazó. Votaron en contra los diputados Alvarado y Kort. Se abstuvieron los diputados Lemus, Cicardini y Provoste. (0x2x3).

Puesta en votación la indicación N° 4 se aprobó por unanimidad. Votaron a favor los diputados Lemus, Alvarado, Cicardini, Kort y Provoste. (5x0x0).

Artículo 93°.- Procedimiento para la determinación de franjas. Una vez publicado en el Diario Oficial el decreto que fija las obras nuevas, el Ministerio deberá dar inicio al Estudio de Franja para aquellas obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el que será sometido a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del Título II de la ley N° 19.300 sobre bases generales del medio ambiente. El señalado procedimiento concluirá con la dictación de un decreto exento del Ministerio, expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, que fijará la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50 y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable.

El estudio será licitado, adjudicado y supervisado por el Ministerio en conformidad a las bases técnicas y administrativas que éste elabore, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles actuará como organismo técnico asesor.

El financiamiento del Estudio de Franja se establecerá a través de un presupuesto anual elaborado por la Subsecretaría de Energía. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

El Estudio de Franja contemplará franjas alternativas en consideración a criterios técnicos, económicos, ambientales y de desarrollo sustentable.

El señalado estudio deberá contener, a lo menos, lo siguiente:

a) Las franjas alternativas evaluadas;

b) Una zona indirecta de análisis o de extensión, a cada lado de la franja, que tenga la función de permitir movilidad al futuro proyecto;

c) Levantamiento de información en materias de uso del territorio y ordenamiento territorial;

d) Levantamiento de información vinculada a áreas protegidas y de interés para la biodiversidad;

e) Levantamiento de la información socioeconómica de comunidades y descripción de los grupos de interés;

f) Levantamiento de las características del suelo, aspectos geológicos y geomorfológicos relevantes de las franjas alternativas;

j) Diseño de ingeniería que permita identificar las franjas alternativas;

h) Identificación y análisis de aspectos críticos que podrían afectar la implementación de las franjas alternativas;

i) Indicación de los caminos, calles y otros bienes nacionales de uso público y de las propiedades fiscales, municipales y particulares que se ocuparán o atravesarán, individualizando a sus respectivos dueños;

j) Un análisis general del costo económico de las franjas alternativas; y

k) Un análisis general de aspectos sociales y ambientales, en base a la información recopilada.

Para el adecuado desarrollo del estudio regulado en los incisos precedentes, el Ministerio podrá ingresar a todas las propiedades fiscales, municipales y particulares en que sea necesario, a través de la o las personas que para tal efecto designe, conforme al procedimiento establecido en el artículo 67° de la presente ley.

Un reglamento, expedido por intermedio del Ministerio de Energía, establecerá las disposiciones necesarias para la adecuada ejecución del proceso de determinación de franjas preliminares.

Indicaciones.

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para intercalar en el inciso primero del artículo 93°, entre el punto seguido (.) y la expresión “El señalado…”, la siguiente oración: “Un artículo transitorio determinará la entrada en vigencia de la determinación de la franja preliminar, sujeta al procedimiento de evaluación ambiental estratégica”.

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para intercalar el siguiente inciso segundo:

“El estudio preliminar de franja y su respectiva Evaluación Ambiental Estratégica deberá tener en especial consideración, respecto de las alternativas que pondere, los criterios y patrones de sustentabilidad por donde pudieren pasar las franjas. El estudio preliminar de franja deberá someterse en la etapa más temprana posible al proceso de Consulta Indígena contemplado en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo. Además, en todas sus etapas, y mientras no esté determinada oficialmente la franja definitiva, se velará siempre por asegurar el máximo de certidumbre jurídica a favor de las personas y territorios sujetos a dichos estudios.”.

3.- De los diputados Provoste y Silber, para intercalar los siguientes incisos sexto y séptimo del artículo 93°, pasando los actuales a ser noveno y décimo:

“El procedimiento para la determinación de franjas deberá contemplar participación ciudadana conforme a los mecanismos que se definan en el reglamento y que aseguren la participación informada de la comunidad.

En caso que corresponda, se deberá realizar el proceso de participación indígena en virtud del artículo 7 Nº 1 del Convenio Nº 169 de la Organización Internacional del Trabajo.”

4.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar la frase “conforme al procedimiento establecido en el artículo 67º de la presente ley” por la siguiente: “previa solicitud y obtención de la concesión eléctrica provisional según los procedimientos que establece esta ley en lo referido a concesiones eléctricas previo pago del valor fijado por la comisión tasadora, según sea el caso”.

5.- De los diputados Provoste, Alvarado, Lemus y Cicardini, para eliminar en el inciso sexto, a continuación de la coma (,) que pasa a ser punto final, la frase “conforme al procedimiento establecido en el artículo 67° de la presente ley.”

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de las CNE, señaló respecto de la indicación N° 1 que corresponde al momento en que no había reglamento de evaluación ambiental estratégica, pero que ahora ese reglamento fue publicado el 4 de noviembre de 2015.

Respecto a la indicación N° 2 y a la N° 3, que fue retirada, hizo ver que hay una alternativa de redacción que recoge los planteamientos de los parlamentarios.

El diputado Gabriel Silber señaló que se debía considerar la aplicación del Convenio 169 de la OIT en todas sus etapas, porque se contemplan las de participación y consulta.

El señor Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, recordó que cuando compareció ante esta Comisión el Director Nacional de CONADI, señaló que lo que procede es aplicar el artículo 7° número 1. Otros plantean que en realidad debe aplicarse el artículo 6°. Como no les corresponde aplicar el Convenio se debe señalar que corresponde cumplir con el proceso que regula el Convenio, sin establecer si el proceso es de participación o consulta.

El diputado Silber señaló que debe contemplarse la consulta y la participación que establece el 169, que es la que hace la diferencia, que es la que establece el artículo 7°, y por ello debiera incorporarse la expresión “en todas sus etapas”.

El diputado Carmona consultó si la alternativa propuesta por el Ejecutivo recoge las indicaciones de los distintos parlamentarios, cuál sería la observación que se les hace a las ya propuestas por los diputados para no ser acogidas y votadas.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, replicó que las indicaciones parlamentarias tienen elementos que el Ejecutivo no comparte, por ejemplo, que el estudio preliminar de franja “deberá someterse”….y la verdad es que el Convenio 169 no obliga a que en todo proceso de este tipo deba ser sometido a él, salvo que se configure alguna de las hipótesis del Convenio 169, es decir, exista alguna afectación a las comunidades indígenas, de manera que el verbo “deberá” no aparece como un verbo rector adecuado. Además, dice, en todas sus etapas y mientras no esté oficialmente determinada la franja definitiva, se velará siempre por asegurar el máximo de certidumbre jurídica en favor de las personas y territorios.

Señaló que la expresión “máximo de certidumbre jurídica” es bastante confusa, tanto en favor de las personas como al referirse a los territorios. Esa es la razón de proponer una alternativa.

El diputado Carmona señaló que el respeto de los derechos de los pueblos indígenas ha avanzado hasta tener un Convenio Internacional, por lo cual debe entenderse la Consulta cuando ella sea procedente respecto de su aplicación. Agregó que la referencia consultada respecto de la seguridad jurídica de los territorios se refiere precisamente a territorios de los pueblos originarios o que se reivindican como tales. Solicitó que se ponga en votación esta indicación.

El diputado Issa Kort requirió la opinión de la Secretaría de la Comisión y del Ejecutivo sobre la admisibilidad de de la indicación N° 2, al estipular que debe hacerse la consulta de acuerdo al Convenio 169, por cuanto ello obliga a incurrir en un costo. Por otra parte, entendía que si se acepta a tramitación, debiera agregarse la expresión “en cuanto esté vigente”, en referencia a la vida jurídica del Convenio 169.

El Secretario de la Comisión, señor Hernán Almendras, señaló que en cuanto una indicación parlamentaria implique gastos, ella es inadmisible de acuerdo a lo establecido en los artículos 24 y 25 de la ley Orgánica Constitucional del Congreso Nacional, pero que la facultad de declararla corresponde primeramente al Presidente de la Comisión.

El Presidente de la Comisión, diputado Luis Lemus, declaró admisible la indicación N° 2.

A solicitud del diputado Kort se sometió a votación la declaración de admisibilidad hecha por el presidente de la Comisión.

En relación con la indicación N° 4, el señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que ella es inadmisible por cuanto obliga a la realización de un pago, es decir, afecta el gasto fiscal, razón por la cual insistió sobre la inadmisibilidad de la misma.

El diputado Luis Lemus, Presidente de la Comisión, justificó la indicación en concordancia con las concesiones eléctricas. Ello se relaciona con la percepción de tramitación en régimen de fast track que aparece para estas solicitudes de concesión, y que se pueda proceder a la indemnización de las servidumbres de paso que se contituyen una vez que este articulado es aplicable. A esto es a lo que apunta la indicación y que posiblemente se reiterará a lo largo de la discusión del proyecto de ley. Por ello solicitó mayor precisión del Ejecutivo respecto a este punto.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, aclaró que esta es una etapa previa en el proyecto, inicial. Esta es la etapa de la evaluación ambiental estratégica en que el Ministerio hará los estudios de evaluación y habrá análisis de alternativas. Esta indicación obliga al Ministerio de Energía, para que en la evaluación de alternativas autosolicite una concesión, porque es el mismo Ministerio el que otorga las concesiones, pero además lo obliga a pagar por una indemnización por esa autoconcesión provisoria.

Reiteró que se está hablando del estudio de evaluación de alternativas; el ministerio simplemente hace un estudio donde se analizan alternativas. Indicó que si el problema es la referencia al artículo 67, esta puede ser eliminada.

La indicación N° 1 fue retirada.

La indicación N° 2 fue aprobada, previa declaración de admisibilidad.

Se aprobó la admisibilidad por mayoría de votos. Votaron por la admisibilidad los diputados Lemus, Carmona, Provoste, Rivas y Silber. Votaron por la inadmisibilidad los diputados Alvarado, Kort y Word. (5x3x0).

Puesta en votación la indicación declarada admisible, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor, los diputados Lemus, Carmona, Provoste; Rivas y Silber. Votaron en contra los diputados Alvarado, Kort y Ward. (5x3x0)

La indicación N° 3, se retiró por sus autores.

La indicación N° 4 fue rechazada por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Cicardini, Kort y Provoste. (0x5x0).

Puesta en votación la indicación número 5, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Cicardini, Kort y Provoste. (5x0x0).

El diputado señor Luis Lemus, Presidente de la Comisión, informó que esta sesión está citada con el objeto de continuar el estudio en particular del proyecto de ley de origen en un mensaje de S. E. la Presidenta de la República, que "establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional", boletín N° 10.240-08. Corresponde continuiar la discusión y votación particular del artículo 94° del proyecto de ley.

Artículo 94°.- Aprobación por el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad. El estudio a que se refiere el artículo precedente, concluirá con un informe del Ministerio que contenga la franja alternativa a proponer al Consejo de Ministros para la Sustentabilidad establecido en los artículos 71° y siguientes de la Ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente. El Consejo de Ministros para la Sustentabilidad, deberá acordar el uso de la propuesta de franja, para efectos que el Ministerio dicte un decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República” que fije la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50° y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable, para las obras nuevas sometidas a Estudio de Franja, sin perjuicio de lo resuelto en la correspondiente resolución de calificación ambiental. Dichas servidumbres se impondrán una vez que el adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva defina el trazado y cuente con la correspondiente resolución de calificación ambiental para la ejecución del proyecto. El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, debiendo entenderse que los propietarios de los predios comprendidos en la franja preliminar se encuentran notificados del eventual gravamen que se les podrá imponer una vez dictado el decreto a que se refiere el artículo 97°.

Indicaciones.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para agregar al final del inciso primero del artículo 94, la siguiente oración: “El decreto recién indicado deberá ser dictado dentro los 36 meses siguientes a fecha de dictación del decreto exento del Ministerio de Energía que fijó la franja preliminar. Una vez transcurrido este plazo sin que esto ocurra, se entenderá extinguida la causa de utilidad pública que valida los eventuales gravámenes indicados precedentemente en este artículo”.

2.- De los diputados Alvarado, Cicardini, Espinosa y Lemus, para incorporar el siguiente inciso nuevo:

“El gravamen establecido a través del decreto exento del Ministerio de Energía que fija la franja preliminar, se extinguirá una vez transcurridos cinco años contados desde la fecha de dictación de dicho decreto. Con todo, el referido plazo podrá prorrogarse por causas justificadas por una sola vez y hasta por dos años.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, manifestó que, entendiendo el espíritu de la indicación N° 1, y estando de acuerdo en que el gravamen no debiera se permanente, hizo presente a la Comisión la necesidad de efectuar dos modificaciones a la indicación presentada por los diputados. Establecer 36 meses es un plazo exiguo en lo que se refiere a la tramitación de estos proyectos, por lo cual sugirió un plazo total de al menos 5 años y prorrogable por 2 años más y, por otra parte, y más formal que de fondo, señaló que la referencia que se hace a que el decreto recién indicado deberá ser dictado, cuando en realidad se debe entender que es el gravamen establecido a través del decreto a que se refiere el artículo 97.

El diputado Luis Lemus, Presidente de la Comisión, señaló que el objeto de su indicación era establecer un plazo que no fuera muy largo, de manera que las empresas no queden sin realizar obras de manera permanente. Sin embargo, señaló que era atendible la observación que realizó el Ejecutivo, por lo cual señaló que suscribirá una indicación en ese sentido.

La indicación N° 1 fue retirada.

Puesta en votación la indicación N° 2, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Cicardini, Espinosa, Kort y Provoste. (6x0x0).

Por igual votación se aprobó el artículo con la indicación. (6x0x0).

Artículo 95°.- Bases de Licitación del Coordinador de Obras Nuevas y de Ampliación. Corresponderá al Coordinador efectuar una licitación pública internacional de los proyectos de expansión contenidos en los decretos señalados en el artículo 92°. El costo de la licitación será de cargo del Coordinador.

Las bases de licitación de las obras nuevas y de ampliación serán elaboradas por el Coordinador y, a lo menos, deberán especificar las condiciones objetivas que serán consideradas para determinar la licitación, la información técnica y comercial que deberán entregar las empresas participantes, los requisitos técnicos y financieros que deberán cumplir los oferentes, los plazos, las garantías, la descripción del desarrollo del proceso y de las condiciones de adjudicación, así como las características técnicas de las obras de transmisión. Asimismo, las bases deberán contener las garantías de ejecución y operación de los proyectos y las multas por atraso en la entrada en operación del o los proyectos.

El Coordinador podrá agrupar una o más obras de ampliación y obras nuevas con el objeto de licitarlas y adjudicarlas conjuntamente.

Tratándose de la licitación de las obras de ampliación, la empresa propietaria deberá participar en la supervisión de la ejecución de la obra, conforme lo determine el reglamento.

La Comisión podrá fijar el valor máximo de las ofertas de las licitaciones de las obras de expansión en un acto administrativo separado de carácter reservado, que permanecerá oculto hasta la apertura de las ofertas respectivas, momento en el que el acto administrativo perderá el carácter reservado. El Coordinador deberá licitar nuevamente aquellas obras cuya licitación haya sido declarada desierta por no haberse presentado ninguna oferta económica inferior al valor máximo señalado precedentemente.

Indicaciones.

1.- Del diputado Hasbún, para agregar en el inciso primero del artículo 95°, después del punto seguido que pasa a ser coma (,) la frase “a su propio cargo y costo.”.

2.- Del diputado Hasbún, para eliminar en el inciso primero del artículo 95, la frase “El costo de la licitación será de cargo del Coordinador”.

3.- Del diputado Hasbún, para eliminar en el inciso segundo del artículo 95° la frase “nuevas y de ampliación serán elaboradas por el coordinador y, a lo menos”.

4.- Del diputado Hasbún, para agregar en el inciso segundo del artículo 95°, a continuación de la frase “Las bases de licitación de las obras”, la frase “de expansión”.

5.- Del diputado Hasbún, para intercalar en el inciso segundo del artículo 95°, entre las expresiones “deberán especificar” y “las condiciones objetivas”, la siguiente frase “; a lo menos”.

6.- Del diputado Hasbún, para intercalar en el inciso segundo del artículo 95°, entre las frases “información técnica” y “y comercial”, la frase “de seguridad laboral, financiera”.

7.- Del diputado Hasbún, para intercalar, en el inciso segundo del artículo 95°, entre las frases “requisitos técnicos,” e “y financieros”, la frase “de seguridad laboral.

8.- Del diputado Hasbún, para intercalar en el inciso segundo del artículo 95°, entre el segundo y el tercer punto seguido, la siguiente oración: “Las bases de licitación de las obras nuevas serán elaboradas por el Coordinador. Para el caso de las obras de ampliación, las bases de licitación y sus especificaciones técnicas serán propuestas por la empresa propietaria, y el Coordinador podrá, de manera debidamente fundada, aceptarlas total o parcialmente, indicando las observaciones y/o sugerencias de mejoras que fueren necesarias, cuestión que será informada a la empresa propietaria dentro de un plazo de 15 días. Dentro de los 15 días siguientes a la comunicación de la aceptación total o parcial de las bases propuestas y sus especificaciones técnicas por el Coordinador, la empresa propietaria deberá efectuar las aclaraciones y descargos que estime pertinentes, e insistir con su propuesta. Finalmente, corresponderá al Coordinador emitir las bases definitivas de la obra de ampliación y sus especificaciones técnicas dentro del plazo de 10 días, debiendo en el mismo plazo fundamentar el rechazo de aquellas materias en que la empresa propietaria hubiere insistido conforme a lo señalado precedentemente.”.

9.- De los diputados Carmona, Cicardini, para intercalar en el inciso cuarto del artículo 95°, entre la palabra “ampliación” y la coma (,) que le sigue, la siguiente frase: “de líneas de transmisión.”

10.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso cuarto del artículo 95°, la expresión “la empresa propietaria”, por “el Estado”.

11.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para intercalar un nuevo inciso quinto del artículo 95, pasando el actual a ser sexto, del siguiente tenor:

“Tratándose de obras de ampliación de subestaciones, estas deberán ser adjudicadas mediante una subasta pública. La propiedad de dicha ampliación pertenecerá al adjudicatario de dicha subasta pública, sea o no el dueño de la subestación original

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que el Ejecutivo no compartía las indicaciones presentadas por el diputado Hasbún, numeradas del 1 al 8.

Respecto de las indicaciones números 9 y 11, manifestó que tampoco las comparte, por cuanto ellas presentan un problema de carácter técnico. Explicó que en una subestación, por ejemplo, la de Alto Jahuel, frente a la necesidad de ampliar un transformador, resulta muy complejo en una subestación que administra una compañía, hacer dicha obra por una empresa distinta, donde se pueden producir incluso problemas de seguridad.

Por ello han postulado que la ampliación se licite, para garantizar su eficiencia, pero el dueño de la subestación continúa siendo el responsable de la administración de todos los elementos de esa subestación.

El diputado Issa Kort preguntó por el sentido de la indicación número 10, pues parece que tratándose de la licitación de obras de ampliación, se busca sustituir la idea de la empresa propietaria por el Estado, conceptos contrapuestos en esta materia.

El señor Romero, en representación del Ejecutivo, puntualizó en relación con la referida indicación que el inciso propuesto en el Mensaje únicamente habla de la supervisión de la ejecución de la obra. Explicó que ante una licitación adjudicada hay una especie de ITO (Inspector Técnico de Obras). Señaló que tanto el Ministerio de Energía como la CNE no tienen competencias para realizar esa labor, no está entre sus tareas el realizarlas. De esta manera, señaló la lógica de que el experto –dueño de estas instalaciones- sea quien verifique el trabajo realizado en la ampliación. Es decir, el dueño de la subestación debe velar por la ampliación del transformador, para que este sea correcto en su instalación, sin perjuicio de las facultades fiscalizadoras de la SEC.

El diputado Issa Kort señaló que es claro que el Estado supervisa en todo orden de construcciones, porque se deben cumplir normas de construcción y memorias de construcción, etc. Además, el Estado realiza la supervisión a través de cualquiera de sus organismos, dependiendo del emplazamiento. Por ello debe entenderse ese rol del Estado, loque no se condice con lo expresado en la indicación.

El diputado Luis Lemus, señaló que la indicación debe entenderse hablando de una ampliación y no de una obra nueva. Ahí se entiende que el dueño fiscalice y deba vigilar que sus instalaciones estén hechas correctamente y he ahí el sentido de su supervisión.

Puestas en votación las indicaciones números 1 a 8, fueron rechazados por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Cicardini, Espinosa, Kort y Provoste. (0x6x0).

Puestas en votación conjunta las indicaciones números 9 y 11, fueron rechazadas. Votaron en contra los diputados Alvarado, Espinosa, Kort y Provoste. Se abstuvieron los diputados Lemus y Cicardini. (0x4x2).

Puesta en votación la indicación N° 10, se rechazó. Votaron en contra los diputados Alvarado, Espinosa, Kort, Paulina Núñez, y Provoste. Se abstuvieron los diputados Lemus y Cicardini. (0x5x2).

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Cicardini, Espinosa, Kort, Paulina Núñez y Provoste. (7x0x0).

Artículo 96°.- Decreto que fija los derechos de ejecución y explotación de obras nuevas y Decreto de adjudicación de construcción de obras de ampliación. El Coordinador en un plazo no superior a sesenta días de recibidas las propuestas, deberá resolver la licitación y adjudicará los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva, o la adjudicación de la construcción y ejecución de las obras de ampliación, según corresponda, en conformidad a las bases. Asimismo, se comunicará el resultado de la licitación a la empresa adjudicataria de la obra nueva respectiva y a las empresas transmisoras propietarias de las obras de ampliación, según corresponda, y se informará a la Comisión y a la Superintendencia respecto de la evaluación de los proyectos y de la adjudicación.

Dentro de los cinco días siguientes a dicho informe, la Comisión remitirá al Ministro de Energía un informe técnico con los resultados de la licitación, incluyendo en el caso de las obras de ampliación el A.V.I.+C.O.M.A. a remunerar a la empresa transmisora propietaria de dicha obra, con todos los antecedentes del proceso. Sobre la base de dicho informe técnico, el Ministerio dictará un decreto supremo, expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República", que fijará, tratándose de las obras nuevas:

a) Los derechos de ejecución y explotación de la obra nueva;

b) La empresa adjudicataria;

c) Las características técnicas del proyecto;

d) La fecha de entrada en operación;

e) El valor de la transmisión por tramo de las nuevas obras, conforme al resultado de la licitación, y

f) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra e) anterior.

En el caso de las obras de ampliación, el decreto señalado en el inciso anterior fijará:

a) El propietario de la o las obras de ampliación;

b) La empresa adjudicataria encargada de la construcción y ejecución de la obra o las obras de ampliación;

c) Las características técnicas del proyecto;

d) La fecha de entrada en operación;

e) El V.I. adjudicado;

f) El A.V.I. determinado a partir del VI señalado en la letra anterior;

g) El C.O.M.A que corresponderá aplicar hasta el siguiente proceso de valorización, y

h) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra g) anterior.

Indicaciones.

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para intercalar en el título del artículo 96°, entre las palabras “derechos” y “de ejecución”, la expresión “y condiciones”.

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para intercalar en el literal a) del artículo 96°, entre las palabras “derechos” y “de ejecución”, la expresión “y condiciones”.

El señor Andrés Romero, Secretario General de la Comisión Nacional de Energía, señaló que estaban de acuerdo con las indicaciones planteadas por los parlamentarios. A continuación explicó cómo se desarrolla el proceso de valoración y tarificación de los sistemas de transmisión.

Señaló que nuestros sistemas de tarificación y valorización de transmisión no pagan fierros, sino un servicio de transmisión con un determinado estándar de calidad, seguridad y desempeño. En ese sentido aclaró que no se paga por los fierros invertidos, sino un servicio con determinada calidad.

Agregó que la tarifa final se elabora mediante dos fórmulas. Desde la Ley Corta I, los sistemas de transmisión y las nuevas obras de ampliación se licitan y el adjudicatario debe ofrecer un precio de valor anual de inversión, lo que se denomina AVI, más un costo de administración, mantención y operación anual (COMA), por un plazo de 20 años.

De esta manera el adjudicatario resulta ser quien ofrezca el menor AVI COMA, por los próximos 20 años. Al final de esos 20 años, la tarificación es hecha por el Estado a través de un proceso reglado, con participación de distintos actores, panel de expertos, etc. y un informe de la Comisión Nacional de Energía que termina en un decreto del Ministerio de Energía del cual toma razón la Contraloría General de la República.

¿Qué es lo que tarifica la Comisión Nacional de Energía?

Señaló que se paga anualmente un Valor por el Servicio de Transimisión, constituido por un VNR que es un Valor Nuevo de Reemplazo, y un COMA, Costo de Operación y Mantenimiento y Administración.

Respecto del VNR, cada cuatro años la CNE calcula un Valor Nuevo de Reemplazo, siendo indiferente a la Comisión el precio pagado por los fierros, se hace un ejercicio de eficiencia del sistema y lo valoriza al valor actual que tienen los elementos que hacen eficiente la prestación del servicio.

Durante los 20 primeros años y durante los siguientes, la estimación que hace la compañía operadora de una líneaes calcular un costo de capital más lo que cuesta reemplazar las partes dela respectiva línea de transmisión.

Así por ejemplo, la vida útil técnica de una línea de transmisión es de 50 años y la vida útil técnica de un transformador es de 40 años. El oferente entonces estimará cuál es su tarifa en los próximos 40 años, o 30 años dependiendo los elementos que se trate, así le asigna un valor. Esto es importante de destacar, porque en los primeros 20 años no se está pagando el valor de la inversión hecha.

Ejemplificó el caso en que se permitiera pagar o amortizar la inversión en 20 años. El ejercicio neto en este caso es que se encarecen los precios a los consumidores, produciéndose una especie de subsidio intergeneracional, porque se pagará más en los primeros 20 años que en los próximos según sea el elemento a pagar.

Formula a continuación un caso concreto: en una línea de 700 millones de dólares en cincuenta años, con tasa del 8 por ciento, el valor anual estimado sería de 57 millones de dólares, el COMA de 12. Por lo tanto, lo que exigiría ese proyecto como pago anual, son 69 millones de dólares. Pero si el sistema se pagara en 20 años, y no sigue el mismo propietario operando la línea, el ejercicio neto es un aumento en las tarifas los primeros 20 años, luego bajarían por haber pagado el capital, por lo cual no tiene mucho sentido apresurar este pago.

Lo que tiene sentido es que año a año se pague la anualidad que corresponde a la depreciación técnica de los equipos, la cual no tiene niguna relación con la depreciaciónque realiza el Servicio de Impuestas Internos, y que si se usara ésta, encarecería las tarifas, porque por ejemplo para el SII, la vida útil de la línea es de 20 años, pero para la CNE son 50 años. De esta manera cada año se paga una cincuentava parte del valor. Con la otra tabla sería un veinteavo del valor nuevo de reemplazo. No tiene sentido pagar un veinteavo porque la vida útil es de 50 años, de manera que con la tabla del SII se sobrepagaría el sistema.

Reiteró que lo que se paga es un servicio de transmisión con determinados estándares de seguridad y calidad, y quien determina ese precio en los primeros 20 años es la competencia y de ahí en adelante, es el Estado. Es un servicio regulado, con pago de anualidades que corresponden a la vida técnica de estos componentes a un valor nuevo de reemplazo.

La diputada Yasna Provoste señaló que este artículo era importante desde el punto de vista del precio final de las tarifas y así se debe ver como se reduce las tarifas al usuario final.

Por ello consultó cómo funciona el sistema de contabilidad en otras partes del mundo, considerando que el interés es también que después de la concesión quede para el Estado.

El jefe del Departamento Electrico de la Comisión Nacional de Energía, señor Iván Saavedra, señaló que el proceso de valoración y tarificación de los sistemas de transmisión obedece de alguna manera a un cierto estándar internacional, de manera que los modelos no difieren muchos unos de otros. Los matices se darían porque el Costo de Operación, Mantenimiento y Administración Anual, COMA, podría ser más elevado porque incluye la reposición de elementos de los sistemas. Por lo tanto, diferencias de contabilidad, en téminos agregados, no existen con el sistema vigente en Chile. De alguna manera, los conceptos son vasos comunicantes que se han puesto en las tarifas.

Finalmente, si uno no paga los costos, el sistema se va empobreciendo y pierde su calidad, y lo que se paga es por asegurar un servicio de transmisión adecuado.

En cuanto al impacto en las tarifas, la componente transmisión no va a bajar sino mirando la competencia y eficiencia de los procesos tarifarios, y la plataforma de transmisión que se genera con este cambio legal viabiliza que la competencia en el componente más oneroso de la tarifa, cual es la generación, se haga de mejor forma y permite bajar la cuenta de los clientes finales.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, destacó que en el Cono Sur, la regulación es similar con algunos matices. Lo que sí se puede decir, es que no hay ningún país que pague en 20 años su sistema de transmisión porque no tiene ninguna relación ese plazo, con la vida útil económica de la línea, de manera que es adelantar pagos y no es necesario encarecer el costo de la transmisión.

Puestas en votación ambas indicaciones, se aprobaron por mayoría de votos. Votaron por la afirmativa los diputados Lemus, Alvarado, Cicardini, Espinosa y Paulina Núñez. Se abstuvieron los diputados Kort y Provoste. (5x0x2)

Puesto en votación el artículo con las indicaciones, se aprobaron por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Cicardini, espinosa, Kort, Paulina Núñez y Yasna Provoste. (7x0x0).

Artículo 97°.- Procesos posteriores a la adjudicación para obras nuevas sometidas al procedimiento para la determinación de franjas. El adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva que debe sujetarse a Estudio de Franja, deberá someter al sistema de evaluación de impacto ambiental, conforme a lo dispuesto en la ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el respectivo proyecto, determinando el trazado sobre la base de la franja preliminar fijada mediante el decreto establecido en el artículo 94°.

Una vez obtenida la resolución de calificación ambiental de acuerdo a lo definido en la ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el Ministerio dictará un decreto exento suscrito bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, mediante el que determinará el trazado definitivo y la franja de seguridad asociada a dicho trazado, constituyéndose, por el solo ministerio de la ley, servidumbre eléctrica sobre la referida franja.

El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, debiendo entenderse que los propietarios de los predios comprendidos en el trazado definitivo se encuentran notificados de la imposición de la o las servidumbres correspondientes.

El titular del proyecto será considerado titular de concesión eléctrica para los efectos del artículo 31° bis y 34° bis de la presente ley.

Dentro de los 30 días siguientes a la publicación en el Diario Oficial del decreto referido en el inciso segundo, el titular del proyecto lo deberá reducir a escritura pública, a su costo. A partir de la fecha de reducción a escritura pública, el titular del proyecto deberá iniciar las gestiones para hacer efectivas las servidumbres conforme a los artículos 62° y siguientes de la ley.

En todo lo no regulado en el presente Capítulo, será aplicable, en lo que corresponda, lo dispuesto en el Capítulo V, del Título II, de la presente ley.

Indicaciones.

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para sustituir en el inciso segundo del artículo 97° la frase “constituyéndose por el solo ministerio de la ley, servidumbre eléctrica sobre la referida franja.”, por la siguiente: “debiendo el adjudicatario solicitar la concesión definitiva, de acuerdo a los procedimientos establecidos por la ley eléctrica vigente, para el trazado aprobado en la Resolución de Calificación Ambiental respectiva.”.

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso tercero del artículo 97° la frase “debiendo entenderse que los propietarios de los predios comprendidos en el trazado definitivo se encuentran notificados de la imposición de la o las servidumbres correspondientes” por la siguiente frase: "con el objeto de notificar a los propietarios de predios comprendidos en el trazado definitivo, y para el cual se solicitará la concesión eléctrica definitiva”.

3.- Del diputado señor Carmona, para intercalar el siguiente inciso tercero nuevo al artículo 97°: “La servidumbre quedará constituida a favor del Estado, teniendo este su titularidad. El Ministerio de Energía entregará la servidumbre en comodato al titular del proyecto, quien procederá, previo al contrato, al pago del valor de la servidumbre al propietario del inmueble.”.

4.- Indicación del diputado Carmona, para eliminar el inciso cuarto del artículo 97°, pasando el actual a ser cuarto y así sucesivamente.

5.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso quinto del artículo 97°, la frase “para hacer efectivas las servidumbres conforme a los artículos 62º y siguientes de la ley”; por la siguiente frase: “para obtener la concesión definitiva sobre los terrenos comprendidos en el trazado definitivo.”.

6.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar el siguiente inciso final artículo 97°:

“Sin perjuicio de los derechos y adjudicaciones que establece la presente ley, una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión correspondiente, el Estado consolidará la propiedad y titularidad tanto del trazado como de la infraestructura cuya construcción y operación fue licitada y adjudicada.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que nos encontramos en los trámites posteriores a la licitación de una obra y señaló que las indicaciones números 1, 2, 4 y 5 se refieren a un mismo tema.

Observó igualmente que la indicación N° 1 establece un doble trámite, que aparece como redundante. La concesión es un trámite que realiza el Ministerio de Energía y su efecto es otorgar una servidumbre eléctrica. El inciso segundo del artículo 97°, propuesto en el Mensaje, señala que el trámite que debe hacer individualmente el adjudicatario de la línea, se hace por el Ministerio de Energía al dictar el decreto, por lo cual no tiene sentido obligarlo a que dicte un nuevo decreto.

Respecto de la indicación N° 3, el señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que existen tres motivos por los cuales el Ejecutivo no la comparte: primero, porque nuestro sistema nunca paga las servidumbres, lo que se paga por el sistema tarifario, cumplidos los 20 años tras los cuales se paga a la empresa adjudicataria el valor que ella ofreció en la licitación, cuando empieza la tarificación por la autoridad a través de la CNE, lo único que se paga ahí es un tasa de interés por capital inmovilizado por parte de la empresa para pagar las servidumbres. En otras palabras, si la empresa pagó 10 millones de dólares en servidumbres, en el sistema tarifario no se le paga capital más interés, sino una tasa de interés asociada a ese capital inmovilizado.

En segundo lugar, si la intención es que se pague el capital de las servidumbres, tendrá un efecto neto de encarecer las cuentas. Atendido que hoy no se paga capital, si la intención es que se pague, en el plazo que sea, el efecto será encarecer la cuenta de los clientes finales.

Señaló por último que esta indicación es inadmisible, porque se trata de materias de iniciativa exclusiva del Presidente de la República, por cuanto genera gastos.

El diputado Lautaro Carmona hizo presente que una vez pagadas todas las inversiones del privado, el Estado debe recuperar la potestad sobre el trazado, evitando potenciales mercados de transacciones inalámbricas en lo que se refiere a servidumbres y trazados, y eso debe ir en beneficio de los consumidores en general.

El diputado Luis Lemus, Presidente de la Comisión, señaló que finalmente es el cliente el que paga. Para la respectiva valorización de los A.V.I., V.A.T.T. y C.O.M.A., son cosas que paga el cliente final y la servidumbre pasa a estar dentro de ese capital, de manera que está considerado en la anualidad del valor que pone el oferente. Entonces al cumplirse la vida natural de esta concesión pueda constituirse a favor del Estado, siendo redes públicas que no pueden formar parte del patrimonio de la empresa, donde además, el Estado ha hecho todo para esa empresa.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, hizo presente que los mismos argumentos que se esgrimen sobre la indicación N° 3, se predican sobre la indicación N° 6. Agregó que tras esta última indicación aparece la idea que las líneas de transmisión se pagan en 20 años, lo que es absolutamente erróneo.

Agregó que ciertamente quienes pagan son los consumidores, pero la pregunta es qué y cómo lo pagan. Si el consumidor debe pagar un sistema de transmisión en cincuenta años, eso será más barato que pagarlo en veinte años. El efecto neto será un alza de veinte por ciento en las cuentas de los usuarios finales, porque terminan pagando anticipadamente el cobro de una inversión que se puede pagar en cincuenta años. Señaló también que hay un error conceptual, por los plazos involucrados y qué se paga.

Insistió en que hoy los consumidores no están pagando las servidumbres, sino una tasa de interés respecto de un capital. Lo que hacen las indicaciones 3 y 6 es hacer pagar también el costo de las servidumbres y provocar un alza en las cuentas finales.

El señor Máximo Pacheco, Ministro de Energía, hizo presente que esta es una discusión de fondo, que es importante que se de. Sin perjuicio de ello, respaldó los conceptos expresados por el Secretario de la CNE. Advirtió que quien entienda que el modelo funciona de acuerdo a lo propuesto en las indicaciones 3 y 6 incurre en un error y éste lo pagan los consumidores.

El diputado Issa Kort señaló que los argumentos son claros y pidió que la Comisión se pronuncie sobre la admisibilidad de la indicación N° 3.

Puesta en votación la indicación N° 1, se rechazó por no alcanzarse la mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Urízar y Silber. Votaron en contra los diputados Alvarado, Castro, Gahona y Kort. (4x4x0).

Puesta en votación la indicación N° 2, se aprobó por mayoría de votos. Votaron por la afirmativa los diputados Lemus, Carmona, Urízar, Provoste y Silber. Votaron en contra los diputados Alvarado, Castro, Gahona y Kort. (5x4x0).

Puesta en votación la inadmisibilidad de la indicación N° 3, se rechazó se rechazó por no alcanzar la mayoría de votos. Votaron a favor Lemus, Carmona, Urízar, Provoste y Silber. Por la inadmisibilidad votaron los diputados Alvarado, Castro, Gahona, Kort y Paulina Núñez. (5x5x0).

Puesta en votación la indicación N° 3, se rechazó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona y Urízar. Votaron en contra los diputados Alvarado, Castro, Gahona, Kort y Paulina Núñez. Se abstuvieron los diputados Provoste y Silber. (3x5x2).

Puestas en votación las indicaciones números 4 y 5 se rechazaron por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona y Urízar. Votaron en contra los diputados Alvarado, Castro, Gahona y Kort. Se abstuvieron los diputados Provoste y Silber. (3x4x2).

Puesta en votación la indicación N° 6, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Urízar, Espinosa, Provoste y Silber. Votaron en contra los diputados Alvarado, Castro, Gahona, Kort y Paulina Núñez. (6x5x0).

Puesto en votación el artículo con las indicaciones aprobadas, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Urízar, Espinosa, Provoste y Silber. Votaron en contra los diputados Gahona, Kort y Paulina Núñez. Se abstuvieron los diputados Alvarado y Castro. (6x3x2).

Artículo 99°.- Remuneración de las Obras de Expansión. Las obras nuevas contenidas en los respectivos decretos que fijan el plan de expansión para los doce meses siguientes, señalados en el artículo 92° serán adjudicadas a una empresa de transmisión que cumpla con las exigencias definidas en la presente ley y la demás normativa aplicable. La licitación se resolverá según el valor anual de la transmisión por tramo que oferten las empresas para cada proyecto y sólo se considerarán de manera referencial el V.I. y C.O.M.A. definidos en el aludido decreto.

El valor anual de la transmisión por tramo resultante de la licitación y su fórmula de indexación constituirá la remuneración de las obras nuevas y se aplicará durante cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente.

La licitación de la construcción y ejecución de las obras de ampliación contenidas en el decreto señalado en el artículo 96°, se resolverán según el V.I. ofertado. El propietario de la obra de ampliación será el responsable de pagar al respectivo adjudicatario la referida remuneración, de acuerdo a lo que señalen las bases.

Por su parte, el propietario de la obra de ampliación recibirá como remuneración de dicha obra el A.V.I. más el C.O.M.A. correspondiente. El A.V.I. será determinado considerando el V.I. adjudicado y la tasa de descuento correspondiente utilizada en el estudio de valorización vigente al momento de la adjudicación. El A.V.I. resultante de la licitación corresponderá a la remuneración del adjudicatario por cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente.

Las obras de ampliación adjudicadas deberán ser consideradas en los procesos tarifarios siguientes para los efectos de determinar el C.O.M.A. aplicable.

Los pagos por el servicio de transporte o transmisión a la empresa propietaria de las obras nuevas y obras de ampliación de transmisión se realizarán de acuerdo con lo establecido en los artículos 115° y siguientes.

Indicaciones.

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar, al final del inciso segundo del artículo 99°, la siguiente frase: “Una vez transcurridos los cinco periodos tarifarios referidos en este artículo, durante el proceso de actualización y valorización de las instalaciones, no podrá volver a incluirse el componente inversión en dicha valorización.”.

2.- De los diputados Gahona, Hasbún y Ward, para agregar en el inciso cuarto del artículo 99° a continuación del punto seguido, que pasa a ser coma (,) la siguiente frase: “a que se hace referencia en el artículo 118°”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que de acuerdo a lo explicado, la aprobación de la indicación N° 1 hará subir el precio de la tarifa de energía porque obliga a los clientes finales a pagar el capital en cinco períodos tarifarios y por ello pidió que se rechace.

Respecto de la segunda indicación, señaló que es de referencia formal.

El diputado Carmona señaló que los cinco períodos tarifarios ya vienen en la propuesta del Ejecutivo. La indicación agrega un nuevo inciso que toma en cuenta lo señalado en el inciso anterior.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que se refiere a la forma en que ha operado el sistema tarifario. Al adjudicarse la licitación, se hace una oferta que cubre cinco períodos tarifarios, un Valor Anual de Inversión, AVI, y el Costo de Operación, Mantenimiento y Administración, COMA. Ese A.V.I., C.O.M.A. dura cinco períodos tarifarios, tras los cuales procede la tarificación del Gobierno.

Con la indicación propuesta, la carga es mayor en los cinco primeros períodos tarifarios. De esta manera sube el pago de la transmisión para el consumidor final.

La diputada Yasna Provoste reafirmó la intención de hacernos cargo en la tarificación de servicios como el de agua potable. Así en cada fijación tarifaria se vuelven a establecer elementos como reparación y reposición de carácter estructural, y el Estado no tiene capacidad para fiscalizar aquellas reposiciones y reparaciones, y eso siempre es con cargo al usuario, de manera que esta decisión no le queda del todo claro su efecto sobre las tarifas.

El diputado Gabriel Silber señaló que no se pueden tomar las obras como un todo, pero en términos de la depreciación que tienen tales bienes y como la captura la empresa en su política de costos. Desde esa perspectiva el Manual Técnico del SII refleja distintos mecanismos de depreciación según el nivel y naturaleza de la inversión, porque los bienes tienen depreciación y obsolescencia distinta. Por ello señaló que la propuesta del Ejecutivo no refleja, de manera fiel, cómo equipos de rentabilidad corta se puedan depreciar en menor tiempo, lo que sí parece ser una especie de subsidio que aumentan los costos y la inversión que se amortiza en determinada cantidad de años.

Expresó que se puede entender que hay piezas que duran 50 años en que lo mejor es prorratear el costo en esos años, pero también hay algunas que tienen una obsolescencia mayor que no se deben prorratear a tan largo tiempo.

Señaló que mantener el sistema, significa un subsidio cruzado a la empresa por inversiones que ya dejaron de serlo, y que requieren un incentivo para la reinversión, porque la empresa pierde competitividad.

Finalmente señaló que el Ejecutivo debiera acoger la propuesta formulada por el diputado Carmona.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, reiteró que se busca pagar un servicio de transmisión con determinados estándares de calidad y seguridad. El sistema se piensa por los distintos elementos que tienen distinta vida útil. Cuando la compañía ofrece la licitación, lo hace en el entendido que hay un monopolio a partir del año 20 en el que termina su oferta. Desde el año 20 el sistema tarifario paga la anualidad correspondiente por la instalación respectiva, por la tasa de descuento que está planteada en la ley a un valor nuevo de reemplazo.

Así, si un transformador tiene una vida útil de 40 años, lo que se paga a partir del año 20 es un cuarentavo del precio de reemplazo de un transformador.

Señaló que es lógico que si se paga en menos años, el precio será más caro. Si se compara el sistema del SII con el de la CNE, este último tiene costos un 23 por ciento menores porque se calcula una vida útil mayor.

Votación.

La indicación N° 1 fue rechazada por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Carmona, Urízar y Rivas. Votaron en contra los diputados Alvarado, Castro, Espinosa, Gahona, Kort, Paulina Núñez. Se abstuvieron los diputados Lemus, Provoste y Silber. (3x6x3).

La indicación N° 2 fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Urízar, Espinosa, Gahona, Kort, Paulina Núñez, Provoste, Rivas y Silber. (12x0x0).

En votación el artículo con la indicación, se aprobó por unanimidad. (12x0x0).

Capítulo III

Artículo 100°.- Calificación de las Instalaciones de los Sistemas Transmisión. Las líneas y subestaciones eléctricas de cada sistema de transmisión nacional, para polos de desarrollo, de transmisión zonal y de los sistemas dedicados serán determinadas cuatrienalmente por la Comisión mediante resolución exenta dictada al efecto.

La Comisión deberá incorporar a la señalada resolución de calificación, en el momento en que entren en operación, las instalaciones futuras de transmisión, de construcción obligatoria, contenidas en los respectivos decretos de expansión, como aquellas otras que entren en operación dentro del período de vigencia de la referida resolución.

Las líneas y subestaciones eléctricas sólo podrán pertenecer a un segmento del sistema de transmisión.

En la resolución a que hace referencia el inciso primero, la Comisión podrá agrupar una o más áreas territoriales para conformar los respectivos sistemas de transmisión zonal. Tanto dicha agrupación como la incorporación de la línea o subestación en una de éstas, deberá mantenerse por tres períodos tarifarios, salvo que éstas fueren calificadas en otro segmento.

En este proceso se deberán definir asimismo la desconexión de aquellas líneas y subestaciones que no sean necesarias para el sistema eléctrico, considerando los antecedentes que emanen de los procesos de planificación de transmisión.

Para efectos de la calificación de las líneas y subestaciones eléctricas, tres meses antes del vencimiento del plazo señalado en el artículo 107°, el Coordinador deberá remitir a la Comisión el listado de instalaciones contenido en los sistemas de información a que hace referencia el artículo 72°-8.

Indicación.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 100, la frase “para polos de desarrollo,”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, explicó que se establece por primera vez un procedimiento cuatrienal común para la calificación de todas las instalaciones de transmisión, el cual estará a cargo de la CNE, y que contempla instancia de observaciones y eventuales discrepancias ante el Panel de Expertos.

En este proceso se deberán definir asimismo la desconexión de aquellas líneas y subestaciones que no sean necesarias para el sistema eléctrico, considerando los antecedentes que emanen de los procesos de planificación de la transmisión.

Puesta en votación la indicación N° 1 fue rechazada por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Melo, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (0x5x0).

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Melo, Gahona, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (6x0x0).

Artículo 103°.- Definición de V.A.T.T., V.I., A.V.I. y C.O.M.A. Para cada tramo de un sistema de transmisión se determinará el “valor anual de la transmisión por tramo”, compuesto por la anualidad del "valor de inversión", en adelante "V.I." del tramo, más los costos anuales de operación, mantenimiento y administración del tramo respectivo, en adelante "COMA", ajustados por los efectos de impuestos a la renta y depreciación correspondiente, de conformidad a la metodología que establezca el reglamento.

Cada tramo del sistema de transmisión estará compuesto por un conjunto mínimo de instalaciones económicamente identificables, agrupadas según los criterios que establezca el reglamento.

El V.I. de una instalación de transmisión es la suma de los costos eficientes de adquisición e instalación de sus componentes, de acuerdo con valores de mercado, determinado conforme a los incisos siguientes.

En el caso de las instalaciones existentes, el V.I. se determinará en función de sus características físicas y técnicas, valoradas a los precios de mercado vigentes de acuerdo a un principio de adquisición eficiente.

Sin perjuicio de lo anterior, respecto de los derechos relacionados con el uso de suelo, los gastos y las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres utilizadas, para efectos de incluirlos en el V.I. respectivo se considerará el valor efectivamente pagado, indexado de acuerdo a la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor. Para estos efectos, el Coordinador deberá elaborar y mantener un catastro de las servidumbres existentes y sus respectivas valorizaciones. Sólo se valorizarán aquellas servidumbres en las que se acredite fehacientemente el valor efectivamente pagado por ellas. Las discrepancias que surjan sobre esta materia podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos.

En el caso de Obras de Expansión, se considerará lo señalado en el artículo 99°.

La anualidad del V.I., en adelante “A.V.I.”, se calculará considerando la vida útil de cada tipo de instalación determinada conforme lo señalado en el artículo siguiente y considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118°.

Para cada segmento de los sistemas de transmisión señalados en el artículo 100° y para cada sistema de transmisión zonal, el C.O.M.A. se determinará como los costos de operación, mantenimiento y administración de una única empresa eficiente y que opera las instalaciones permanentemente bajo los estándares establecidos en la normativa vigente, conforme lo especifique el reglamento.

Indicaciones

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para reemplazar en el inciso séptimo del artículo 103, la frase: “determinada conforme lo señalado en el artículo siguiente y considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118°”, por la siguiente: “…, la fecha de entrada en operación de la instalación y considerando la tasa de descuento señalada en el Artículo 118º”.

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar al final del inciso séptimo del artículo 103, la siguiente frase: “La vida útil será determinada por la regulación vigente del Servicio de Impuestos Internos sobre la materia.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE explicó que este artículo regula la adjudicación de las licitaciones de obras de expansión de la transmisión y el contenido mínimo de los respectivos decretos de adjudicación que deberá dictar el Ministerio de Minería.

Copn respecto a las indicaciones, explicó que el Ejecutivo no tiene discrepancias con la N° 1 y respecto de la N° 2, reafirmó los argumentos planteados en la sesión anterior.

Al efecto, sostuvo que la vida útil de los distintos elementos para efectos de tarificación puede oscilar de 30 a 50 años y es distinta a la vida útil que se calcula para efectos tributarios. Si se mantiene el criterio del Servicio de Impuestos Internos el costo se pagará en 20 años, que será beneficioso para las empresas en vez de 30 a 50 años, que es el caso de la vida útil técnica, y por lo tanto, tendrá un costo mayor para los consumidores.

El diputado Luis Lemus, Presidente de la Comisión, no obstante ser autor de una de las indicaciones, señaló su acuerdo con el Ejecutivo.

El señor Iván Saavedra, Jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión, señaló que para determinar cuál es la vida útil hay que traer a colación las discusiones realizadas respecto de las vidas útiles en el último proceso tarifario de subtransmisión, actualmente en curso. En la instancia de Panel de Expertos respecto de las bases que guían este proceso se discutieron temas respecto de las vidas útiles consideradas o a considerar en el proceso tarifario. Las distintas argumentaciones que presentaban las empresas estaban orientadas en bajar las vidas útiles con un objetivo claro de tener un beneficio respecto de la tarifa que iban a cobrar. El dictamen del Panel de Expertos se basa en hechos técnicos, por ejemplo en estudios del CIGRE, (Conseil International des Grands Réseaux Électriques) Consejo internacional de Grandes Redes Eléctricas, donde se señala por ejemplo que en algunos elementos se pueden considerar vidas útiles técnicas de hasta 63 años. Es así como la discución se zanjó por el Panel de Expertos en el sentido de no considerar bajas vidas útiles porque lo contrario tenía, primero, no una consideración técnica sino un efecto tarifario que buscaban las empresas. Es así por ejemplo que en una línea de transmisión que tiene muchas componentes las principales componentes que significan sobre el 75% del costo de la línea como son las fundaciones, las estructuras de acero que forman las torres de alta tensión y hasta los conductores inclusive, todas ellas están consideradas en este proceso tarifario con vidas útiles del orden de los 50 años.

El diputado señor Vlado Mirosevic consultó si la vida útil considerada en una anualidad de 20 años no resultaría ser más barata que calcularla a 50 años.

El señor Iván Saavedra, Jefe del Departamento Eléctrico, explicó que en el proceso tarifario se considera una vida úitl o utilidad permanente de la instalación por lo que resulta más coherente tarificarla en línea con la vida útil técnica de la instalación económica y no acortar la vida útil considerada para efectos tarifarios, esto entrega un señal más estable, que es una mejor señal tarifaria tanto para los inversionistas como para los consumidores finales.

Puesta en votación la indicación N° 1, se aprobó por unanimidad de los diputados presentes. Votaron los diputados Lemus, Melo, Gahona, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (6x0x0).

Puesta en votación la indicación N° 2, se rechazó por mayoría de votos. Votó a favor el diputado Mirosevic. Votaron en contra los diputados Lemus, Melo, Kort, Provoste, van Rysselberghe. (1x5x0).

Puesto en votación el artículo con la indicación N° 1, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Melo, Gahona, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (6x0x0).

Artículo 104°.- Vida Útil de las Instalaciones. La vida útil para efectos de determinar la anualidad del valor de inversión indicada en el artículo precedente será determinada por la Comisión. Para estos efectos, en la oportunidad que fije el reglamento, la Comisión comunicará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas definidos en el artículo 90° un informe técnico preliminar que contenga las vidas útiles de los elementos de transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web.

A más tardar veinte días contados desde la publicación de dicho informe, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán realizar observaciones, las que deberán ser aceptadas o rechazadas fundadamente en el informe técnico definitivo, el que será publicado en el sitio web de la Comisión dentro de los veinte días siguientes a la recepción de las observaciones.

Si se mantuviesen observaciones, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias ante el Panel de Expertos en un plazo de diez días contados desde la publicación. El Panel resolverá las discrepancias en un plazo de veinte días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

La Comisión comunicará y publicará en su sitio web el informe técnico definitivo de vida útil de las instalaciones, incorporando lo resulto por el Panel, dentro de los diez días siguientes a la comunicación de su dictamen. En caso de no haberse presentado discrepancias, la Comisión comunicará y publicará en su sitio web el informe técnico definitivo dentro de los cinco días de vencido el plazo para presentarlas.

Las vidas útiles de las instalaciones contenidas en la resolución de la Comisión que aprueba el informe técnico definitivo a que hace referencia el inciso anterior, se aplicarán por tres períodos tarifarios consecutivos. Excepcionalmente, los nuevos elementos por avances tecnológicos o nuevos desarrollos, que no hayan sido considerados en la resolución señalada, deberán ser incorporados, para efectos de fijar su vida útil, en las bases preliminares a que hace referencia el artículo 107°.

Indicaciones.

1.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar el siguiente inciso primero nuevo al artículo 104°, pasando el actual primero a ser segundo y sucesivamente.

“La vida útil para efectos de determinar la anualidad del valor de inversión indicada en el artículo precedente será determinada por el Servicio de Impuestos Internos (SII), teniendo presente los efectos de depreciación a aplicar a estos activos en los procesos de tarificación de las instalaciones. En el caso que existan instalaciones no incluidas en la lista de vida útil de los bienes físicos del SII, la Comisión solicitará a dicho servicio la determinación de la vida útil de dichos activos. Durante el periodo que transcurra hasta conocer la determinación de la vida útil por parte del SII, la Comisión lo determinará en forma provisoria, lo que deberá ser publicado en su sitio web.”.

2.- De los diputados Carmona, Cicardini y Lemus, para agregar en el inicio del inciso primero del artículo 104 la frase “En los casos no determinados por el SII, “.

Explicó el señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, que se establece por primera vez un proceso ad-hoc para la determinación de la vida útil de las instalaciones de transmisión para los efectos de determinar la anualidad del valor de inversión de las mismas.

Este proceso contempla instancias de observaciones y eventuales discrepancias ante el Panel de Expertos y este artículo obedece a la misma lógica que los artículos anteriores.

Puesta en votación la indicación N° 1, se rechazó por mayoría de votos. Votó a favor a favor el diputado Mirosevic. Votaron en contra los diputados Kort, Provoste y Van Rysselberghe. Se abstuvieron los diputados Lemus y Melo. (1x3x2).

Puesta en votación la indicación N° 2 se rechazó por mayoría de votos. Votó a favor el diputado Mirosevic. En contra votaron los diputados Gahona, Kort, Provoste y Van Rysselberghe. Se abstuvieron los diputados Lemus y Melo. (1x4x2).

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad de los diputados presentes. Votaron los diputados Lemus, Melo, Gahona, Kort, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (7x0x0).

Artículo 105°.- Del o los Estudios de Valorización de los Sistemas de Transmisión. Dentro del plazo señalado en el artículo 107°, la Comisión deberá dar inicio al o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal y de sistema de transmisión para polos de desarrollo, cuyo proceso de elaboración será dirigido y coordinado por la Comisión.

Indicaciones

1.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para reemplazar el artículo 105, por el siguiente:

“Artículo 105.- Del o los Estudios de Valorización de los Sistemas de Transmisión. Dentro del plazo señalado en el artículo 107°, la Comisión deberá dar inicio al o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo, y de las instalaciones de los sistemas de transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios, cuyo proceso de elaboración será dirigido y coordinado por la Comisión.”.

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el artículo 105 la frase “y de sistema de transmisión para polos de desarrollo.”.

Explicó el señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, que con respecto a la indicación N° 1 no hay inconveniente. Al contrario, la indicación agrega en los estudios de valorización a las instalaciones los sistemas de transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios.

Puesta en votación la indicación N° 1, se aprobó por unanimidad de los diputados presentes. Votaron los diputados Lemus, Melo, Gahona, Kort, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (7x0x0).

Puesta en votación la indicación N° 2, se rechazó por unanimidad de los diputados presentes. Votaron los diputados Lemus, Melo, Gahona, Kort, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (0x7x0).

Puesto en votación el artículo con la indicación N° 1, se aprobó por unanimidad de los diputados presentes. Votaron los diputados Lemus, Melo, Gahona, Kort, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (7x0x0).

Artículo 107°.- Bases del o los Estudios Valorización. A más tardar veinte y cuatro meses antes del término del periodo de vigencia de las tarifas de los sistemas de transmisión, la Comisión enviará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas, las bases técnicas y administrativas preliminares para la realización del o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema nacional, zonal, de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Las bases técnicas preliminares del o los estudios deberán contener, al menos, lo siguiente:

a) Tasa de descuento calculada de acuerdo a lo establecido en los artículos 118° y 119°;

b) Economías de ámbito y escala;

c) Modelo de valorización; y

d) Metodología para la determinación del pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Por su parte, el reglamento determinará los criterios de selección de las propuestas del o los consultores para la realización del o los estudios, las garantías que éstos deberán rendir para asegurar su oferta y la correcta realización del o los estudios, incompatibilidades y todas las demás condiciones, etapas y obligaciones del o los consultores que deban formar parte de la bases administrativas y técnicas.

A partir de la fecha de recepción de las bases técnicas y administrativas preliminares y dentro del plazo de quince días, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones ante la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un término no superior a quince días, la Comisión les comunicará las bases técnicas y administrativas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Si se mantuviesen controversias, cualquiera de los participantes o usuarios e instituciones interesadas, podrán presentar sus discrepancias al Panel, en un plazo máximo de diez días contado desde la recepción de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias o una vez emitido el dictamen del Panel, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas a través de una resolución que se publicará en un medio de amplio acceso y se comunicará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas.

Indicaciones.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 107°, la frase “de transmisión para los polos de desarrollo”.

2.- De los diputados Paulina Núñez y Gahona, para intercalar en el artículo 107°, el siguiente inciso penúltimo:

“Para los efectos anteriores, se entenderá que existe controversia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en las bases técnicas y administrativas definitivas.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que la indicación N° 2 está en consistencia con el resto del proyecto de ley y con la Ley Eléctrica.

Votación.

Puesta en votación la indicación N° 1 se rechazó. Votaron en contra los diputados Gahona, Kort, Provoste y Van Rysselberghe. Se abstuvieron los diputados Lemus, Castro, Melo y Mirosevic. (0x4x4).

Puesta en votación la indicación N° 2 se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Carmona, Castro, Melo, Gahona, Kort y Van Rysselberghe. Se abstuvieron los diputados Provoste y Mirosevic. (7x0x2).

Puesto en votación el artículo con la indicación N° 2, se aprobó por mayoría de votos. Votaron los diputados Lemus, Carmona, Castro, Melo, Gahona, Kort, Provoste y Van Rysselberghe. Se abstuvo el diputado Mirosevic. (8x0x1).

Artículo 109°.- Financiamiento del Estudio de Valorización. Las empresas de transmisión nacional, zonal y de sistemas de transmisión para polos de desarrollo deberán concurrir al pago del o los estudios de valorización de instalaciones, conforme a lo dispuesto en el reglamento. El valor resultante del proceso de adjudicación del estudio o los estudios serán incorporados en el proceso de valorización respectivo como parte del C.O.M.A.

Indicación.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 109, la frase “y de sistemas de transmisión para los polos de desarrollo”.

Puesta en votación la indicación N° 1, se rechazó por mayoría de votos. Votaron en contra los diputados Alvarado, Carmona, Castro, Gahona, Kort, Provoste y Van Rysselberghe. Se abstuvieron los diputados Lemus, Melo y Mirosevic. (0x7x3).

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Melo, Gahona, Kort, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (10x0x0).

Artículo 110°.- Resultados del Estudio de Valorización. Los resultados del o los estudios de valorización deberán especificar y distinguir, a lo menos, lo siguiente:

a) El V.I. y A.V.I por tramo de las instalaciones calificadas como de transmisión nacional, transmisión zonal y de transmisión para polos de desarrollo en la resolución exenta de la Comisión a que hace referencia el artículo 100°;

b) Los costos de operación, mantenimiento y administración por tramo de las instalaciones pertenecientes al sistema de transmisión nacional, para las instalaciones pertenecientes a los sistemas zonal y para las instalaciones de transmisión para polos de desarrollo;

c) El valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistemas de transmisión para polos de desarrollo y de las instalaciones de transmisión dedicada por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios; y

d) La determinación de las correspondientes fórmulas de indexación y su forma de aplicación para los valores indicados anteriormente, durante el período de cuatro años.

Para el caso de la transmisión para polos de desarrollo, se considerará sólo la porción de las líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, según corresponda, cuyas características técnicas hubiesen sido modificadas conforme a lo señalado en el artículo 88°.

Indicaciones.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero, letra a), del artículo 110° la frase “y de transmisión para los polos de desarrollo”.

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero, letra b), del artículo 110° la frase “y para las instalaciones de transmisión para los polos de desarrollo”.

3.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero, letra c), del artículo 110° la frase “de sistemas de transmisión para los polos de desarrollo.”.

4.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar el inciso final del artículo 110°.

Puestas en votación las indicaciones 1 a 4, se rechazaron. Votaron en contra los diputados Alvarado, Carmona, Castro, Gahona, Kort, Provoste y van Ryselberghe. (0x7x3).

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Melo, Gahona, Kort, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (10x0x0)

Artículo 112°.- Informe Técnico y Decreto de Valorización. Concluido el procedimiento de audiencia pública conforme al artículo anterior, dentro del plazo de tres meses, la Comisión deberá elaborar un informe técnico preliminar basado en los resultados del o los estudios de valorización, el que deberá ser comunicado a las empresas transmisoras, a los participantes y a los usuarios e instituciones interesadas, al Coordinador, y se hará público a través de un medio de amplio acceso.

El informe técnico preliminar de la Comisión deberá contener las materias señaladas en el artículo 110°.

A partir de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y los usuarios e instituciones interesadas dispondrán de diez días para presentar sus observaciones a la Comisión.

Dentro de los veinte días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final de valorización de instalaciones de transmisión, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo de cuarenta y cinco días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo de valorización de instalaciones y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de veinte días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo de valorización, incorporando lo resuelto por dicho Panel, y sus antecedentes.

El Ministro de Energía, dentro de veinte días de recibido el informe técnico de la Comisión, mediante decreto expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República" y sobre la base de dicho informe, fijará el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y de las instalaciones de transmisión dedicada por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Indicación.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso octavo, del artículo 112°, la frase “de sistemas de transmisión para polos de desarrollo.”

Votación.

Puesta en votación la indicación, se rechazó por mayoría de votos. Votaron en contra los diputados Alvarado, Carmona, Castro, Gahona, Kort, Provoste y Van Rysselberghe. Se abstuvieron los diputados Lemus, Melo y Mirosevic. (0x7x3)

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Alvarado, Carmona, Castro, Gahona, Kort, Provoste, Van Rysselberghe. Lemus, Melo y Mirosevic. (10x0x0).

Capítulo V.

Artículo 114°.- Remuneración de la Transmisión. Las empresas propietarias de las instalaciones existentes en los sistemas de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo deberán percibir anualmente el valor anual de la transmisión por tramo correspondiente a cada uno de dichos sistemas, definido en el artículo 103°. Este valor constituirá el total de su remuneración anual. Asimismo, los propietarios de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, deberán percibir de los clientes regulados la proporción correspondiente a dicho uso.

Para los efectos del inciso anterior, dentro de cada uno de los sistemas de transmisión nacional y zonal, se establecerá un cargo único por uso, de modo que la recaudación asociada a éste constituya el complemento a los ingresos tarifarios reales para recaudar el valor anual de la transmisión de cada tramo definido en el decreto señalado en el artículo 112°. Se entenderá por "ingreso tarifario real por tramo" a la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación real del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo.

Asimismo, se establecerá un cargo único de modo que la recaudación asociada a éste remunere la proporción de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, considerando la proporción de ingresos tarifarios reales asignables a ellos.

Del mismo modo, se establecerá un cargo único de manera que la recaudación asociada a éste remunere la proporción de las instalaciones para polos de desarrollo no utilizada por la generación existente. El valor anual de la transmisión para polos de desarrollo no cubierta por dicho cargo, será asumido por los generadores que inyecten su producción en el polo correspondiente.

Los cargos únicos a que hace referencia el presente artículo serán calculados por la Comisión en el informe técnico respectivo y fijado mediante resolución exenta.

El reglamento deberá establecer los mecanismos y procedimientos de reliquidación y ajuste de los cargos por uso correspondientes, de manera de asegurar que la o las empresas señaladas perciban la remuneración definida en el inciso primero de este artículo.

Indicaciones

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 114°, la frase “y para polos de desarrollo.”

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para intercalar en el inciso primero del artículo 114° la conjunción “y”, entre las palabras “nacional” y “zonal”.

3.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar el inciso cuarto del artículo 114°.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que el proyecto de ley transparenta el pago de la transmisión asignándolo directamente a los clientes finales, a través de un cargo en su cuenta final. De este modo, se asegura que el costo de la transmisión eléctrica sea remunerado sin los riesgos de sobrecostos y fortaleciendo el escenario de competencia en generación.

Puestas en votación las indicaciones números 1, 2, y 3, se rechazaron por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Melo, Gahona, Kort, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (0x10x0).

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Melo, Gahona, Kort, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (10x0x0).

Artículo 115°.- Pago de la Transmisión. El pago de los sistemas de transmisión nacional, zonal y de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios será de cargo de los consumidores finales libres y regulados, y se regirá por las siguientes reglas:

a) El cargo por uso del sistema de transmisión nacional se determinará en base a la diferencia entre el 50 por ciento del valor anual de los tramos de transmisión nacional y los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, de cada uno de dichos tramos, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales del sistema interconectado para el mismo semestre;

b) El cargo por uso de cada sistema de transmisión zonal se determinará en base a la diferencia entre el 50 por ciento del valor anual de la transmisión por tramo y los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales en dicho sistema para el mismo semestre;

c) El cargo por uso de los sistemas de transmisión dedicada utilizada por parte de consumidores finales regulados se determinará en base a la diferencia entre el 50 por ciento del valor anual de la transmisión por tramo asignada y la proporción de los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales en el sistema interconectado para el mismo semestre.

Los cargos únicos a que hace referencia el presente artículo serán calculados semestralmente por la Comisión en el informe técnico respectivo y fijado mediante resolución exenta, con ocasión de la determinación de los precios de nudo definidos en el artículo 162°. Dichos valores, así como las reliquidaciones o ajustes a que hubiere lugar, serán calculados por el Coordinador, según lo señalado en esta ley y conforme a los procedimientos que el reglamento establezca.

Las boletas o facturas a usuarios libres o regulados extendidas por sus respectivos suministradores deberán señalar separadamente los cobros por concepto de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo, de instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, distribución y cualquier otro cargo que se efectúe en ella, en la forma y periodicidad que determine el reglamento.

Indicación.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso final del artículo 115°, la frase “para polos de desarrollo”.

Puesta en votación la indicación N° 1, se rechazó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Melo, Gahona, Kort, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (0x10x0).

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Melo, Gahona, Kort, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (10x0x0).

Artículo 116°.- Pago por uso de los Sistemas para Polos de Desarrollo. Para efectos de la determinación del cargo único para la remuneración de la proporción no utilizada por centrales generadoras existentes en los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, se entenderá como proporción no utilizada aquella resultante de la diferencia entre uno y el cociente entre la suma de la capacidad instalada de generación, respecto de la totalidad de la capacidad instalada de transmisión. Dicha proporción distinguirá las líneas y subestaciones dedicadas, nuevas de las existentes, según corresponda, cuyas características técnicas hubiesen sido modificadas conforme a lo señalado en el artículo 88°, según lo establezca el reglamento.

Si transcurrido los cinco periodos tarifarios a que hace referencia el artículo 99° no se ha utilizado la capacidad total de transporte prevista, se extenderá este régimen de remuneración hasta por cinco periodos tarifarios adicionales. A partir de entonces, sólo se considerará la capacidad de la generación existente, para su valorización y remuneración.

El pago de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo de cargo de los consumidores finales libres y regulados, se determinará en base a la diferencia entre el 50 por ciento de la proporción del valor anual de los tramos, asignada a dichos consumidores, y la proporción de los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales del sistema interconectado para el mismo semestre.

El reglamento establecerá los mecanismos y procedimientos para la correcta determinación de dichos pagos.

Indicaciones.

1.- De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar el artículo.

2.- Del diputado Lemus, para reemplazar el inciso segundo del artículo 116° por el siguiente:

“Si transcurridos dos períodos tarifarios no se ha utilizado la capacidad total de transporte prevista, se extenderá este régimen de remuneración hasta por un período tarifario adicional.”.

3.- De los diputados Gahona y Carmona, para reemplazar en el inciso segundo del artículo 116°, en la segunda ocasión que se menciona la expresión “cinco períodos” por “dos períodos”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que los polos de desarrollo los pagan los generadores que se conectan y en lo no pagado se hace por los clientes, que en definitiva reciben mejores ofertas. Claramente si se disminuye el plazo se perjudica a los clientes finales.

El diputado Luis Lemus, Presidente de la Comisión, señaló que como son cinco los períodos tarifarios, que suman 20 años, se pregunta qué pasa si los polos no se desarrollan y se especula con ellos, porque el excedente lo paga el cliente. Lo que se quiere buscar es incentivar los polos y que exista un incentivo para cumplir, aunque, a su parecer, existe un vacío en la norma.

El diputado señor Sergio Gahona indicó que deben ser los generadores los que paguen la capacidad ociosa.

La diputada Yasna Provoste sostuvo que este es un artículo muy relevante pero que no establece exigencias para que se construyan centrales en los polos de desarrollo, y se usen como un instrumento de especulación. Le parece excesivo que se pueda extender el plazo a cuarenta años, porque ello llevará a que los usuarios subsidien a los especuladores.

El diputado señor Melo insistió en que el plazo estipulado es excesivo y preguntó de qué manera se pueden obligar a los inversionistas a realizar las obras, evitar la especulación y proteger a los usuarios.

El diputado señor Mirosevic se mostró absolutamente de acuerdo con lo señalado por los diputados que lo han antecededido en la palabra. Preguntó al Ejecutivo cómo evitar la especulación.

El diputado señor Gahona, pidió que se de una explicación más técnica sobre la norma propuesta en el proyecto, porque hoy el gran problema es el acceso a la transmisión. La forma de incentivar es que se construyan las instalaciones con holguras y se cuelguien los generadores. Si se reducen los plazos piensa que se encarecerán los precios de la energía al cliente final. Desde este punto de vista cree que la norma propuesta en el proyecto va en el camino correcto, y la indicación no hará otra cosa que provocar un aumento en los precios.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que una de las preocupaciones ha sido precisamente no construir elefantes blancos que queden desiertos, líneas que después no tendrán ejecución.

La propuesta del Ejecutivo es mantener la misma situación de cualquier inversionista, es decir 20 años, y solo ampliarlo por dos perídos tarifarios más, es decir 28 años, para que el inversionista calcule y logre su retorno.

El diputado señor Gahona, pidió que el Ejecutivo explique si cinco períodos eran realmente un exceso y de que forma se llega a una ampliación de solo dos perídos más, lo que significaría que los ususarios pagarían un exceso de dos períodos

El diputado señor Carmona, preguntó si a todo evento los clientes pagan las holguras, porque de no existir no habría pago, por lo cual se está apostando que en 28 años no existirán holguras.

El diputado señor Alvarado preguntó cuál es la experiencia en el campo internacional respecto de estos plazos.

El señor Iván Saavedra, jefe del departamento eléctrico de la Comisión señaló que respecto de esta discusión no hay que perder de vista que lo que estamos discutiendo es el impacto de la holgura en la cuenta final no el de toda la instalación. Haremos el esfuerzo a la hora de planificar de tener la mejor información, la mayor certeza de ejecución de los proyectos, por ese lado estaremos disminuyendo la incertidumbre y disminuyendo el riesgo de estar generando infraestructura que va a estar subutilizada.

El aumentar en vez de 20 años a 8 años de relación también con un esfuerzo adicional que se puede hacer en las licitaciones de suministro, una vez vencidos los primeros 20 años, entendemos que es factible movilizar a los inversionistas para que participen activamente en un par de licitaciones para intentar de esta forma que se cope el sistema de transmisión planificado, cambiamos un poco la mirada respecto de gestiones en las lictaciones de suministro para intentar que se utilicen los polos más que entender o abordar el tema desde el punto de vista de la tarificación misma de los sistemas de transmisión.

Puesta en votación la indicación N° 3, se aprobó por mayoría de votos. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Melo, Espinosa, Silber y Van Rysselberghe. Se abstuvieron los diputados Provoste y Mirosevic. (9x0x2).

Las indicaciones números 1 y 2 se dan por rechazadas reglamentariamente, por ser incompatibles con la indicación aprobada.

En votación el artículo con la indicación N° 3, se aprobó por mayoría de votos. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Melo, Espinosa, Silber y Van Rysselberghe. Se abstuvieron los diputados Provoste y Mirosevic. (9x0x2).

Artículo 118°.- Tasa de Descuento. La tasa de descuento que deberá utilizarse para determinar la anualidad del valor de inversión de las instalaciones de transmisión será calculada por la Comisión cada cuatro años de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo siguiente. Esta tasa será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas de transmisión eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso la tasa de descuento no podrá ser inferior al siete por ciento.

El riesgo sistemático señalado, se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa eficiente de transmisión 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 y su plazo deberán 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 descuento, así como su consistencia con el horizonte de planificación de la empresa eficiente. El período considerado para establecer el promedio corresponderá a un mes y corresponderá al mes calendario de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de descuento.

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.

De este modo, la tasa de descuento será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

Indicaciones.

1.- Del diputado Lautaro Carmona, para reemplazar en el inciso primero del artículo 118°, la oración “En todo caso la tasa de descuento no podrá ser inferior al siete por ciento”, por la siguiente oración “En todo caso a tasa de descuento no podrá ser inferior al siete por ciento ni superior al diez por ciento.”.

2.- De los diputados Cicardini y Lemus, para sustituir en el inciso primero del artículo 118°, la frase “no podrá ser inferior al siete por ciento”, por la siguiente “…no podrá ser inferior al cuatro por ciento, y no podrá ser superior al siete por ciento”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que este artículo establece que la tasa de descuento que deberá utilizarse, para determinar la anualidad del valor de inversión de las instalaciones de transmisión, será calculada por la Comisión cada cuatro años.

Esta tasa será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas de transmisión eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, la tasa de descuento no podrá ser inferior al 7 por ciento

Agregó que esta tasa de descuento que se aplica a las inversiones para el proceso de tarificación, que hoy es del 10 por ciento, se rebaja al 7 por ciento, y se homologa a otros servicios regulados en Chile (sanitarios, eléctricos). A nivel internacional, en Perú es del 12 por ciento, en Colombia, del 11,5 por ciento y en Brasil oscila entre el 7,63 y el 7,86 por ciento.

El piso mínimo que se establece se debe fundamentalmente a que son proyectos que demandan grandes recursos y en la medida que se establece una tasa mínima de retorno se da seguridad al proyecto y se generan precios más bajos. De lo contrario, si no se establece un mínimo se ponen riesgos al proyecto, haciendo más caro el proyecto y los sistemas de transmisión.

El diputado señor Carmona, señaló que entendía que las inversiones requieren resguardos y utilidades, pero que se debe buscar una tasa que no constituya un abuso, por lo cual su proposición es que sea del 6 por ciento, entendiendo que el 7 por ciento propuesto por el Ejecutivo, estaría cubierto con un techo del 10 por ciento.

El diputado señor Gahona, reconoció que si se establece la tasa del 7 por ciento, que parece razonable en un mercado que tendería a ser monopólico y que se deja libre el techo. Al respecto consultó al Ejecutivo si en esta cifra se contempla el costo de capital ponderado, el riesgo y el spread, y cuáles son las razones que lo justifiquen.

El diputado señor Mirosevic indicó que Chile es el país menos riesgoso en América Latina, por lo cual no le parece razonable la comparación con otros países del continente en que la tasa es superior, como es el caso de Colombia.

El diputado señor Melo consultó al Ejecutivo si además de la homologación con otros sectores regulados en Chiole, existen otras razones que justifiquen que la tasa sea del 7 por ciento.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, señaló que más allá de la homologación la cifra del 7 por ciento obedece a estudios que se han hecho, y que en cuanto a la posibilidad de establecer un techo, le parece absolutamente razonable.

El señor Martín Osorio, Jefe del Departamento de Regulación Económica de la CNE, aclaró que la tasa es para retorno de los activos, y se compone, de acuerdo al articulado, por una tasa libre de riesgos, un premio por riesgos, y un riesgo sistemático, los cuales se determinan cada cuatro años mediante un estudio técnico. Señala por tanto que existe cierto grado de incertidumbre en el nivel de rentabilidad que obtendrán en el largo plazo los inversionistas y que para asegurar una oportuna y adecuada inversión en este segmento resulta conveniente atenuar este tipo de riesgos, limitando la magnitud mínima que puede llegar a aplicarse a la tasa de rentabilidad. Señala además que lo anterior es particularmente relevante si se desea fomentar la competencia en las licitaciones de obras nuevas de transmisión.

A su vez señala que el establecimiento de tasas mínimas se utiliza en otros servicios sujetos a fijación de tarifas, tanto en Chile como en el extranjero. Así reitera que, por ejemplo, en el caso de Perú es de un 12%, aplicable después de impuestos; en el caso de Colombia es un 11,5%, aplicable antes de impuestos, y en el caso de Brasil entre 7,63% y 7,86% para las nuevas obras de transmisión, aplicable después de impuestos.

Agrega que la determinación de una tasa de costo de capital mínima debe evitar la obtención de permanentes sobre-rentas para la empresa regulada. Sin embargo, debido a la dificultad de las empresas reales para adecuar sus financiamientos cada vez que se calcula la tasa, ésta debe reflejar un promedio de largo plazo del costo de financiamiento. De acuerdo a estimaciones de sus consultores, en base una revisión de las tasas de los últimos 20 años y en relación al riesgo del negocio, se considera adecuada una tasa mínima de 7 por ciento.

Es una tasa que se calcula cada 4 años mediante estudios técnicos,

El diputado señor Carmona, le parece que la explicación anterior es bastante clara y dadas las referencias internacionales, tiene la voluntad de que se corrija la indicación a traves de la secretaría, ajustándola a un piso del siete por ciento con un techo del diez por ciento.

Puesta en votación la indicación N° 1, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Alvarado, Carmona, Castro, Espinosa, Gahona, Provoste, Silber y Ward. En contra votó el diputado Mirosevic y se abstuvieron los diputados Lemus y Melo. (8x1x2).

La indicación N° 2 fue rechazada reglamentariamente, por ser incompatible con la indicación aprobada.

En votación el artículo con la indicación, se aprobó por mayoría de votos. Votaron a favor los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Gahona, Provoste y Ward. En contra votó el diputado Mirosevic y se abstuvo el diputado Melo. (7x0x1).

Artículo 122°.- Garantías para proyectos de inversión en Sistemas de Transmisión. Las empresas de transmisión tendrán derecho a dar en garantía para la obtención de un financiamiento para la construcción y ejecución de un proyecto de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo, los derechos de ejecución y explotación de obras nuevas pertenecientes a dichos sistemas de transmisión, que se hayan fijado a través del decreto del Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 92. Para dichos efectos, se podrá optar por las siguientes alternativas:

1° Constituir una prenda civil sobre los derechos que para dichas empresas nacen del decreto indicado precedentemente. La prenda se entenderá constituida y se regirá por las reglas generales del Código Civil, efectuándose la tradición mediante la entrega por parte de la empresa de transmisión al acreedor prendario, del decreto en donde consten los derechos dados en prenda.

2° Ceder condicionalmente los derechos objeto del citado decreto, sujeto a la condición suspensiva de incumplimientos contemplados en el respectivo contrato de crédito celebrado entre la empresa transmisora y su o sus acreedores.

3° Otorgar un mandato irrevocable en los términos del artículo 241 del Código de Comercio, al o los acreedores de la empresa de transmisión para percibir las tarifas a que tenga derecho esta última de acuerdo al decreto referido en el inciso primero. Podrá convenirse en dicha cesión condicional, que el o los acreedores deberán imputar los montos percibidos en virtud del mandato con los correspondientes a la deuda existente entre la empresa de transmisión y dicho acreedor. La imputación de los montos percibidos se realizará de acuerdo a las reglas acordadas por las partes en el contrato de crédito en cuestión o, a falta de ellas, a las contenidas en el Código Civil.

En caso de otorgarse uno o más de los contratos indicados en los numerales anteriores, la empresa de transmisión deberá dar cumplimiento a lo indicado en el inciso siguiente, debiendo, además, el comprador en remate de los derechos ejecutados o el adquirente de los mismos por haberse cumplido la condición suspensiva en cuestión, reunir los requisitos establecidos en esta ley y en las bases de licitación de las obras de expansión, al igual que lo hiciera la empresa deudora, en los términos prescritos en el inciso siguiente.

Deberá ser sometido a la aprobación de la Comisión, las bases del remate a efecto de acreditar el cumplimiento de las exigencias establecidas en el inciso anterior, en forma previa al mismo. Tratándose de la cesión condicional del derecho, la empresa transmisora deberá notificar a la Comisión y a la Superintendencia de este hecho. El no cumplimiento por parte de la adquirente o cesionaria de los requisitos indicados en el inciso anterior, resolverá de pleno derecho la compra o cesión de los derechos de la cedente. La adquisición de los derechos de crédito no implicará la extinción de las obligaciones originadas por la normativa eléctrica de la empresa cedente, salvo que se demuestre la imposibilidad material de dar cumplimiento a las mismas y así lo resuelvan en conjunto la Superintendencia y la Comisión.”.

Indicación.

1.-De los diputados Cicardini y Lemus, para eliminar en el inciso primero del artículo 122 la frase “y para polos de desarrollo”; e insertar la conjunción “y” entre las palabras “nacional” y “zonal”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que esta nueva norma regula por primera vez mecanismos que permitan el financiamiento de obras tan intensivas en capital como lo son las obras transmisión eléctrica y las condiciones y requisitos que se deben cumplir para poder utilizar estas garantías sin afectar la adecuada ejecución y operación de estas instalaciones.

Puesta en votación la indicación, se rechazó. Votaron en contra los diputados Alvarado, Carmona, Castro y Provoste. Se abstuvieron los diputados Lemus, Melo, Espinosa, Mirosevic y Van Rysselberghe. (0x4x5).

Puesto en votación el artículo, se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Melo, Espinosa, Provoste, Mirosevic y Van Rysselberghe. (9x0x0).

Numeral 14 nuevo.

Indicación del Ejecutivo, para intercalar el siguiente numeral 14, cambiando los numerales correlativos:

14.- Reemplazase en el inciso segundo del artículo 149° quater, la expresión “a las Direcciones de Peajes de los CDEC” por “al coordinador”.”

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, explicó que con esta indicación del Ejecutivo se adecua la terminología de la ley vigente en base a las nuevas definiciones establecidas en el proyecto de ley.

Puesta en votación la indicación se aprobó por unanimidad. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Espinosa, Provoste y Ward. (7x0x0).

29) Modifícase el artículo 211° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase el inciso segundo por el siguiente:

“Requerida la intervención del Panel de Expertos, éste en el más breve plazo, deberá notificar a las partes y los interesados las discrepancias presentadas. Asimismo, se convocará a una sesión especial, debiendo establecer en ella un programa de trabajo que considerará una audiencia pública con las partes y los interesados, de la que se dejará constancia escrita, entendiéndose siempre que la Comisión y la Superintendencia tienen la condición de interesados en lo que respecta a las esferas de sus respectivas atribuciones. Dicha audiencia deberá realizarse no antes del plazo de diez días contados desde la notificación de las discrepancias. El Panel evacuará el dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la realización de la audiencia, salvo que la normativa legal o reglamentaria establezca un plazo diferente. El dictamen será fundado y todos los antecedentes recibidos serán públicos desde la notificación del dictamen.”.

b) Modifícase el inciso tercero en el siguiente sentido:

i) Intercálase entre el punto seguido (.), que sigue a la palabra “intermedios”, y el pronombre “El”, la siguiente frase:

“El Panel de Expertos no podrá pronunciarse respecto de la legalidad de las actuaciones del Coordinador, la Comisión o la Superintendencia, las que están sujetas a los controles de juridicidad establecidos en la legislación vigente.”.

ii) Intercálase entre la expresión “participen” y la frase “en el procedimiento respectivo”, la siguiente expresión: “, en calidad de partes,”.

iii) Reemplázase el inciso final por el siguiente:

“No obstante, el Ministro de Energía, mediante resolución exenta fundada, podrá, dentro del plazo de diez días contado desde la notificación del dictamen, declararlo inaplicable, en caso que se refiera a materias ajenas a las señaladas en el artículo 208° o respecto a la legalidad de las

Indicaciones.

1.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para eliminar en el i) de la letra d), la siguiente frase: “El Panel de Expertos no podrá pronunciarse respecto de la legalidad de las actuaciones del Coordinador, la Comisión o la Superintendencia, las que están sujetas a los controles de juridicidad establecidos en la legislación vigente.”.

2.- De los diputados Gahona y Paulina Núñez, para eliminar la frase final del inciso final de la letra iii): “o respecto a la legalidad de las actuaciones del Coordinador, la Comisión o la Superintendencia.”.

El señor Andrés Romero, Secretario Ejecutivo de la CNE, hizo presente que con esta norma se perfecciona el procedimiento ante el Panel de Expertos, definiéndose mayores plazos para que las partes intervinientes puedan preparar sus presentaciones y se le otorga mayor tiempo al Panel para resolver las respectivas discrepancias.

Con respecto a las indicaciones, señaló el pleno acuerdo del Ejecutivo para su aprobación, por cuanto la interpretación que ha dado la comunidad jurídica es demasiado extensiva y podría llevar a la nulidad de cualquiera de las actuaciones del Panel.

Votación.

Puestas en votación ambas indicaciones, fueron a probadas por la unanimidad de los diputados presentes. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Espinosa, Provoste y Ward. (7x0x0).

Puesto en votación el artículo 211, del numeral 29, con las indicaciones, se aprobó por la unanimidad de los diputados presentes. Votaron los diputados Lemus, Alvarado, Carmona, Castro, Espinosa, Provoste y Ward. (7x0x0).

En mérito de las consideraciones anteriores y de las que, en su oportunidad, podrá añadir el señor diputado Informante, vuestra Comisión de Minería y Energía, os recomienda la aprobación del siguiente:

PROYECTO DE LEY:

“Artículo primero. Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos:

1) Modifícase el artículo 7° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “troncal y de subtransmisión” por “nacional, zonal y para polos de desarrollo de generación”.

b) Reemplázase en el inciso cuarto la expresión “troncal” por “nacional” e incorpórese a continuación de la palabra “abiertas” la siguiente frase “o cerradas sujetas a las obligaciones de información y publicidad a que se refiere el inciso séptimo del artículo 2° de la ley 18.046”.

c) Reemplázase en el inciso séptimo las expresiones “troncal” por “nacional”.

d) Elimínanse los incisos octavo y noveno.

2) Intercálase, a continuación del artículo 8°, el siguiente artículo 8° bis, nuevo:

“Artículo 8° bis.- Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote a cualquier título centrales generadoras interconectadas al sistema eléctrico y sujetas a coordinación del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante el Coordinador, deberá constituir sociedades de giro de generación eléctrica con domicilio en Chile.”.

3) Intercálase, a continuación del artículo 72°, el siguiente Título II BIS, nuevo:

“TÍTULO II BIS: DE LA COORDINACIÓN Y OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Artículo 72°-1.- Principios de la Coordinación de la Operación. La operación de las instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, deberá coordinarse con el fin de:

1.- Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico;

2.- Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico, y

3.- Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión, en conformidad a esta ley.

Esta coordinación deberá efectuarse a través del Coordinador, de acuerdo a las normas técnicas que determinen la Comisión, la presente ley y la reglamentación pertinente.

Adicionalmente, el Coordinador deberá realizar la programación de la operación de los sistemas medianos en que exista más de una empresa generadora, conforme a la ley, el reglamento y las normas técnicas. Dichas empresas deberán sujetarse a esta programación del Coordinador.

El Coordinador sólo podrá operar directamente las instalaciones sistémicas de control, comunicación y monitoreo necesarias para la coordinación del sistema eléctrico.

Artículo 72°-2.- Obligación de Sujetarse a la Coordinación del Coordinador. Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien opere, a cualquier título, centrales generadoras, sistemas de transporte, instalaciones de distribución e instalaciones de clientes libres y que se interconecten al sistema, en adelante “coordinado”, estará obligado a sujetarse a la coordinación del sistema que efectúe el Coordinador y a proporcionarle oportunamente toda la información que éste le solicite para el cumplimiento de sus funciones.

Asimismo, estarán sujetos a la coordinación de la operación del Coordinador los sistemas de almacenamiento de energía que se interconecten al sistema eléctrico. El reglamento definirá las normas de optimización y remuneración que le sean aplicables a esta clase de instalaciones.

También estarán sujetos a la coordinación los medios de generación que se conecten directamente a instalaciones de distribución, a que se refiere el inciso sexto del artículo 149° y que no cumplan con las condiciones y características indicadas en el artículo 149° bis, en adelante “pequeños medios de generación distribuida.

El Coordinador podrá auditar y verificar la información entregada por los coordinados.

La omisión del deber de información, sea que medie requerimiento de información o cuando proceda sin mediar aquél, así como la entrega de información falsa, incompleta o manifiestamente errónea, serán sancionadas por la Superintendencia.

Así mismo, corresponderá al Coordinador tomar todas las medidas tendientes a optimizar un mejor servicio, así como también velar por un adecuado funcionamiento de las instalaciones, para ello el Coordinador gestionará inspecciones al menos una vez al año para dar cumplimiento a los dispuesto en este inciso.

Artículo 72°-3.- Coordinación del Mercado Eléctrico. Asimismo, le corresponderá al Coordinador la coordinación y determinación de las transferencias económicas entre empresas sujetas a su coordinación, para lo que deberá calcular los costos marginales instantáneos del sistema, las transferencias resultantes de los balances económicos de energía, potencia, servicios complementarios, uso de los sistemas de transmisión, y todos aquellos pagos y demás obligaciones establecidas en la normativa vigente respecto del mercado eléctrico.

Artículo 72°-4.- Procedimientos Internos del Coordinador. Para su funcionamiento el Coordinador podrá definir procedimientos internos, los que estarán destinados a determinar las normas internas que rijan su actuar, las comunicaciones con las autoridades competentes, los coordinados y con el público en general, y/o las metodologías de trabajo y requerimientos de detalle que sean necesarios para el adecuado cumplimiento y ejecución de sus funciones y obligaciones, los que deberán ajustarse a las disposiciones de la ley, el reglamento, normas técnicas que dicte la Comisión y demás normativa vigente.

Artículo 72°-5.- Atribuciones del Coordinador relativas al Acceso Abierto. Para el cumplimiento del fin señalado en el N°3 del artículo 72-1, el Coordinador deberá autorizar la conexión a los sistemas de transmisión por parte de terceros y establecer los requisitos y exigencias a la que ésta deberá sujetarse, debiendo instruir las medidas necesarias para asegurarla dentro de los plazos definidos en la respectiva autorización.

Asimismo, el Coordinador deberá determinar fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados y autorizar el uso de dicha capacidad.

Artículo 72°-6.- Seguridad del Sistema Eléctrico. El Coordinador deberá exigir el cumplimiento de la normativa técnica, en particular de los estándares contenidos en ella y los requerimientos técnicos que éste instruya, incluyendo la provisión de los servicios complementarios a que hace referencia el artículo 72°-7, a toda instalación interconectada, o que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por toda instalación que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por su propietario, sean éstos empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, y que sean exigibles conforme a la normativa vigente, en términos de su aporte a la coordinación de la operación del sistema eléctrico.

El Coordinador, con el fin de preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico, deberá instruir la prestación obligatoria de los servicios complementarios definidos por la Comisión en conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-7 siguiente.

Artículo 72°-7.- Servicios Complementarios. Los coordinados deberán prestar al sistema eléctrico los servicios complementarios que dispongan, que permitan realizar la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1, conforme la normativa técnica que dicte la Comisión. En caso que sean insuficientes los recursos disponibles para la prestación de estos servicios, el Coordinador podrá instruir su implementación obligatoria a través de un proceso de licitación o instalación directa, de acuerdo a los requerimientos del sistema.

La Comisión definirá los servicios complementarios mediante resolución exenta, considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos y las características tecnológicas de éstos.

La valorización de los equipos necesarios para la prestación de estos servicios y los recursos técnicos requeridos en la operación del sistema eléctrico, podrán ser determinados mediante estudios de costos eficientes o como resultado de licitaciones, los que serán efectuados por el Coordinador mediante bases aprobadas por la Comisión. Los resultados de los estudios de costos señalados precedentemente podrán ser sometidos al dictamen del Panel dentro de los diez días siguientes a su comunicación.

Para estos efectos, anualmente el Coordinador presentará a la Comisión una propuesta de los servicios complementarios requeridos por el sistema eléctrico, señalando la vida útil de las instalaciones, según corresponda, y los que pueden ser valorizados a través de un proceso de licitación o a través de un estudio de costos. Dicha propuesta se desarrollará considerando un proceso público y participativo. Las etapas, plazos e hitos procedimentales necesarios para llevar a cabo el proceso de participación serán establecidas por el Coordinador.

La Comisión, considerando la propuesta señalada en el inciso anterior, definirá los servicios complementarios, su mecanismo de pago y remuneración, su vida útil cuando corresponda, y dependiendo de la naturaleza de los mismos y de las condiciones de mercado observadas, definirá los que serán valorizados a través de un proceso de licitación y aquellos que serán valorizados a través de un estudio de costos eficientes.

Las inversiones asociadas a nuevos equipos instruidos mediante instalación directa, serán remuneradas durante un período equivalente a su vida útil considerando la anualidad de éstas, considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118 y los costos de operación, mantenimiento y administración eficiente que determine la Comisión. Asimismo, aquellos equipos que se instruyan mediante licitación, recibirán una remuneración igual al valor de adjudicación de la oferta durante la vida útil.

La remuneración de la prestación de los servicios complementarios deberá ser compatible con lo señalado en el artículo 181º y evitar en todo momento el doble pago de servicios.

Artículo 72°-8.- Sistemas de Información Pública del Coordinador. El Coordinador deberá implementar sistemas de información pública que contengan las principales características técnicas y económicas de las instalaciones sujetas a coordinación. Dichos sistemas deberán contener, al menos, la siguiente información:

a) Características técnicas detalladas de todas las instalaciones de generación, transmisión y clientes libres sujetas a coordinación, tales como, eléctricas, constructivas y geográficas; y de instalaciones de distribución, según corresponda;

b) Antecedentes de la operación esperada del sistema, tales como costos marginales esperados, previsión de demanda, cotas y niveles de embalses, programas de operación y mantenimiento, stock de combustibles disponible para generación, entre otros;

c) Antecedentes relativos al nivel del cumplimiento de la normativa técnica de las instalaciones de los coordinados;

d) Antecedentes de la operación real del sistema, incluyendo las desviaciones respecto de la operación programada;

e) Información respecto a las transferencias económicas que debe determinar entre las empresas sujetas a coordinación, tales como costos marginales reales, demanda real por barra y retiro, antecedentes de cargo por uso de los sistemas de transmisión, de servicios complementarios, y en general de todos aquellos pagos que le corresponda calcular de acuerdo a la normativa vigente;

f) Información con las características principales respecto de los contratos de suministro vigentes entre empresas suministradoras y clientes, incluyendo al menos fecha de suscripción del contrato, plazos de vigencia, puntos y volúmenes de retiros acordados en los respectivos contratos, salvo aquellos aspectos de carácter comercial y económico contenido en los mismos;

g) Información respecto a estudios e informes que deba elaborar el Coordinador en cumplimiento de la normativa vigente, así como los resultados que de ellos emanen;

h) Los informes de las auditorías desarrolladas o solicitadas por el Coordinador; y

i) Toda aquella información que determine el Reglamento, la Norma Técnica, o le sea solicitada incorporar por el Ministerio de Energía, la Comisión o la Superintendencia.

Será de responsabilidad del Coordinador asegurar la completitud, calidad, exactitud y oportunidad de la información publicada en los respectivos sistemas de información.

Artículo 72°-9.- Monitoreo de la Competencia en el Sector Eléctrico. Con el objetivo de garantizar los principios de la coordinación del sistema eléctrico, establecidos en el artículo 72°-1, el Coordinador monitoreará permanentemente las condiciones de competencia existentes en el mercado eléctrico.

En caso de detectar indicios de actuaciones que podrían llegar a ser constitutivas de atentados contra la libre competencia, conforme las normas del Decreto con Fuerza de Ley N° 1, del año 2004, del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, , el Coordinador deberá ponerlas en conocimiento de la Fiscalía Nacional Económica o de las autoridades que corresponda.

Artículo 72°-10.- Monitoreo de la Cadena de Pagos. Le corresponderá, asimismo, al Coordinador adoptar las medidas pertinentes que tiendan a garantizar la continuidad en la cadena de pagos de las transferencias económicas sujetas a su coordinación, conforme a lo dispuesto en el reglamento. Asimismo, el Coordinador deberá informar en tiempo y forma a la Superintendencia cualquier conducta que ponga en riesgo la continuidad de dicha cadena.

Artículo 72°-11.- Coordinación de los Intercambios Internacionales de Energía. El Coordinador será responsable de la coordinación de la operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional, debiendo preservar la seguridad y calidad de servicio en el sistema eléctrico nacional, y asegurar la utilización óptima de los recursos energéticos del sistema en el territorio nacional. Para ello, deberá sujetarse a las disposiciones establecidas en el decreto supremo al que hace referencia el artículo 82°.

Artículo 72°-12.- Responsabilidad de los Coordinados. Los coordinados serán responsables individualmente por el cumplimiento de las obligaciones que emanen de la ley, el reglamento, las normas técnicas que dicte la Comisión y de los procedimientos, instrucciones y programaciones que el Coordinador establezca.

Artículo 72°-13.- Del Desempeño del Sistema de Eléctrico y de los niveles de Seguridad de Servicio. El Coordinador deberá elaborar reportes periódicos del desempeño del sistema eléctrico, con indicadores de corto, mediano y largo plazo, tales como, costo marginal, costo de suministro, niveles de congestión del sistema de transmisión, niveles óptimos de despacho, cantidad y duración de fallas, generación renovable no convencional, entre otros.

La elaboración de los reportes deberá ser al menos anual, iniciando en el mes de marzo de cada año. Tendrán el carácter de públicos y deberán ser comunicados a la Comisión y a la Superintendencia en un plazo de 15 días posterior a la conclusión de dicho reporte.

Artículo 72°-14.- Fiscalización de las funciones y obligaciones del Coordinador. Le corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimento de las funciones y obligaciones que la ley le asigna al Coordinador y a los consejeros de dicho organismo, pudiendo ordenarle las modificaciones y rectificaciones que correspondan y/o aplicar las sanciones que procedan.

Artículo 72°-15.- De la construcción, interconexión, puesta en servicio y operación de las Instalaciones Eléctricas. Las instalaciones de generación, las instalaciones de transmisión y las instalaciones de interconexión al sistema de clientes libres, deberán ser declaradas en construcción por la Comisión, a solicitud de cada interesado, a través del correspondiente acto administrativo. Esta declaración sólo se podrá otorgar a aquellas instalaciones que cuenten con los permisos, órdenes de compra y demás antecedentes que permitan acreditar fehacientemente la construcción de dichas instalaciones o los avances reales en la construcción, conforme lo determine el reglamento.

Toda unidad generadora, instalación de transmisión y de cliente libre deberá comunicar por escrito su fecha de interconexión al sistema, con una anticipación no inferior a seis meses, a la Comisión, a la Superintendencia y al Coordinador.

Las empresas propietarias de unidades generadoras, instalaciones de transmisión y los propietarios de instalaciones de clientes libres deberán cumplir cabalmente los plazos informados con el fin de preservar el cumplimiento de los objetivos establecidos en el artículo 72°-1. Todo atraso o prórroga en los mismos, deberá presentarse al Coordinador y deberá estar debidamente justificado por un informe de un consultor independiente contratado al efecto, el que podrá ser auditado por el Coordinador. No obstante, en casos calificados y previo informe de seguridad del Coordinador, la Comisión podrá eximir a una empresa del cumplimiento de este plazo.

Se entenderá por puesta en servicio al período que comprende la energización de las instalaciones, sus pruebas y hasta la certificación de cumplimiento por parte de éstas de la normativa técnica. La mencionada certificación será un requisito previo a la entrada en operación de las instalaciones.

Sólo podrán iniciar su puesta en servicio, aquellas instalaciones que hayan sido declaradas en construcción por la Comisión y que cuenten con la respectiva autorización por parte del Coordinador para energizar dichas instalaciones. La energización de toda instalación deberá ser comunicada a la Superintendencia, por lo menos con quince días de anticipación.

La operación de las instalaciones interconectadas al sistema eléctrico no comprende la etapa de puesta en servicio. Sin perjuicio de lo anterior, los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes interconecten instalaciones al sistema eléctrico que estén en etapa de puesta en servicio, deberán sujetarse a la coordinación del Coordinador y tendrán la calidad de coordinados.

Sólo podrán entrar en operación aquellas instalaciones solicitadas por sus propietarios y que cuenten con la certificación del cumplimiento normativo y la aprobación del Coordinador.

Sólo las instalaciones de generación que se encuentren en operación tendrán derecho a participar en las transferencias de potencia a que hace referencia el artículo 149°. Las inyecciones de energía en la etapa de puesta en servicio, se remunerarán por las normas generales de transferencia. Sin perjuicio de lo anterior, en esta etapa, dichas inyecciones no deberán ser consideradas para la determinación del costo marginal del Sistema, ni para la repartición de ingresos por capacidad.

Artículo 72°-16.- Retiro, modificación y desconexión de instalaciones. El retiro, modificación, desconexión, o el cese de operaciones sin que éste obedezca a fallas o a mantenimientos programados, de unidades del parque generador y de las instalaciones del sistema de transmisión, deberán comunicarse por escrito al Coordinador, a la Comisión y a la Superintendencia, con una antelación no inferior a 24 meses en el caso de unidades generadoras y 36 meses respecto de instalaciones de transmisión. Adicionalmente, tratándose de instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo, su retiro, modificación, desconexión, o el cese de operaciones sin que éste obedezca a fallas o a mantenimientos programados, deberá ser autorizado previamente por la Comisión, previo informe de seguridad del Coordinador. La Comisión en estos casos podrá negar el retiro o la desconexión o cese de operaciones basado en el carácter de servicio público de los servicios que sustentan dichas instalaciones.

No obstante, en casos calificados y previo informe de seguridad del Coordinador, la Comisión podrá eximir a una empresa del cumplimiento de los plazos señalados en el presente artículo. Asimismo, la Comisión podrá prorrogar hasta por 12 meses los plazos establecidos en el inciso anterior en caso de determinar que el retiro, modificación, desconexión o cese de operaciones de una instalación del sistema puede generar riesgos para la seguridad del mismo, previo informe de seguridad del Coordinador.

Las infracciones a este artículo se sancionarán por la Superintendencia en conformidad a las disposiciones legales aplicables.

Artículo 72°-17.- Normas Técnicas para el funcionamiento de los sistemas eléctricos. La Comisión deberá analizar permanentemente los requerimientos normativos para el correcto funcionamiento del sector eléctrico, y fijará mediante resolución exenta, la normativa técnica que rija los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento de dicho sector. Para ello, anualmente, establecerá un plan de trabajo que permita proponer, facilitar y coordinar el desarrollo de éstas.

Estas normas serán establecidas considerando un procedimiento público y participativo, en el que deberán participar, al menos, el Coordinador y representantes de las empresas coordinadas.

La Comisión deberá mantener disponible permanentemente en su sitio web, para cualquier interesado, la normativa técnica vigente e informar sobre los procesos de cambios normativos en desarrollo.

El Coordinador, deberá comunicar a la Comisión cualquier elemento que permita perfeccionar, mejorar o completar la normativa técnica, pudiendo proponer modificaciones o nueva normativa según el caso.

Artículo 72°-18.- Compensaciones por Incumplimiento de los estándares normativos de disponibilidad. Sin perjuicio de las sanciones que corresponda, todo evento de indisponibilidad de suministro o de instalaciones que supere los estándares a los que hace referencia el artículo 72°-6, deberán ser informadas por el Coordinador a la Superintendencia para que ésta instruya a las concesionarias respectivas o al mismo Coordinador, el cálculo y abono de una compensación por evento en caso de indisponibilidad de suministro o de instalaciones, según corresponda.

Las compensaciones por incumplimiento de los estándares de indisponibilidad de suministro corresponderán a la energía no suministrada durante ese evento, valorizada al costo de falla de corta duración definido en la normativa técnica.

Los usuarios finales afectados por las indisponibilidades, serán compensados por su suministrador en la facturación más próxima. La compensación se hará sin perjuicio del o los actos administrativos de la Superintendencia que determinen la responsabilidad por la interrupción.

Dentro de los diez días siguientes de haber realizado el abono, y conforme a lo que se indique en el reglamento, los suministradores que han abonado deberán informar al Coordinador, entre otros datos, los montos y cantidad de usuarios compensados, para que éste, en ejercicio de sus facultades, proceda a requerir la contribución a quienes la Superintendencia individualice como responsables, a prorrata de dicha responsabilidad. Lo anterior, sin perjuicio de lo que se resuelva en las impugnaciones judiciales que se puedan interponer, ni de las acciones de repetición contra quienes finalmente resulten responsables, en cuyo caso y de existir diferencias, estas deberán ser reliquidadas por la misma entidad y pagadas por el o los responsables.

En el caso de compensaciones por incumplimiento de los estándares de indisponibilidad de instalaciones, éstas corresponderán a los sobrecostos incurridos por el sistema eléctrico. El reglamento deberá establecer la forma de cálculo de dicho sobrecosto como la determinación de los afectados por la respectiva indisponibilidad a quienes haya que compensar.

Las compensaciones abonadas que correspondan a indisponibilidades de instalaciones de transmisión nacional, zonal, de polos de desarrollo o dedicadas, utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios, serán descontadas del valor anual de la transmisión por tramo del período siguiente y hasta que el monto de dicha compensación sea cubierto.

Las compensaciones abonadas que correspondan a indisponibilidades de instalaciones de generación serán descontadas del pago anual de la potencia firme y hasta que el monto de dicha compensación sea cubierto.”.

Artículo 72-19.- Disposiciones Reglamentarias. Un reglamento regulará las materias necesarias para la debida y eficaz implementación de las disposiciones contenidas en el presente título.

4) Reemplázase el Título III por el siguiente:

“Título III: De los Sistemas de Transmisión Eléctrica

Capítulo I: Generalidades

Artículo 73°.- Definición de Sistema de Transmisión. El “sistema de transmisión o de transporte de electricidad” es el conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema eléctrico, y que no están destinadas a prestar el servicio público de distribución, cuya operación deberá coordinarse según lo dispone el artículo 72°-1 de esta ley.

En cada sistema de transmisión se distinguen líneas y subestaciones eléctricas de los siguientes segmentos: “sistema de transmisión nacional”, “sistema de transmisión para polos de desarrollo”, “sistema de transmisión zonal” y “sistema de transmisión dedicado”. Una vez determinados los límites de cada uno de estos sistemas de transmisión, se incluirán en él todas las instalaciones que sean necesarias para asegurar la continuidad de tal sistema.

Forman parte también del sistema de transmisión los sistemas de interconexión internacionales, los que se someterán a las normas especiales que se dicten al efecto.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la debida y eficaz implementación de las disposiciones contenidas en el presente título.

Artículo 74°.- Definición de Sistema de Transmisión Nacional. El sistema de transmisión nacional es aquel sistema que permite la conformación de un mercado eléctrico común, interconectando los demás segmentos de la transmisión, y estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que permiten el desarrollo de este mercado y posibilitan el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico, frente a diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la presente ley, los reglamentos y las normas técnicas.

Artículo 75°.- Definición de Sistema de Transmisión para Polos de Desarrollo. Los sistemas de transmisión para polos de desarrollo estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas, destinadas a transportar la energía eléctrica producida por medios de generación ubicados en un mismo polo de desarrollo, hacia el sistema de transmisión, haciendo un uso eficiente del territorio nacional.

Los polos de desarrollo serán determinados por el Ministerio de Energía en conformidad a lo dispuesto en el artículo 85°.

Artículo 76°.- Definición de Sistemas de Transmisión Dedicados. Los sistemas de transmisión dedicados estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están destinadas esencialmente para el suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios, o para permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico, sin perjuicio del uso por parte de clientes regulados de estos sistemas de transmisión dedicados.

El transporte por sistemas dedicados se regirá por lo previsto en los respectivos contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones, sin perjuicio de la regulación de precios para el pago del uso efectuado por parte de clientes regulados de este tipo de instalaciones.

Artículo 77°.- Definición de Sistema de Transmisión Zonal. Cada sistema de transmisión zonal estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están dispuestas esencialmente para el abastecimiento de clientes regulados, territorialmente identificables, sin perjuicio del uso por parte de clientes libres o medios de generación de estos sistemas de transmisión zonal.

Artículo 78°.- Definición de Sistema de Interconexión Internacional. Los sistemas de interconexión internacional estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas destinadas a transportar la energía eléctrica para efectos de posibilitar su exportación o importación, desde y hacia los sistemas eléctricos ubicados en el territorio nacional. Los términos y condiciones en que se efectuará dicho intercambio de energía se establecerán en el decreto supremo a que hace referencia el artículo 82° y demás normativa aplicable.

Artículo 79°.- Definición de Acceso Abierto. Las instalaciones de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión que corresponda de acuerdo con las normas de este Título.

Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión, con excepción del sistema dedicado, no podrán negar el acceso al servicio de transporte o transmisión a ningún interesado por motivos de capacidad técnica, sin perjuicio que, en virtud de las facultades que la ley o el reglamento le otorguen al Coordinador para la operación coordinada del sistema eléctrico, se limiten las inyecciones o retiros sin discriminar a los usuarios.

Los señalados propietarios de instalaciones de transmisión deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien lo solicite, sin discriminaciones de ninguna especie u origen, debiendo en su caso efectuar las ampliaciones, adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión.

El Coordinador aprobará la conexión a los sistemas de transmisión previa verificación que la solución de conexión propuesta permita cumplir con los criterios de operación óptima y acceso abierto del sistema respectivo. Asimismo, le corresponderá al Coordinador establecer los pagos, a partir de la aplicación de las tarifas que determine el Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, por concepto de costos de conexión, adecuaciones, obras adicionales o anexas o derechos de uso de dichas instalaciones, así como los requisitos técnicos y plazos para realizar dichas obras, conforme al procedimiento que determine el reglamento.

En todo caso, el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto deberá participar en el proceso de conexión, formulando las observaciones y sugerencias que estime pertinentes para procurar la operación segura del sistema. En la respectiva autorización de conexión, el Coordinador deberá pronunciarse aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas por el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto. Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de la autorización de conexión, el propietario podrá presentar una discrepancia ante el Panel, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de treinta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211.

Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión deberán dar las facilidades necesarias para que terceros ejecuten las obras que deban realizarse, accedan en tiempo y forma a subestaciones, patios, salas de control, y a todas aquellas instalaciones a las que se deba ingresar o hacer uso para materializar la nueva conexión.

Sin perjuicio de las atribuciones de los demás organismos contemplados en la ley, corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimiento de las condiciones de acceso abierto.

Artículo 80°.- Acceso Abierto en los Sistemas de Transmisión Dedicados. Los propietarios de las instalaciones de los sistemas dedicados no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión, sin perjuicio de la capacidad contratada o de los proyectos propios que se hayan contemplado al momento de diseñar la capacidad del sistema dedicado, conforme a las normas del presente artículo. Asimismo, dichos propietarios no podrán negar el acceso a empresas concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios. Cuando se tratare de instalaciones de sistemas dedicados existentes, el o los propietarios de éstas deberán informar al Coordinador el uso estimado de la capacidad excedente en proyectos propios, actualizando además la concreción de dichos proyectos.

El Coordinador determinará fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados, sin considerar las congestiones de transmisión debido a limitaciones de capacidad de otros tramos de transmisión. Para estos efectos, el propietario del sistema dedicado deberá poner en conocimiento del Coordinador los contratos de transporte existentes y los proyectos que impliquen el uso de la capacidad del sistema dedicado. Dichos contratos, deberán a lo menos constar por escritura pública, incluir las fechas de los compromisos y establecer las obligaciones y derechos de cada parte.

Para hacer uso de la capacidad técnica de transmisión disponible, el o los interesados deberán presentar al Coordinador junto con la solicitud de uso de dicha capacidad, una garantía a beneficio del propietario del sistema dedicado respectivo que caucione la seriedad de la solicitud, conforme a los plazos, órdenes de prelación, formatos, requisitos y procedimiento que determine el reglamento y la norma técnica respectiva. A contar del momento que el Coordinador aprueba la solicitud de acceso respectiva, la capacidad técnica de transmisión solicitada por el interesado no será considerada por el Coordinador como capacidad técnica de transmisión disponible.

La o las instalaciones del solicitante deberán haber sido declaradas en construcción de conformidad lo señalado en el artículo 72°-15, dentro del plazo señalado por el Coordinador en su respectiva autorización. Transcurrido dicho plazo sin que las instalaciones hayan sido declaradas en construcción caducará la referida aprobación.

El uso de la capacidad autorizada por el Coordinador será transitoria mientras no se concreten los proyectos señalados en el inciso primero o no se ejerzan los derechos de uso pactados contractualmente. Transcurridos quince años desde la fecha de la respectiva autorización, ésta se transformará en definitiva.

El uso de la capacidad de los sistemas dedicados deberá ajustarse a los estándares de seguridad y calidad de servicio con los que fue diseñado el respectivo sistema en base a la información de diseño entregada por el propietario, lo que deberá ser determinado por el Coordinador.

Los propietarios de instalaciones de transmisión dedicados deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien cuente con la autorización del Coordinador, debiendo en su caso posibilitar las adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión. Los costos de estas obras serán de cargo del solicitante, los que deberán reflejar precios de mercado en procesos abiertos y competitivos. En caso de existir discrepancias entre el solicitante y el propietario de las instalaciones dedicadas respecto a los costos de conexión y aspectos del proyecto, éstas podrán ser presentadas y resueltas por el Panel de Expertos.

El Reglamento establecerá los criterios y condiciones para determinar la capacidad técnica de transmisión disponible y el o los períodos de tiempo en que ésta exista.

Artículo 81°.- Presunción de Uso de los Sistemas de Transmisión. Toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema eléctrico con plantas de generación propias o contratadas, así como toda empresa eléctrica que efectúe retiros de energía y potencia desde el sistema eléctrico para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, hace uso de los sistemas de transmisión respectivos para todos los efectos legales.

Artículo 82°.- Intercambio Internacional de Energía. La exportación y la importación de energía eléctrica desde y hacia los sistemas eléctricos ubicados en territorio nacional, no se podrá efectuar sin previa autorización del Ministerio de Energía, la que deberá ser otorgada por decreto supremo, previo informe de la Superintendencia, de la Comisión y del Coordinador, según corresponda.

El decreto supremo deberá definir los aspectos regulatorios aplicables a la energía destinada al intercambio, establecer las condiciones generales de la operación, incluyendo al menos el plazo de duración y las condiciones específicas en que se autoriza la exportación o importación, tales como el modo de proceder a la exportación o importación de energía eléctrica, las condiciones bajo las que se puede suspender o interrumpir el intercambio de energía en caso de generar alguna amenaza o perturbación a la seguridad sistémica nacional, el régimen de acceso a dichas instalaciones, y las causales de caducidad por eventuales incumplimientos de las condiciones de autorización o por un cambio relevante en las circunstancias bajo las que se otorga el permiso.

Con todo, las condiciones de operación establecidas en el permiso de exportación o importación deberán asegurar la operación más económica del conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico y garantizar el cumplimiento de los estándares de seguridad y calidad del suministro eléctrico.

El reglamento establecerá los requisitos, plazos y procedimientos a los que se deberá sujetar la respectiva solicitud de exportación o importación de energía eléctrica.

Capítulo II: De la Planificación Energética y de la Transmisión

Artículo 83°.- Planificación Energética. Cada cinco años, el Ministerio de Energía deberá desarrollar un proceso de planificación energética de largo plazo, para los distintos escenarios energéticos de expansión de la generación y del consumo, en un horizonte de al menos treinta años.

El proceso de planificación energética deberá incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, considerando la identificación de polos de desarrollo de generación, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, y objetivos de eficiencia energética entre otros, elaborando sus posibles escenarios de desarrollo. Asimismo, la planificación deberá considerar dentro de sus análisis los planes estratégicos con los que cuenten las regiones en materia de energía. Anualmente, el Ministerio podrá actualizar la proyección de la demanda, los escenarios macroeconómicos, y los demás antecedentes considerados en los escenarios definidos en el decreto a que hace referencia el artículo 86.

Por razones fundadas el Ministerio de Energía podrá desarrollar el proceso de planificación energética antes del vencimiento del plazo señalado en el inciso primero.

El reglamento establecerá el procedimiento y las demás materias necesarias para la implementación eficaz del presente artículo.

Artículo 84°.- Procedimiento de Planificación Energética. Al menos veinte y cuatro meses antes del vencimiento del plazo del decreto que fije la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá dar inicio al proceso. Dentro de los ocho meses siguientes al inicio del proceso señalado precedentemente, el Ministerio deberá emitir un informe preliminar de planificación energética.

Con la antelación que señale el reglamento, el Ministerio deberá abrir un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, conforme a las normas que establezca el Ministerio de Energía por resolución dictada al efecto.

Artículo 85°.- Definición Polos de Desarrollo. Definición Polos de Desarrollo. En la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá identificar las áreas donde pueden existir polos de desarrollo de generación.

Se entenderá por polos de desarrollo a aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables y, al menos, en un setenta por ciento de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y la preservación de la naturaleza.

La determinación por parte del Ministerio de dichos Polos de Desarrollo será sometida a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo uno bis del título segundo de la ley 19.300 sobre bases generales del medioambiente.

Artículo 86°.- Decreto de Planificación Energética. Conforme a lo señalado en el artículo 83°, el Ministerio elaborará escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo.

Antes del vencimiento del plazo del respectivo período quinquenal de planificación, el Ministerio de Energía, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, deberá definir dichos escenarios energéticos, incluyendo sus respectivos polos de desarrollo, debiendo acompañar los antecedentes fundantes que correspondan.

Artículo 87°.- Planificación de la Transmisión. Anualmente la Comisión deberá llevar a cabo un proceso de planificación de la transmisión, el que deberá considerar, al menos, un horizonte de veinte años. Esta planificación abarcará las obras de expansión necesarias del sistema de transmisión nacional, de polos de desarrollo, zonal, dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios y de interconexión internacional, según corresponda.

En este proceso se deberá considerar la planificación energética de largo plazo que desarrolle el Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 83° y los objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación que establece la ley para el sistema eléctrico. Por tanto, la planificación de la transmisión deberá realizarse considerando:

a) La minimización de los riesgos en el abastecimiento, considerando eventualidades, tales como aumento de costos o indisponibilidad de combustibles, atraso o indisponibilidad de infraestructura energética, desastres naturales o condiciones hidrológicas extremas;

b) La creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, propendiendo al mercado eléctrico común para el abastecimiento de la demanda a mínimo costo con el fin último de abastecer los suministros a mínimo precio;

c) Instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico, en los distintos escenarios energéticos que defina el Ministerio en conformidad a lo señalado en el artículo 86°; y

d) La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan realizar las expansiones necesarias del sistema de una manera eficiente.

El proceso de planificación que establece el presente artículo deberá contemplar las holguras o redundancias necesarias para incorporar los criterios señalados precedentemente, y tendrá que considerar la información sobre criterios y variables ambientales y territoriales disponible al momento del inicio de éste, incluyendo los objetivos de eficiencia energética, que proporcione el Ministerio de Energía en coordinación con los otros organismos sectoriales competentes que correspondan. Para estos efectos, el Ministerio deberá remitir a la Comisión, dentro del primer trimestre de cada año, un informe que contenga los criterios y variables señaladas precedentemente.

Asimismo, el proceso a que se refiere el presente artículo deberá considerar la participación ciudadana en los términos establecidos en el artículo 90º.

Para efectos de la planificación de la transmisión deberá considerarse como tasa de actualización la tasa social de descuento establecida por el Ministerio de Desarrollo Social para la evaluación de proyectos de inversión de acuerdo a lo dispuesto en la ley N° 20.530. En el caso que dicho Ministerio no fije la tasa mencionada, esta deberá ser calculada por la Comisión, en conformidad a lo que señale el reglamento.

Artículo 88°.- Incorporación en el Plan de Expansión de Sistemas de Transmisión para Polos de Desarrollo. Si, por problemas de coordinación entre distintos propietarios de proyectos de generación, que no sean entidades relacionadas según los términos señalados en la Ley N°18.045 de Mercados de Valores, la totalidad o parte de la capacidad de producción de uno o más polos de desarrollo definidos por el Ministerio de Energía en el decreto respectivo no pudiere materializarse, la Comisión podrá considerar en el plan de expansión anual de la transmisión sistemas de transmisión para dichos polos de desarrollo. El reglamento podrá establecer la obligación para que los proyectos de generación incorporados en el polo caucionen su materialización futura.

Asimismo, la Comisión podrá incorporar en dicho plan, como sistemas de transmisión para polos de desarrollo, líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, con el objeto de permitir su uso por nuevos proyectos de generación, pudiendo modificar sus características técnicas, como trazado, nivel de tensión o capacidad de transporte en magnitudes mayores a las previstas originalmente. Para estos efectos, el Coordinador deberá informar a la Comisión, con la periodicidad que determine el reglamento, los proyectos de transmisión informados a dicho organismo. El reglamento deberá establecer la antelación con la que los desarrolladores y promotores de proyectos deberán informar éstos al Coordinador.

Para dichos efectos, las soluciones de transmisión deberán cumplir con los siguientes requisitos:

a. Que la capacidad máxima de generación esperada que hará uso de dichas instalaciones justifique técnica y económicamente su construcción;

b. Que la capacidad máxima de generación esperada, que hará uso de dichas instalaciones, para el primer año de operación, sea mayor o igual al veinticinco por ciento de su capacidad;

c. Que los proyectos de generación indicados en la letra b) anterior hayan sido declarados en construcción conforme lo señalado en el artículo 72°-15;

d. Que la solución de transmisión sea económicamente eficiente para el Sistema Eléctrico; y

e. Que la solución de transmisión sea coherente con los instrumentos de ordenamiento territorial vigentes.

Artículo 89°.- Obras Nuevas y Obras de Ampliación de los Sistemas de Transmisión. Son obras de expansión de los respectivos sistemas de transmisión las obras nuevas y obras de ampliación.

Son obras de ampliación aquellas que aumentan la capacidad o la seguridad y calidad de servicio de líneas y subestaciones eléctricas existentes. Se entenderá por obras nuevas aquellas líneas o subestaciones eléctricas que no existen y son dispuestas para aumentar la capacidad o la seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico.

No corresponderán a obras de ampliación aquellas inversiones necesarias para mantener el desempeño de las instalaciones conforme a la normativa vigente.

Podrán incorporarse como obras de expansión elementos que permitan garantizar la seguridad y calidad de servicio, tales como, sistemas de control y comunicación.

Artículo 90°.- Participantes y Usuarios e Instituciones Interesada. La Comisión abrirá un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, en adelante los “participantes”, y toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, en adelante “usuarios e instituciones interesadas”.

El reglamento deberá especificar el procedimiento o trámite a través del que se hará público el llamado a los usuarios e instituciones interesadas, y la información que éstos deberán presentar para su registro. Asimismo, establecerá los medios y la forma en que la Comisión hará público los distintos documentos sometidos a un proceso de participación ciudadana, la oportunidad y forma de entregar sus observaciones, y el mecanismo de actualización del registro.

En todo caso, los antecedentes que solicite la autoridad para constituir dicho registro deberán estar dirigidos a acreditar la representación, el interés y la correcta identificación de cada usuario o entidad, y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Las notificaciones y comunicaciones a los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrá efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Artículo 91°.- Procedimiento de Planificación de la Transmisión. Dentro de los primeros quince días de cada año, el Coordinador deberá enviar a la Comisión una propuesta de expansión para los distintos segmentos de la transmisión, la que deberá considerar lo dispuesto en el artículo 87°, y podrá incluir los proyectos de transmisión presentados a dicho organismo por sus promotores. Los proyectos de transmisión presentados al Coordinador por sus promotores deberán contener como requisitos mínimos los siguientes: descripción del proyecto e identificación de generadores de electricidad. Estos antecedentes deberán ser validados por el Coordinador.

La Comisión, dentro de los cinco días contados desde la recepción de la propuesta del Coordinador, deberá publicarla en su sitio web y deberá convocar, mediante un medio de amplia difusión pública, a una etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión. Los promotores de dichos proyectos de expansión deberán presentar a la Comisión sus propuestas fundadas dentro del plazo de sesenta días corridos desde la convocatoria, las que deberán ser publicadas en su sitio web.

El reglamento establecerá los requisitos y la forma en que deberán presentarse las propuestas de expansión del Coordinador y de los promotores de proyectos.

En el plazo que señale el reglamento, la Comisión emitirá un informe técnico preliminar con el plan de expansión anual de la transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web. Dentro del plazo de diez días a contar de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final del plan de expansión anual, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas, el que deberá ser publicado en su sitio web.

Dentro de los quince días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de cincuenta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de quince días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión, incorporando lo resuelto por el Panel.

Artículo 92°.- Decretos de Expansión de la Transmisión. El Ministro de Energía, dentro de quince días de recibidos el informe técnico definitivo de la Comisión a que hace referencia el artículo anterior, mediante decreto expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, fijará las obras de ampliación de los sistemas de transmisión que deban iniciar su proceso de licitación en los doce meses siguientes.

Las obras nuevas de los sistemas de transmisión que deban iniciar su proceso de licitación o estudio de franja, según corresponda, en los doce meses siguientes, serán fijadas por el Ministro de Energía, dentro de los sesenta días siguientes de recibido el informe técnico definitivo, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”. En dicho decreto se deberán distinguir aquellas obras nuevas que deben sujetarse al procedimiento para la determinación de sus franjas preliminares, en adelante e indistintamente “Estudio de Franja”, en caso de ser necesario, y de acuerdo a lo que se señala en los artículos siguientes.

Para la definición de las obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el Ministerio considerará criterios, tales como, los niveles de tensión de las instalaciones, el propósito de uso, las dificultades de acceso a o desde polos de desarrollo de generación, la complejidad de su implementación y la magnitud de las mismas, de acuerdo a lo que se establezca en el reglamento.

En caso que sea requerido por otras leyes, se entenderá que los obligados a ejecutar las obras de expansión del sistema de transmisión cuentan con la calidad de concesionarios de los servicios eléctricos. Lo anterior es sin perjuicio de lo dispuesto en las leyes Nºs 19.300 y 20.283, y demás normas legales pertinentes.

Las empresas podrán efectuar proyectos de expansión zonal que no se encuentren dentro del plan de expansión fijado por el Ministerio de Energía. En el siguiente proceso de valorización, la Comisión calificará la pertinencia de estas obras teniendo en consideración, no sólo la mayor eficiencia en el segmento, sino que también el diseño global de los sistemas de transmisión y distribución. Para el caso que la Comisión evalúe positivamente la pertinencia de dichas obras, su valorización se realizará considerando la efectuada para instalaciones similares.

Artículo 93°.- Procedimiento para la determinación de franjas. Una vez publicado en el Diario Oficial el decreto que fija las obras nuevas, el Ministerio deberá dar inicio al Estudio de Franja para aquellas obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el que será sometido a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del Título II de la ley N° 19.300 sobre bases generales del medio ambiente. El señalado procedimiento concluirá con la dictación de un decreto exento del Ministerio, expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, que fijará la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50 y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable.

El estudio preliminar de franja y su respectiva Evaluación Ambiental Estratégica deberá tener en especial consideración, respecto de las alternativas que pondere, los criterios y patrones de sustentabilidad por donde pudieren pasar las franjas. El estudio preliminar de franja deberá someterse en la etapa más temprana posible al proceso de Consulta Indígena contemplado en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo. Además, en todas sus etapas, y mientras no esté determinada oficialmente la franja definitiva, se velará siempre por asegurar el máximo de certidumbre jurídica a favor de las personas y territorios sujetos a dichos estudios.

El estudio será licitado, adjudicado y supervisado por el Ministerio en conformidad a las bases técnicas y administrativas que éste elabore, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles actuará como organismo técnico asesor.

El financiamiento del Estudio de Franja se establecerá a través de un presupuesto anual elaborado por la Subsecretaría de Energía. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

El Estudio de Franja contemplará franjas alternativas en consideración a criterios técnicos, económicos, ambientales y de desarrollo sustentable.

El señalado estudio deberá contener, a lo menos, lo siguiente:

a) Las franjas alternativas evaluadas;

b) Una zona indirecta de análisis o de extensión, a cada lado de la franja, que tenga la función de permitir movilidad al futuro proyecto;

c) Levantamiento de información en materias de uso del territorio y ordenamiento territorial;

d) Levantamiento de información vinculada a áreas protegidas y de interés para la biodiversidad;

e) Levantamiento de la información socioeconómica de comunidades y descripción de los grupos de interés;

f) Levantamiento de las características del suelo, aspectos geológicos y geomorfológicos relevantes de las franjas alternativas;

j) Diseño de ingeniería que permita identificar las franjas alternativas;

h) Identificación y análisis de aspectos críticos que podrían afectar la implementación de las franjas alternativas;

i) Indicación de los caminos, calles y otros bienes nacionales de uso público y de las propiedades fiscales, municipales y particulares que se ocuparán o atravesarán, individualizando a sus respectivos dueños;

j) Un análisis general del costo económico de las franjas alternativas; y

k) Un análisis general de aspectos sociales y ambientales, en base a la información recopilada.

Para el adecuado desarrollo del estudio regulado en los incisos precedentes, el Ministerio podrá ingresar a todas las propiedades fiscales, municipales y particulares en que sea necesario, a través de la o las personas que para tal efecto designe.

Un reglamento, expedido por intermedio del Ministerio de Energía, establecerá las disposiciones necesarias para la adecuada ejecución del proceso de determinación de franjas preliminares.

Artículo 94°.- Aprobación por el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad. El estudio a que se refiere el artículo precedente, concluirá con un informe del Ministerio que contenga la franja alternativa a proponer al Consejo de Ministros para la Sustentabilidad establecido en los artículos 71° y siguientes de la Ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente. El Consejo de Ministros para la Sustentabilidad, deberá acordar el uso de la propuesta de franja, para efectos que el Ministerio dicte un decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República” que fije la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50° y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable, para las obras nuevas sometidas a Estudio de Franja, sin perjuicio de lo resuelto en la correspondiente resolución de calificación ambiental. Dichas servidumbres se impondrán una vez que el adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva defina el trazado y cuente con la correspondiente resolución de calificación ambiental para la ejecución del proyecto. El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, debiendo entenderse que los propietarios de los predios comprendidos en la franja preliminar se encuentran notificados del eventual gravamen que se les podrá imponer una vez dictado el decreto a que se refiere el artículo 97°.

El gravamen establecido a través del decreto exento del Ministerio de Energía que fija la franja preliminar, se extinguirá una vez transcurridos cinco años contados desde la fecha de dictación de dicho decreto. Con todo, el referido plazo podrá prorrogarse por causas justificadas por una sola vez y hasta por dos años.

Artículo 95°.- Bases de Licitación del Coordinador de Obras Nuevas y de Ampliación. Corresponderá al Coordinador efectuar una licitación pública internacional de los proyectos de expansión contenidos en los decretos señalados en el artículo 92°. El costo de la licitación será de cargo del Coordinador.

Las bases de licitación de las obras nuevas y de ampliación serán elaboradas por el Coordinador y, a lo menos, deberán especificar las condiciones objetivas que serán consideradas para determinar la licitación, la información técnica y comercial que deberán entregar las empresas participantes, los requisitos técnicos y financieros que deberán cumplir los oferentes, los plazos, las garantías, la descripción del desarrollo del proceso y de las condiciones de adjudicación, así como las características técnicas de las obras de transmisión. Asimismo, las bases deberán contener las garantías de ejecución y operación de los proyectos y las multas por atraso en la entrada en operación del o los proyectos.

El Coordinador podrá agrupar una o más obras de ampliación y obras nuevas con el objeto de licitarlas y adjudicarlas conjuntamente.

Tratándose de la licitación de las obras de ampliación, la empresa propietaria deberá participar en la supervisión de la ejecución de la obra, conforme lo determine el reglamento.

La Comisión podrá fijar el valor máximo de las ofertas de las licitaciones de las obras de expansión en un acto administrativo separado de carácter reservado, que permanecerá oculto hasta la apertura de las ofertas respectivas, momento en el que el acto administrativo perderá el carácter reservado. El Coordinador deberá licitar nuevamente aquellas obras cuya licitación haya sido declarada desierta por no haberse presentado ninguna oferta económica inferior al valor máximo señalado precedentemente.

Artículo 96°.- Decreto que fija los derechos y condiciones de ejecución y explotación de obras nuevas y Decreto de adjudicación de construcción de obras de ampliación. El Coordinador en un plazo no superior a sesenta días de recibidas las propuestas, deberá resolver la licitación y adjudicará los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva, o la adjudicación de la construcción y ejecución de las obras de ampliación, según corresponda, en conformidad a las bases. Asimismo, se comunicará el resultado de la licitación a la empresa adjudicataria de la obra nueva respectiva y a las empresas transmisoras propietarias de las obras de ampliación, según corresponda, y se informará a la Comisión y a la Superintendencia respecto de la evaluación de los proyectos y de la adjudicación.

Dentro de los cinco días siguientes a dicho informe, la Comisión remitirá al Ministro de Energía un informe técnico con los resultados de la licitación, incluyendo en el caso de las obras de ampliación el A.V.I.+C.O.M.A. a remunerar a la empresa transmisora propietaria de dicha obra, con todos los antecedentes del proceso. Sobre la base de dicho informe técnico, el Ministerio dictará un decreto supremo, expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República", que fijará, tratándose de las obras nuevas:

a) Los derechos y condiciones de ejecución y explotación de la obra nueva;

b) La empresa adjudicataria;

c) Las características técnicas del proyecto;

d) La fecha de entrada en operación;

e) El valor de la transmisión por tramo de las nuevas obras, conforme al resultado de la licitación, y

f) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra e) anterior.

En el caso de las obras de ampliación, el decreto señalado en el inciso anterior fijará:

a) El propietario de la o las obras de ampliación;

b) La empresa adjudicataria encargada de la construcción y ejecución de la obra o las obras de ampliación;

c) Las características técnicas del proyecto;

d) La fecha de entrada en operación;

e) El V.I. adjudicado;

f) El A.V.I. determinado a partir del VI señalado en la letra anterior;

g) El C.O.M.A que corresponderá aplicar hasta el siguiente proceso de valorización, y

h) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra g) anterior.

Artículo 97°.- Procesos posteriores a la adjudicación para obras nuevas sometidas al procedimiento para la determinación de franjas. El adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva que debe sujetarse a Estudio de Franja, deberá someter al sistema de evaluación de impacto ambiental, conforme a lo dispuesto en la ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el respectivo proyecto, determinando el trazado sobre la base de la franja preliminar fijada mediante el decreto establecido en el artículo 94°.

Una vez obtenida la resolución de calificación ambiental de acuerdo a lo definido en la ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el Ministerio dictará un decreto exento suscrito bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, mediante el que determinará el trazado definitivo y la franja de seguridad asociada a dicho trazado, constituyéndose, por el solo ministerio de la ley, servidumbre eléctrica sobre la referida franja.

El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, con el objeto de notificar a los propietarios de predios comprendidos en el trazado definitivo, y para el cual se solicitará la concesión eléctrica definitiva.

El titular del proyecto será considerado titular de concesión eléctrica para los efectos del artículo 31° bis y 34° bis de la presente ley.

Dentro de los 30 días siguientes a la publicación en el Diario Oficial del decreto referido en el inciso segundo, el titular del proyecto lo deberá reducir a escritura pública, a su costo. A partir de la fecha de reducción a escritura pública, el titular del proyecto deberá iniciar las gestiones para hacer efectivas las servidumbres conforme a los artículos 62° y siguientes de la ley.

En todo lo no regulado en el presente Capítulo, será aplicable, en lo que corresponda, lo dispuesto en el Capítulo V, del Título II, de la presente ley.

Sin perjuicio de los derechos y adjudicaciones que establece la presente ley, una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión correspondiente, el Estado consolidará la propiedad y titularidad tanto del trazado como de la infraestructura cuya construcción y operación fue licitada y adjudicada.

Artículo 98°.- Situación excepcional de Modificaciones de trazados. En caso que, una vez obtenida la resolución de calificación ambiental y durante la ejecución del proyecto, el titular del mismo requiera excepcionalmente modificar el trazado definitivo, deberá, en forma previa, solicitar en forma fundada la aprobación del Ministerio, el que deberá evaluar los antecedentes que justifican tal modificación y una vez obtenida la autorización de éste, el proyecto deberá sujetarse a lo dispuesto en la Ley Nº 19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente.

Calificada favorablemente la modificación del proyecto, el Ministerio procederá a modificar el decreto señalado en el artículo anterior, el que deberá ser publicado y reducido a escritura pública en los términos y condiciones señalados en dicho artículo.

Artículo 99°.- Remuneración de las Obras de Expansión. Las obras nuevas contenidas en los respectivos decretos que fijan el plan de expansión para los doce meses siguientes, señalados en el artículo 92° serán adjudicadas a una empresa de transmisión que cumpla con las exigencias definidas en la presente ley y la demás normativa aplicable. La licitación se resolverá según el valor anual de la transmisión por tramo que oferten las empresas para cada proyecto y sólo se considerarán de manera referencial el V.I. y C.O.M.A. definidos en el aludido decreto.

El valor anual de la transmisión por tramo resultante de la licitación y su fórmula de indexación constituirá la remuneración de las obras nuevas y se aplicará durante cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente.

La licitación de la construcción y ejecución de las obras de ampliación contenidas en el decreto señalado en el artículo 92°, se resolverán según el V.I. ofertado. El propietario de la obra de ampliación será el responsable de pagar al respectivo adjudicatario la referida remuneración, de acuerdo a lo que señalen las bases.

Por su parte, el propietario de la obra de ampliación recibirá como remuneración de dicha obra el A.V.I. más el C.O.M.A. correspondiente. El A.V.I. será determinado considerando el V.I. adjudicado y la tasa de descuento correspondiente utilizada en el estudio de valorización vigente al momento de la adjudicación. El A.V.I. resultante de la licitación corresponderá a la remuneración del adjudicatario por cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente, a que se hace referencia en el capítulo IV del presente Título.

Las obras de ampliación adjudicadas deberán ser consideradas en los procesos tarifarios siguientes para los efectos de determinar el C.O.M.A. aplicable.

Los pagos por el servicio de transporte o transmisión a la empresa propietaria de las obras nuevas y obras de ampliación de transmisión se realizarán de acuerdo con lo establecido en los artículos 115° y siguientes.

Capítulo III: De la Calificación de las Instalaciones de Transmisión

Artículo 100°.- Calificación de las Instalaciones de los Sistemas Transmisión. Las líneas y subestaciones eléctricas de cada sistema de transmisión nacional, para polos de desarrollo, de transmisión zonal y de los sistemas dedicados serán determinadas cuatrienalmente por la Comisión mediante resolución exenta dictada al efecto.

La Comisión deberá incorporar a la señalada resolución de calificación, en el momento en que entren en operación, las instalaciones futuras de transmisión, de construcción obligatoria, contenidas en los respectivos decretos de expansión, como aquellas otras que entren en operación dentro del período de vigencia de la referida resolución.

Las líneas y subestaciones eléctricas sólo podrán pertenecer a un segmento del sistema de transmisión.

En la resolución a que hace referencia el inciso primero, la Comisión podrá agrupar una o más áreas territoriales para conformar los respectivos sistemas de transmisión zonal. Tanto dicha agrupación como la incorporación de la línea o subestación en una de éstas, deberá mantenerse por tres períodos tarifarios, salvo que éstas fueren calificadas en otro segmento.

En este proceso se deberán definir asimismo la desconexión de aquellas líneas y subestaciones que no sean necesarias para el sistema eléctrico, considerando los antecedentes que emanen de los procesos de planificación de transmisión.

Para efectos de la calificación de las líneas y subestaciones eléctricas, tres meses antes del vencimiento del plazo señalado en el artículo 107°, el Coordinador deberá remitir a la Comisión el listado de instalaciones contenido en los sistemas de información a que hace referencia el artículo 72°-8.

Artículo 101°.- Informe Técnico de Calificación de Instalaciones e instancias de Participación. Dentro de los noventa días corridos siguientes a la recepción de la información señalada en el artículo anterior, la Comisión deberá emitir un informe técnico preliminar con la calificación de todas las líneas y subestaciones del sistema de transmisión. Los participantes y usuarios e instituciones interesadas referidos en el artículo 90°, dispondrán de quince días para presentar sus observaciones a dicho informe.

Dentro de los quince días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final de calificación de líneas y subestaciones de transmisión, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Concluido el plazo para presentar discrepancias, o emitido el Dictamen del Panel, según corresponda, la Comisión deberá, mediante resolución exenta, aprobar el informe técnico definitivo con la calificación de las líneas y subestaciones de transmisión para el cuatrienio siguiente, la que deberá ser publicada en su sitio web.

Capítulo IV: De la Tarificación de la Transmisión

Artículo 102°.- De la Tarificación. El valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios será determinado por la Comisión cada cuatro años en base a la valorización que se establece en los artículos siguientes de las instalaciones.

Las empresas eléctricas que interconecten sus instalaciones de transmisión al sistema eléctrico sin que estas formen parte de la planificación de que trata el artículo 87°, serán consideradas como obras existentes para efectos de su valorización, siempre y cuando la ejecución de estas obras hayan sido autorizadas excepcionalmente por la Comisión, previo informe fundado que justifique la necesidad y urgencia de la obra y su exclusión del proceso de planificación de la transmisión, aprobado por el Coordinador, de acuerdo a lo que señale el reglamento.

Artículo 103°.- Definición de V.A.T.T., V.I., A.V.I. y C.O.M.A. Para cada tramo de un sistema de transmisión se determinará el “valor anual de la transmisión por tramo”, compuesto por la anualidad del "valor de inversión", en adelante "V.I." del tramo, más los costos anuales de operación, mantenimiento y administración del tramo respectivo, en adelante "COMA", ajustados por los efectos de impuestos a la renta y depreciación correspondiente, de conformidad a la metodología que establezca el reglamento.

Cada tramo del sistema de transmisión estará compuesto por un conjunto mínimo de instalaciones económicamente identificables, agrupadas según los criterios que establezca el reglamento.

El V.I. de una instalación de transmisión es la suma de los costos eficientes de adquisición e instalación de sus componentes, de acuerdo con valores de mercado, determinado conforme a los incisos siguientes.

En el caso de las instalaciones existentes, el V.I. se determinará en función de sus características físicas y técnicas, valoradas a los precios de mercado vigentes de acuerdo a un principio de adquisición eficiente.

Sin perjuicio de lo anterior, respecto de los derechos relacionados con el uso de suelo, los gastos y las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres utilizadas, para efectos de incluirlos en el V.I. respectivo se considerará el valor efectivamente pagado, indexado de acuerdo a la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor. Para estos efectos, el Coordinador deberá elaborar y mantener un catastro de las servidumbres existentes y sus respectivas valorizaciones. Sólo se valorizarán aquellas servidumbres en las que se acredite fehacientemente el valor efectivamente pagado por ellas. Las discrepancias que surjan sobre esta materia podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos.

En el caso de Obras de Expansión, se considerará lo señalado en el artículo 99°.

La anualidad del V.I., en adelante “A.V.I.”, se calculará considerando la vida útil de cada tipo de instalación, la fecha de entrada en operación de la instalación y considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118º.

Para cada segmento de los sistemas de transmisión señalados en el artículo 100° y para cada sistema de transmisión zonal, el C.O.M.A. se determinará como los costos de operación, mantenimiento y administración de una única empresa eficiente y que opera las instalaciones permanentemente bajo los estándares establecidos en la normativa vigente, conforme lo especifique el reglamento.

Artículo 104°.- Vida Útil de las Instalaciones. La vida útil para efectos de determinar la anualidad del valor de inversión indicada en el artículo precedente será determinada por la Comisión. Para estos efectos, en la oportunidad que fije el reglamento, la Comisión comunicará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas definidos en el artículo 90° un informe técnico preliminar que contenga las vidas útiles de los elementos de transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web.

A más tardar veinte días contados desde la publicación de dicho informe, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán realizar observaciones, las que deberán ser aceptadas o rechazadas fundadamente en el informe técnico definitivo, el que será publicado en el sitio web de la Comisión dentro de los veinte días siguientes a la recepción de las observaciones.

Si se mantuviesen observaciones, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias ante el Panel de Expertos en un plazo de diez días contados desde la publicación. El Panel resolverá las discrepancias en un plazo de veinte días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

La Comisión comunicará y publicará en su sitio web el informe técnico definitivo de vida útil de las instalaciones, incorporando lo resulto por el Panel, dentro de los diez días siguientes a la comunicación de su dictamen. En caso de no haberse presentado discrepancias, la Comisión comunicará y publicará en su sitio web el informe técnico definitivo dentro de los cinco días de vencido el plazo para presentarlas.

Las vidas útiles de las instalaciones contenidas en la resolución de la Comisión que aprueba el informe técnico definitivo a que hace referencia el inciso anterior, se aplicarán por tres períodos tarifarios consecutivos. Excepcionalmente, los nuevos elementos por avances tecnológicos o nuevos desarrollos, que no hayan sido considerados en la resolución señalada, deberán ser incorporados, para efectos de fijar su vida útil, en las bases preliminares a que hace referencia el artículo 107°.

Artículo 105°.- Del o los Estudios de Valorización de los Sistemas de Transmisión. Dentro del plazo señalado en el artículo 107°, la Comisión deberá dar inicio al o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal, del sistema de transmisión para polos de desarrollo, y de las instalaciones de los sistemas de transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios, cuyo proceso de elaboración será dirigido y coordinado por la Comisión.

Artículo 106°.- Participación Ciudadana. Las empresas participantes y usuarios e instituciones interesadas a que hace referencia el artículo 90°, podrán participar del proceso y estudio de valorización de instalaciones conforme a las normas contenidas en los artículos siguientes y en el reglamento.

Artículo 107°.- Bases del o los Estudios Valorización. A más tardar veinte y cuatro meses antes del término del periodo de vigencia de las tarifas de los sistemas de transmisión, la Comisión enviará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas, las bases técnicas y administrativas preliminares para la realización del o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema nacional, zonal, de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Las bases técnicas preliminares del o los estudios deberán contener, al menos, lo siguiente:

a) Tasa de descuento calculada de acuerdo a lo establecido en los artículos 118° y 119°;

b) Economías de ámbito y escala;

c) Modelo de valorización; y

d) Metodología para la determinación del pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Por su parte, el reglamento determinará los criterios de selección de las propuestas del o los consultores para la realización del o los estudios, las garantías que éstos deberán rendir para asegurar su oferta y la correcta realización del o los estudios, incompatibilidades y todas las demás condiciones, etapas y obligaciones del o los consultores que deban formar parte de la bases administrativas y técnicas.

A partir de la fecha de recepción de las bases técnicas y administrativas preliminares y dentro del plazo de quince días, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones ante la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un término no superior a quince días, la Comisión les comunicará las bases técnicas y administrativas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Si se mantuviesen controversias, cualquiera de los participantes o usuarios e instituciones interesadas, podrán presentar sus discrepancias al Panel, en un plazo máximo de diez días contado desde la recepción de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe controversia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en las bases técnicas y administrativas definitivas.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias o una vez emitido el dictamen del Panel, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas a través de una resolución que se publicará en un medio de amplio acceso y se comunicará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas.

Artículo 108°.- Licitación y Supervisión del Estudio de Valorización. Conjuntamente con la publicación de las bases definitivas, la Comisión deberá llamar a licitación pública internacional del o los estudios de valorización de instalaciones de transmisión que correspondan.

El o los estudios de valorización serán adjudicados y supervisados en conformidad a las bases definitivas señaladas en el artículo anterior, por un Comité integrado por un representante del Ministerio de Energía, uno de la Comisión, que será quien lo presidirá, un representante del segmento de generación, uno del sistema de transmisión nacional, uno del segmento de transmisión zonal, uno del segmento de distribución, un representante de los clientes libres, y un representante del Coordinador, los que serán designados en la forma que establezca el reglamento.

El reglamento establecerá las normas sobre designación, constitución, funcionamiento, obligaciones y atribuciones de este comité, el plazo máximo del proceso de licitación y la forma en que se desarrollará el o los estudios.

El o los estudios deberán realizarse dentro del plazo máximo de ocho meses a contar del total trámite del acto administrativo que aprueba el contrato con el consultor, sin perjuicio de la obligación del consultor respecto de la audiencia pública a que se refiere el artículo 111°.

Artículo 109°.- Financiamiento del Estudio de Valorización. Las empresas de transmisión nacional, zonal y de sistemas de transmisión para polos de desarrollo deberán concurrir al pago del o los estudios de valorización de instalaciones, conforme a lo dispuesto en el reglamento. El valor resultante del proceso de adjudicación del estudio o los estudios serán incorporados en el proceso de valorización respectivo como parte del C.O.M.A.

Artículo 110°.- Resultados del Estudio de Valorización. Los resultados del o los estudios de valorización deberán especificar y distinguir, a lo menos, lo siguiente:

a) El V.I. y A.V.I por tramo de las instalaciones calificadas como de transmisión nacional, transmisión zonal y de transmisión para polos de desarrollo en la resolución exenta de la Comisión a que hace referencia el artículo 100°;

b) Los costos de operación, mantenimiento y administración por tramo de las instalaciones pertenecientes al sistema de transmisión nacional, para las instalaciones pertenecientes a los sistemas zonal y para las instalaciones de transmisión para polos de desarrollo;

c) El valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistemas de transmisión para polos de desarrollo y de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios; y

d) La determinación de las correspondientes fórmulas de indexación y su forma de aplicación para los valores indicados anteriormente, durante el período de cuatro años.

Para el caso de la transmisión para polos de desarrollo, se considerará sólo la porción de las líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, según corresponda, cuyas características técnicas hubiesen sido modificadas conforme a lo señalado en el artículo 88°.

Artículo 111°.- Audiencia Pública. La Comisión, en un plazo máximo de cinco días contado desde la recepción conforme del o los estudios, convocará a una audiencia pública a los participantes y a los usuarios e instituciones interesadas, audiencia en que el consultor deberá exponer los resultados del o los estudios de valorización. El reglamento establecerá el procedimiento y las demás normas a que se sujetará la audiencia pública.

Artículo 112°.- Informe Técnico y Decreto de Valorización. Concluido el procedimiento de audiencia pública conforme al artículo anterior, dentro del plazo de tres meses, la Comisión deberá elaborar un informe técnico preliminar basado en los resultados del o los estudios de valorización, el que deberá ser comunicado a las empresas transmisoras, a los participantes y a los usuarios e instituciones interesadas, al Coordinador, y se hará público a través de un medio de amplio acceso.

El informe técnico preliminar de la Comisión deberá contener las materias señaladas en el artículo 110°.

A partir de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y los usuarios e instituciones interesadas dispondrán de diez días para presentar sus observaciones a la Comisión.

Dentro de los veinte días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final de valorización de instalaciones de transmisión, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo de cuarenta y cinco días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo de valorización de instalaciones y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de veinte días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo de valorización, incorporando lo resuelto por dicho Panel, y sus antecedentes.

El Ministro de Energía, dentro de veinte días de recibido el informe técnico de la Comisión, mediante decreto expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República" y sobre la base de dicho informe, fijará el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y de las instalaciones de transmisión dedicada utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Artículo 113°.- Vigencia Decreto Tarifario. Una vez vencido el período de vigencia del decreto de señalado en el artículo anterior, los valores establecidos en él seguirán rigiendo mientras no se dicte el siguiente decreto conforme al procedimiento legal. Dichos valores podrán ser reajustados por las empresas de transmisión, en la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor desde la fecha en que debía expirar el referido decreto, previa publicación en un diario de circulación nacional efectuada con quince días de anticipación.

No obstante lo señalado en el inciso anterior, las empresas de transmisión deberán abonar o cargar a los usuarios del sistema de transmisión, de acuerdo con el procedimiento que establezca el reglamento, las diferencias que se produzcan entre lo efectivamente facturado y lo que corresponda acorde a los valores que en definitiva se establezcan, por todo el período transcurrido entre el día de terminación del cuatrienio a que se refiere el artículo anterior y la fecha de publicación del nuevo decreto.

Las reliquidaciones que sean procedentes serán reajustadas de acuerdo al Índice de Precios al Consumidor a la fecha de publicación de los nuevos valores, por todo el período a que se refiere el inciso anterior.

En todo caso, se entenderá que los nuevos valores entrarán en vigencia a contar del vencimiento del cuatrienio para el que se fijaron los valores anteriores.

Capítulo V: De La Remuneración de la Transmisión.

Artículo 114°.- Remuneración de la Transmisión. Las empresas propietarias de las instalaciones existentes en los sistemas de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo deberán percibir anualmente el valor anual de la transmisión por tramo correspondiente a cada uno de dichos sistemas, definido en el artículo 103°. Este valor constituirá el total de su remuneración anual. Asimismo, los propietarios de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, deberán percibir de los clientes regulados la proporción correspondiente a dicho uso.

Para los efectos del inciso anterior, dentro de cada uno de los sistemas de transmisión nacional y zonal, se establecerá un cargo único por uso, de modo que la recaudación asociada a éste constituya el complemento a los ingresos tarifarios reales para recaudar el valor anual de la transmisión de cada tramo definido en el decreto señalado en el artículo 112°. Se entenderá por "ingreso tarifario real por tramo" a la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación real del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo.

Asimismo, se establecerá un cargo único de modo que la recaudación asociada a éste remunere la proporción de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, considerando la proporción de ingresos tarifarios reales asignables a ellos.

Del mismo modo, se establecerá un cargo único de manera que la recaudación asociada a éste remunere la proporción de las instalaciones para polos de desarrollo no utilizada por la generación existente. El valor anual de la transmisión para polos de desarrollo no cubierta por dicho cargo, será asumida por los generadores que inyecten su producción en el polo correspondiente.

Los cargos únicos a que hace referencia el presente artículo serán calculados por la Comisión en el informe técnico respectivo y fijado mediante resolución exenta.

El reglamento deberá establecer los mecanismos y procedimientos de reliquidación y ajuste de los cargos por uso correspondientes, de manera de asegurar que la o las empresas señaladas perciban la remuneración definida en el inciso primero de este artículo.

Artículo 115°.- Pago de la Transmisión. El pago de los sistemas de transmisión nacional, zonal y de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios será de cargo de los consumidores finales libres y regulados, y se regirá por las siguientes reglas:

a) El cargo por uso del sistema de transmisión nacional se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de los tramos de transmisión nacional y los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, de cada uno de dichos tramos, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales del sistema interconectado para el mismo semestre;

b) El cargo por uso de cada sistema de transmisión zonal se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de la transmisión por tramo y los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales en dicho sistema para el mismo semestre;

c) El cargo por uso de los sistemas de transmisión dedicada utilizada por parte de consumidores finales regulados se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de la transmisión por tramo asignada y la proporción de los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales en el sistema interconectado para el mismo semestre.

Los cargos únicos a que hace referencia el presente artículo serán calculados semestralmente por la Comisión en el informe técnico respectivo y fijado mediante resolución exenta, con ocasión de la determinación de los precios de nudo definidos en el artículo 162°. Dichos valores, así como las reliquidaciones o ajustes a que hubiere lugar, serán calculados por el Coordinador, según lo señalado en esta ley y conforme a los procedimientos que el reglamento establezca.

Las boletas o facturas a usuarios libres o regulados extendidas por sus respectivos suministradores deberán señalar separadamente los cobros por concepto de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo, de instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, distribución y cualquier otro cargo que se efectúe en ella, en la forma y periodicidad que determine el reglamento.

Artículo 116°.- Pago por uso de los Sistemas para Polos de Desarrollo. Para efectos de la determinación del cargo único para la remuneración de la proporción no utilizada por centrales generadoras existentes en los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, se entenderá como proporción no utilizada aquella resultante de la diferencia entre uno y el cociente entre la suma de la capacidad instalada de generación, respecto de la totalidad de la capacidad instalada de transmisión. Dicha proporción distinguirá las líneas y subestaciones dedicadas, nuevas de las existentes, según corresponda, cuyas características técnicas hubiesen sido modificadas conforme a lo señalado en el artículo 88°, según lo establezca el reglamento.

Si transcurrido los cinco periodos tarifarios a que hace referencia el artículo 99° no se ha utilizado la capacidad total de transporte prevista, se extenderá este régimen de remuneración hasta por dos periodos tarifarios adicionales. A partir de entonces, sólo se considerará la capacidad de la generación existente, para su valorización y remuneración.

El pago de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo de cargo de los consumidores finales libres y regulados, se determinará en base a la diferencia entre el 50% de la proporción del valor anual de los tramos, asignada a dichos consumidores, y la proporción de los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales del sistema interconectado para el mismo semestre.

El reglamento establecerá los mecanismos y procedimientos para la correcta determinación de dichos pagos.

Artículo 117°.- Repartición de Ingresos. Dentro de cada sistema de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo y transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios, los ingresos percibidos por concepto de cargo semestral por uso e ingresos tarifarios reales, serán repartidos entre los propietarios de las instalaciones de cada sistema de acuerdo con lo siguiente:

a) De la recaudación mensual total de cada segmento y sistema, se pagará en primer lugar el valor anual de la transmisión por tramo de las instalaciones declaradas como obra nueva y obra de ampliación, conforme lo señalado en el artículo 89º y de acuerdo a las fórmulas de indexación de éste, y la proporción de la transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios.

b) En cada segmento y sistema, el resto de las instalaciones recibirán el remanente de la recaudación a prorrata del A.V.I.+C.O.M.A. de las instalaciones resultante del o los estudios de valorización, conforme las fórmulas de indexación de los mismos.

c) En cada sistema y segmento, las diferencias que se produzcan entre la recaudación total y el valor anual de la transmisión por tramo, deberán ser consideradas en el período siguiente a fin de abonar o descontar dichas diferencias según corresponda, en el cálculo del cargo para el próximo período.

d) El Coordinador deberá realizar todos los cálculos necesarios para la repartición de ingresos a que hace referencia el presente artículo, de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente y deberá resguardar que la recaudación anual asignada a cada tramo no sea superior a su valorización anual.

Artículo 118°.- Tasa de Descuento. La tasa de descuento que deberá utilizarse para determinar la anualidad del valor de inversión de las instalaciones de transmisión será calculada por la Comisión cada cuatro años de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo siguiente. Esta tasa será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas de transmisión eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso la tasa de descuento no podrá ser inferior al siete por ciento ni superior al diez por ciento.

El riesgo sistemático señalado, se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa eficiente de transmisión 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 y su plazo deberán 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 descuento, así como su consistencia con el horizonte de planificación de la empresa eficiente. El período considerado para establecer el promedio corresponderá a un mes y corresponderá al mes calendario de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de descuento.

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.

De este modo, la tasa de descuento será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

Artículo 119°.- Procedimiento de Cálculo de la Tasa de Descuento. Antes de cinco meses del plazo señalado en el artículo 107° para comunicar las bases preliminares del o los estudios de valorización, la Comisión deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de descuento, los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en el artículo anterior.

Finalizado dicho estudio, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de descuento, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 107°, para efectos de ser observado por las empresas participantes y usuarios e instituciones interesadas a que se refiere el artículo 90°, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico señalado precedentemente deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.

Artículo 120°.- Peajes de Distribución. Los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad estarán obligados a prestar el servicio de transporte, permitiendo el acceso a sus instalaciones de distribución, tales como líneas aéreas o subterráneas, subestaciones y obras anexas, en las condiciones técnicas y de seguridad que se establezcan, para que terceros den suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro de su zona de concesión.

Quienes transporten electricidad y hagan uso de estas instalaciones conforme al inciso anterior estarán obligados a pagar al concesionario un peaje igual al valor agregado de distribución vigente en la zona en que se encuentra el usuario, dentro de la respectiva área típica, ajustado de modo tal que si los clientes no regulados adquirieran su potencia y energía a los precios de nudo considerados para establecer la tarifa de los clientes sometidos a regulación de precios de la concesionaria de servicio público de distribución en la zona correspondiente, el precio final resultará igual al que pagarían si se les aplicara las tarifas fijadas a la referida concesionaria en dicha zona.

Serán aplicables a este servicio las disposiciones establecidas en los artículos 126º, en lo referente a la garantía para caucionar potencias superiores a 10 kilowatts, 141º y 225° letra q).

El Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, fijará estos peajes con ocasión de la fijación de tarifas de distribución correspondiente. El reglamento establecerá el procedimiento para la fijación y aplicación de dichos peajes.

Las discrepancias que se produzcan en relación a la fijación de peajes de distribución señalada en el presente artículo podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo 211°.

Artículo 121°.- Facturación, mora, titulo ejecutivo factura. En caso de mora o simple retardo en el pago de las facturas que se emitan entre las empresas sujetas a coordinación del Coordinador, éstas podrán aplicar sobre los montos adeudados el interés máximo convencional definido en el artículo 6º de la ley Nº 18.010, vigente el día del vencimiento de la obligación respectiva.

Las facturas emitidas por las empresas de transmisión para el cobro de la remuneración del sistema de transmisión tendrán mérito ejecutivo.

Artículo 122°.- Garantías para proyectos de inversión en Sistemas de Transmisión. Las empresas de transmisión tendrán derecho a dar en garantía para la obtención de un financiamiento para la construcción y ejecución de un proyecto de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo, los derechos de ejecución y explotación de obras nuevas pertenecientes a dichos sistemas de transmisión, que se hayan fijado a través del decreto del Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 92. Para dichos efectos, se podrá optar por las siguientes alternativas:

1° Constituir una prenda civil sobre los derechos que para dichas empresas nacen del decreto indicado precedentemente. La prenda se entenderá constituida y se regirá por las reglas generales del Código Civil, efectuándose la tradición mediante la entrega por parte de la empresa de transmisión al acreedor prendario, del decreto en donde consten los derechos dados en prenda.

2° Ceder condicionalmente los derechos objeto del citado decreto, sujeto a la condición suspensiva de incumplimientos contemplados en el respectivo contrato de crédito celebrado entre la empresa transmisora y su o sus acreedores.

3° Otorgar un mandato irrevocable en los términos del artículo 241 del Código de Comercio, al o los acreedores de la empresa de transmisión para percibir las tarifas a que tenga derecho esta última de acuerdo al decreto referido en el inciso primero. Podrá convenirse en dicha cesión condicional, que el o los acreedores deberán imputar los montos percibidos en virtud del mandato con los correspondientes a la deuda existente entre la empresa de transmisión y dicho acreedor. La imputación de los montos percibidos se realizará de acuerdo a las reglas acordadas por las partes en el contrato de crédito en cuestión o, a falta de ellas, a las contenidas en el Código Civil.

En caso de otorgarse uno o más de los contratos indicados en los numerales anteriores, la empresa de transmisión deberá dar cumplimiento a lo indicado en el inciso siguiente, debiendo, además, el comprador en remate de los derechos ejecutados o el adquirente de los mismos por haberse cumplido la condición suspensiva en cuestión, reunir los requisitos establecidos en esta ley y en las bases de licitación de las obras de expansión, al igual que lo hiciera la empresa deudora, en los términos prescritos en el inciso siguiente.

Deberá ser sometido a la aprobación de la Comisión, las bases del remate a efecto de acreditar el cumplimiento de las exigencias establecidas en el inciso anterior, en forma previa al mismo. Tratándose de la cesión condicional del derecho, la empresa transmisora deberá notificar a la Comisión y a la Superintendencia de este hecho. El no cumplimiento por parte de la adquirente o cesionaria de los requisitos indicados en el inciso anterior, resolverá de pleno derecho la compra o cesión de los derechos de la cedente. La adquisición de los derechos de crédito no implicará la extinción de las obligaciones originadas por la normativa eléctrica de la empresa cedente, salvo que se demuestre la imposibilidad material de dar cumplimiento a las mismas y así lo resuelvan en conjunto la Superintendencia y la Comisión.”.

5) Suprímese el artículo 123°.

6) Modifícase el inciso segundo del artículo 128° en el siguiente sentido:

a) Intercálase a continuación del punto seguido (.) la siguiente frase: “Para las empresas de transmisión, el interés deberá ser igual a la tasa de descuento establecida en el artículo 118°.”.

b) Reemplázase en la última oración la palabra “El” por “Para las empresas generadoras y distribuidoras, el”.

7) Elimínase en el inciso quinto del artículo 134° el párrafo final “contado desde la respectiva presentación.”, pasando la coma (,) que le antecede a ser un punto aparte (.).

8) Reemplázase en el inciso final del artículo 135° ter la sigla “CDEC” por la expresión “Coordinador”.

9) Reemplázase en los incisos segundo, tercero, cuarto y sexto del artículo 135° quinques, las veces que aparece, la sigla “CDEC” por “Coordinador”.

10) Suprímense los artículos 137° y 138°.

11) Reemplázase en los incisos segundo y tercero del artículo 146° ter, cada vez que aparece, el guarismo “137°” por “72°-1”.

12) Suprímese el artículo 146° quáter

13) Modifícase el artículo 149° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso segundo el guarismo “137°” por “72°-1”;

b) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “organismo de coordinación de la operación o CDEC” por la expresión “Coordinador”;

c) Reemplázase en el inciso cuarto el guarismo “137°” por “72°-1”; y

d) Reemplázase en el inciso quinto la expresión “troncal, de subtransmisión” por “nacional, zonal”.

14) Reemplazase en el inciso segundo del artículo 149° quater, la expresión “a las Direcciones de Peajes de los CDEC” por “al Coordinador”.

15) Elimínase el artículo 150°.

16) Modifícase el artículo 150° bis en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso primero, la expresión “la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “el Coordinador”.

b) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “a la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “al Coordinador”.

c) Sustitúyense en el inciso sexto, las frases “Las Direcciones de Peajes de los CDEC” y “las señaladas Direcciones de Peajes”, en ambos casos, por la expresión “el Coordinador”.

d) Sustitúyense en el inciso noveno, las frases “La Dirección de Peajes del CDEC respectivo” y “la Dirección de Peajes”, en ambas oportunidades, por la expresión “el Coordinador”.

e) Modifícase el inciso décimo en el siguiente sentido:

i) Sustitúyese, la frase “la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “el Coordinador”; la frase “la referida Dirección” por “el referido Coordinador”; y, la expresión “la Dirección de Peajes” por “el Coordinador”;

ii) Reemplázase la oración “aplicable a las discrepancias previstas en el número 11 del artículo 208°” por la frase “establecido en el artículo 211°”.

17) Modifícase el artículo 150° ter en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso decimocuarto la frase “los factores de penalización de energía del sistema correspondiente,” por la siguiente “la razón entre el precio de nudo de energía en dicho punto particular del sistema y el precio de nudo de energía en el punto de inyección, ambos”.

b) Reemplázase en el inciso decimoséptimo la expresión “la Dirección de Peajes correspondiente” por “el Coordinador”.

c) Reemplázase en el inciso decimoctavo la expresión “cada Dirección de Peajes” por “el Coordinador”.

d) Modifícase el inciso décimonoveno en el siguiente sentido:

i) Reemplázase la expresión “inciso primero del artículo 119°” por la frase “inciso segundo del artículo 149°”;

ii) Reemplázase la expresión “dicha Dirección” por “el Coordinador,”.

e) Reemplázase en el inciso final la frase “la Dirección de Peajes que corresponda” por “el Coordinador”.

18) Modifícase el artículo 155° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase, en el número 2.- del inciso primero, la frase “del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra a) del artículo 102°” por “los cargos señalados en los artículos 115°, 116° y 212°-13”.

b) Modifícase el inciso tercero del siguiente modo:

i) Reemplázase, en el primer párrafo, la frase “el sistema de transmisión troncal conforme señala el artículo 102°” por “los sistemas de transmisión conforme señalan los artículos 115° y 116°”.

ii) Agrégase el siguiente párrafo tercero y final:

“- Cargo por Servicio Público a que hace referencia el artículo 212°-13.”.

19) Modifícase el artículo 157° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso primero la expresión “generación-transporte” por “generación”.

b) Sustitúyese en el inciso tercero la expresión “las Direcciones de Peajes de los CDEC respectivos, de manera coordinada” por “el Coordinador”.

20) Modifícase el artículo 162° en el siguiente sentido:

a) Intercálase en el número 1, entre las expresiones “instalaciones existentes y” y “en construcción” la expresión “aquellas declaradas por la Comisión”.

b) Reemplázanse en el número 2 el guarismo “166°” por “165°” y la frase “El valor así obtenido se denomina precio básico de la energía” por “Los valores así obtenidos, para cada una de las barras, se denominan precios básicos de la energía”.

c) Elimínase el número 4.

d) Modifícase el número 5 en el siguiente sentido:

i) Sustitúyense la frase “subestaciones troncales” por “barras del sistema de transmisión nacional” y la palabra “subestación” por la palabra “barra”.

ii) Intercálase entre la primera coma (,) y la expresión “se calcula” la siguiente frase: “y que no tenga determinado un período básico de potencia,”.

e) Reemplázase el número 6 por el siguiente:

“6.- El cálculo de los factores de penalización de potencia de punta a que se refiere el número 5 anterior, se efectúa considerando las perdidas marginales de transmisión de potencia de punta, considerando el programa de obras de generación y transmisión señalado en el número 1 de este artículo, y”.

f) Sustitúyese, en el número 7, la expresión “, y” por un punto aparte (.).

g) Elimínase el número 8.

21) Reemplázase en el inciso final del artículo 163° la expresión “en un CDEC” por “entre las empresas sujetas a coordinación”.

22) Reemplázase en el artículo 165° la expresión “de los CDEC” por “al Coordinador”.

23) Reemplázanse, en el número dos del artículo 167°, la palabra “troncal” por “nacional” y el guarismo “102°” por “115°”.

24) Reemplázase en el inciso primero del artículo 170° la expresión “CDEC” por “Coordinador”.

25) Reemplázánse, en el inciso primero del artículo 177°, la coma que sigue a la palabra “definitivas”, que pasa a ser punto seguido, y la frase “aprobadas por ésta antes de once meses del término de vigencia de los precios vigentes y serán públicas” por la siguiente oración: “Si se mantuviesen controversias, las empresas podrán presentar sus discrepancias al Panel, en un plazo máximo de diez días contado desde la recepción de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°. En todo caso, las bases definitivas deberán será aprobadas por la Comisión antes de once meses del término de vigencia de los precios vigentes.”.

26) Reemplázase, en el artículo 181°, la frase “del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra a) del artículo 102°” por la siguiente “los cargos señalados en los artículos 115°, 116° y 212°-13”.

27) Incorpórase, en el artículo 184°, el siguiente inciso cuarto y final, nuevo:

“Las discrepancias que se produzcan en relación a la fijación de los precios de los servicios, a que se refiere el número 4 del artículo 147°, podrán ser sometidos al dictamen del Panel de Expertos conforme al procedimiento establecido en el artículo 211°.”.

28) Reemplázase el artículo 208° por el siguiente:

“Artículo 208°.- Serán sometidas al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que se produzcan en relación con las materias que se señalen expresamente en la presente ley o en el reglamento, y en otras leyes en materia energética.

Asimismo, serán sometidas a dicho dictamen, las discrepancias que se susciten entre el Coordinador y las empresas sujetas a su coordinación en relación a los procedimientos técnicos, instrucciones y cualquier otro acto de coordinación de la operación del sistema y del mercado eléctrico que emane del Coordinador, en cumplimento de sus funciones.

Podrán, asimismo, someterse al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que las empresas eléctricas tengan entre sí con motivo de la aplicación técnica o económica de la normativa del sector eléctrico y que, de común acuerdo, sometan a su dictamen.”.

29) Reemplázase en la letra b) del artículo 210°, la expresión “en el artículo 208°” por la siguiente: “en la presente ley o reglamento u en otras leyes en materia energética.”.

30) Modifícase el artículo 211° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase el inciso segundo por el siguiente:

“Requerida la intervención del Panel de Expertos, éste en el más breve plazo, deberá notificar a las partes y los interesados las discrepancias presentadas. Asimismo, se convocará a una sesión especial, debiendo establecer en ella un programa de trabajo que considerará una audiencia pública con las partes y los interesados, de la que se dejará constancia escrita, entendiéndose siempre que la Comisión y la Superintendencia tienen la condición de interesados en lo que respecta a las esferas de sus respectivas atribuciones. Dicha audiencia deberá realizarse no antes del plazo de diez días contados desde la notificación de las discrepancias. El Panel evacuará el dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la realización de la audiencia, salvo que la normativa legal o reglamentaria establezca un plazo diferente. El dictamen será fundado y todos los antecedentes recibidos serán públicos desde la notificación del dictamen.”.

b) Modifícase el inciso tercero en el siguiente sentido:

iii) Intercálase entre la expresión “participen” y la frase “en el procedimiento respectivo”, la siguiente expresión: “, en calidad de partes,”.

iiii) Reemplázase el inciso final por el siguiente:

“No obstante, el Ministro de Energía, mediante resolución exenta fundada, podrá, dentro del plazo de diez días contado desde la notificación del dictamen, declararlo inaplicable, en caso que se refiera a materias ajenas a las señaladas en el artículo 208°.

31) Modifícase el artículo 212° en el siguiente sentido:

a) Reemplázanse, los incisos primero y segundo, del artículo 212°, por los siguientes:

“El financiamiento del Panel se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Subsecretaria de Energía en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13. Para estos efectos, el Panel deberá presentar a la Subsecretaria de Energía, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual para el siguiente año.

El presupuesto del Panel de Expertos deberá comprender los honorarios de sus miembros y del secretario abogado, los gastos en personal administrativo y demás gastos generales.

El procedimiento de recaudación del cargo por servicio público para el financiamiento del Panel y su pago se efectuará en la forma que señale el reglamento.”.

b) Suprímese el actual inciso tercero, pasando los actuales incisos cuarto, quinto, sexto y séptimo, a ser los incisos tercero, cuarto, quinto y sexto.

32) Intercálase, a continuación del artículo 212°, el siguiente Título VI bis, nuevo:

“TÍTULO VI BIS

DEL COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

Artículo 212°-1.- Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, el Coordinador. El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional es el organismo técnico e independiente encargado de la coordinación de la operación del conjunto de instalaciones del sistema eléctrico nacional que operen interconectadas entre sí.

El Coordinador es una corporación autónoma de derecho público, sin fines de lucro, con patrimonio propio y de duración indefinida. Su domicilio será la ciudad de Santiago, sin perjuicio de que pueda establecer oficinas o sedes a lo largo del país. El Coordinador podrá celebrar todo tipo de actos y contratos con sujeción al derecho común.

El Coordinador no forma parte de la Administración del Estado, no siéndole aplicable las disposiciones generales o especiales, dictadas o que se dicten para el sector público, salvo expresa mención. Su organización, composición, funciones y atribuciones se regirán por la presente ley y su reglamento.

Artículo 212°-2.- Transparencia y publicidad de la información. El principio de transparencia es aplicable al Coordinador, de modo que deberá mantener a disposición permanente del público, a través de su sitio electrónico, los siguientes antecedentes debidamente actualizados, al menos, una vez al mes:

a) El marco normativo que le sea aplicable.

b) Su estructura orgánica u organización interna.

c) Las funciones y competencias de cada una de sus unidades u órganos internos.

d) Sus estados financieros y memorias anuales.

e) La composición de su Consejo Directivo y la individualización de los responsables de la gestión y administración.

f) Información consolidada del personal.

g) Toda remuneración percibida en el año por cada integrante de su Consejo Directivo y del Director Ejecutivo, por concepto de gastos de representación, viáticos, regalías y, en general, todo otro estipendio. Asimismo, deberá incluirse, de forma global y consolidada, la remuneración total percibida por el personal del Coordinador.

Asimismo, el Coordinador deberá proporcionar toda la información que se le solicite, salvo que concurra alguna de las causales de secreto o reserva que establece la ley y la Constitución, o que su publicidad, comunicación o conocimiento afecte el debido cumplimiento de las funciones del Coordinador o derechos de las personas, especialmente en el ámbito de su vida privada o derechos de carácter comercial o económico. El procedimiento para la entrega de la información solicitada se deberá realizar en los plazos y en la forma que establezca el reglamento. Toda negativa a entregar la información deberá formularse por escrito y deberá ser fundada, especificando la causal legal invocada y las razones que en cada caso motiven su decisión.

La información anterior deberá incorporarse a sus sitios electrónicos en forma completa, y de un modo que permita su fácil identificación y un acceso expedito.

Corresponderá al Director Ejecutivo velar por el cumplimiento de la obligación que establece este artículo y se le considerará para estos efectos el jefe superior del órgano. Serán aplicables a su respecto, lo dispuesto en los artículos 8°, 47 y 48 de la Ley de Transparencia, contenida en la ley N° 20.285. En caso de incumplimiento, las sanciones serán aplicadas por el Consejo para la Transparencia.

Artículo 212°-3: Administración y Dirección del Coordinador.

La dirección y administración del Coordinador estará a cargo de un Consejo Directivo, compuesto por siete consejeros, los que serán elegidos conforme al artículo 212-5. Al Consejo Directivo le corresponderá la representación judicial y extrajudicial del organismo.

El Coordinador contará con un Director Ejecutivo, que será designado y/o removido por el Consejo Directivo en la forma y con el quórum establecido en el artículo 212-8. Le corresponderá al Director Ejecutivo:

a) La ejecución de los acuerdos y directrices adoptados por el Consejo Directivo;

b) La supervisión permanente de la administración y funcionamiento técnico del organismo;

c) Proponer al Consejo Directivo la estructura organizacional del Coordinador; y

d) Las demás materias que le delegue el Consejo Directivo.

Los miembros del Consejo Directivo, el Director Ejecutivo y el personal del Coordinador no tendrán el carácter de personal de la Administración del Estado y se regirán exclusivamente por las normas del Código del Trabajo. No obstante, a éstos se les extenderá la calificación de empleados públicos sólo para efectos de aplicarles el artículo 260° del Código Penal.

El Coordinador deberá contar con una estructura interna y personal necesario e idóneo para el cumplimiento de sus funciones, la que será determinada por el Consejo Directivo. Para estos efectos, el Consejo Directivo deberá elaborar los Estatutos del Coordinador, los que deberán regular la organización interna de la institución y contener las normas que aseguren su adecuado funcionamiento.

Artículo 212°-4.- Deber del Consejo Directivo de velar por el cumplimento de las funciones del Coordinador y normativa. Le corresponderá al Consejo Directivo del Coordinador velar por el cumplimiento de las funciones que la normativa vigente asigna al Coordinador y adoptar las medidas que sean necesarias para asegurar dicho cumplimiento, en el ámbito de sus atribuciones. El Consejo Directivo deberá informar a la Superintendencia y a la Comisión cualquier hecho o circunstancia que pueda constituir una infracción a la normativa eléctrica vigente por parte de las empresas sujetas a su coordinación, identificando al propietario de las instalaciones pertinentes, cuando corresponda.

Artículo 212°-5.- Del Consejo Directivo del Coordinador. Los miembros del Consejo Directivo serán elegidos, en un proceso público y abierto, por el Comité Especial de Nominaciones, de una o más ternas de candidatos al cargo confeccionada por una empresa especializada, los que deberán acreditar experiencia profesional en el sector eléctrico o en las demás áreas que defina dicho Comité y reunir las condiciones de idoneidad necesarias para desempeñar el cargo. Las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los aspectos operativos del procedimiento de elección de los consejeros del Consejo Directivo del Coordinador serán establecidas en el reglamento.

Los consejeros durarán cuatro años en su cargo, pudiendo ser reelegidos. El Consejo Directivo se renovará parcialmente cada dos años.

Los consejeros podrán ser removidos de su cargo por el Comité Especial de Nominaciones por causa justificada, por el mismo quórum calificado fijado para su elección. La destitución, remoción de uno cualquiera de los miembros del Consejo Directivo, será decretada por el Comité especial de Nominaciones, a solicitud de la Superintendencia, por causa justificada y conforme al procedimiento establecido en el reglamento que se dicte al efecto, el que establecerá las definiciones, plazos, condiciones y procedimiento para el ejercicio de la presente atribución.

El Consejo Directivo designará entre sus miembros a un presidente y a su respectivo suplente para que ejerza las funciones de aquel en caso de ausencia o impedimento de cualquier naturaleza.

Los consejeros cesarán en sus funciones por alguna de las siguientes circunstancias:

a) Término del período legal de su designación;

b) Renuncia voluntaria;

c) Destitución o remoción por causa justificada; e,

e) Incapacidad sobreviniente que le impida ejercer el cargo por un periodo superior a tres meses consecutivos o seis meses en un año.

En caso de cesación anticipada del cargo de consejero, cualquiera sea la causa, el Comité Especial de Nominaciones se constituirá, a petición de la Comisión, para elegir un reemplazante por el tiempo que restare para la conclusión del período de designación del consejero cuyas funciones hayan cesado anticipadamente, salvo que éste fuese igual o inferior a seis meses.

El Consejo Directivo deberá sesionar con la asistencia de, a lo menos, cuatro de sus miembros. Sin perjuicio de lo anterior, los acuerdos se entenderán adoptados cuando cuenten con el voto favorable de la mayoría de los miembros del Consejo, salvo que esta ley o el Reglamento exijan una mayoría especial. El que presida tendrá voto decisorio en caso de empate. El Consejo Directivo deberá celebrar sesiones ordinarias con la periodicidad que establezcan los Estatutos Internos, y extraordinarias cuando las cite especialmente el Presidente, por sí o a requerimiento escrito de dos o más consejeros.

El Consejo Directivo podrá delegar parte de sus facultades en el Director Ejecutivo o los ejecutivos principales del Coordinador.

Asimismo, este Consejo podrá, por quórum calificado, asignar un nombre de fantasía al Coordinador.

Artículo 212°-6.- Incompatibilidades. El cargo de consejero del Consejo Directivo es de dedicación exclusiva y será incompatible con todo cargo o servicio remunerado que se preste en el sector público o privado. No obstante, los consejeros podrán desempeñar funciones en corporaciones o fundaciones, públicas o privadas, que no persigan fines de lucro, siempre que por ellas no perciban remuneración.

Asimismo, es incompatible la función de consejero con la condición de tenedor, poseedor o propietario de acciones o derechos, por sí o a través de terceros, de una persona jurídica sujeta a la coordinación del Coordinador, de sus matrices, filiales o coligadas.

Las personas que al momento de su nombramiento les afecte cualquiera de dichas condiciones deberán renunciar a ella. Las incompatibilidades contenidas en el presente artículo se mantendrán por seis meses después de haber cesado en el cargo por cualquier causa. La infracción de esta norma será sancionada por la Superintendencia, pudiendo servir de causa justificada para la remoción del respectivo consejero.

Las incompatibilidades previstas en este artículo no regirán para las labores docentes o académicas siempre y cuando no sean financiadas por los coordinados, con un límite máximo de doce horas semanales. Tampoco regirán cuando las leyes dispongan que un miembro del Consejo Directivo deba integrar un determinado comité, consejo, directorio, u otra instancia, en cuyo caso no percibirán remuneración por estas otras funciones.

Cuando el cese de funciones se produzca por término del periodo legal del cargo o por incapacidad sobreviniente, el consejero tendrá derecho a gozar de una indemnización equivalente al total de las remuneraciones devengadas en el último mes, por seis meses. Si durante dicho período incurriere en alguna incompatibilidad perderá el derecho de gozar de tal indemnización desde el momento en que se produzca la infracción.

La infracción de lo dispuesto en el presente artículo será sancionada por la Superintendencia, pudiendo servir de causa justificada para la remoción del respectivo consejero.

Artículo 212°-7.- Comité Especial de Nominaciones. El Comité Especial de Nominaciones estará compuesto por un representante del Ministerio de Energía, uno de la Comisión Nacional de Energía, uno del Consejo de Alta Dirección Pública, uno del Panel de Expertos, un decano de una facultad de ciencias o ingeniería de una Universidad del Consejo de Rectores y uno del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia. La composición y funcionamiento del Comité Especial de Nominaciones y las demás normas que lo rijan serán establecidas por la Comisión mediante resolución dictada al efecto.

Todos los acuerdos del Comité deberán ser adoptados por el voto favorable de, al menos, cuatro de sus seis miembros.

Los integrantes del Comité no percibirán remuneración ni dieta adicional por el desempeño de sus funciones.

Artículo 212°-8.- Del Director Ejecutivo. El Director Ejecutivo deberá ser elegido y removido por el voto favorable de cinco de los Consejeros del Consejo Directivo de una terna de candidatos al cargo confeccionada por una empresa especializada. Las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los aspectos operativos del procedimiento de elección del Director Ejecutivo serán establecidas en el estatuto interno del Coordinador.

El Director Ejecutivo responde personalmente de la ejecución de los acuerdos del Consejo.

Artículo 212°-9.- Responsabilidad del Coordinador y de los miembros del Consejo Directivo. Las infracciones a la normativa vigente en que incurra el Coordinador en el ejercicio de sus funciones darán lugar a las indemnizaciones de perjuicios correspondientes, según las reglas generales.

El Consejo Directivo es un órgano colegiado, que ejerce las funciones que la ley y la normativa eléctrica le asigna. Los consejeros deberán actuar en el ejercicio de sus funciones con el cuidado y diligencia que las personas emplean ordinariamente en sus propios negocios.

Las deliberaciones y acuerdos del Consejo Directivo deberán constar en un acta, la que deberá ser firmada por todos aquellos consejeros que hubieren concurrido a la respectiva sesión. Asimismo, en dichas actas deberá contar el o los votos disidentes del o los acuerdos adoptados por Consejo Directivo, para los efectos de una eventual exención de responsabilidad de algún consejero. Los estatutos internos del Coordinador deberán regular la fidelidad de las actas, su mecanismo de aprobación, observación y firma. Las actas del Consejo Directivo serán públicas.

Los consejeros son personalmente responsables de los acuerdos y actos que suscriban, así como de su ejecución, debiendo responder administrativamente conforme a lo señalado en el inciso sexto del presente artículo. Sin perjuicio de lo anterior, el Coordinador responderá civilmente de los hechos de los miembros del Consejo Directivo, incurridos en el ejercicio de su cargo, salvo que aquellos sean constitutivos de crímenes o simples delitos. Según corresponda, el Coordinador tendrá derecho a repetir en contra de él o los consejeros responsables.

En caso de ejercerse acciones judiciales en contra de los miembros del Consejo Directivo por actos u omisiones en el ejercicio de su cargo, el Coordinador deberá proporcionarles defensa. Esta defensa se extenderá para todas aquellas acciones que se inicien en su contra por los motivos señalados, incluso después de haber cesado en el cargo.

La Superintendencia podrá aplicar sanciones consistentes en multas a los consejeros por su concurrencia a los acuerdos del Consejo Directivo que tengan como consecuencia la infracción de la normativa sectorial. Asimismo, los miembros del Consejo Directivo podrán ser sancionados por la infracción a su deber de vigilancia sobre las acciones del Coordinador, tales como, verificar que mantenga la contratación de personal idóneo para el adecuado ejercicio de las funciones del Coordinador. También podrán ser sancionados con multas los consejeros que infrinjan lo establecido en el artículo 212-6, relativo a sus incompatibilidades. Estas multas tendrán como tope máximo, para cada infracción, 30 unidades tributarias anuales por consejero. El consejero sancionado tendrá derecho, mientras posea la calidad de miembro del Consejo Directivo, a pagar la correspondiente multa mediante un descuento mensual máximo de un 30% de su remuneración bruta mensual hasta enterar su monto total.

Artículo 212°-10.- Remuneración del Consejo Directivo y del Director Ejecutivo. Los consejeros recibirán una remuneración bruta mensual equivalente a la establecida para los integrantes del Panel de Expertos en el inciso cuarto del artículo 212. La remuneración del Director Ejecutivo será fijada por el Consejo Directivo.

Artículo 212°-11.- Financiamiento y Presupuesto Anual del Coordinador. El financiamiento del Coordinador se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Comisión en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

Para estos efectos, el Consejo Directivo del Coordinador deberá presentar a la Comisión, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual del Coordinador, el que además deberá detallar el plan de trabajo para el respectivo año calendario, identificando las actividades que se desarrollarán, los objetivos propuestos y los indicadores de gestión que permitan verificar el cumplimento de dichos objetivos. El presupuesto deberá permitir cumplir con los objetivos y funciones establecidas para el Coordinador en la normativa eléctrica vigente.

La Comisión justificadamente podrá observar y solicitar modificaciones al presupuesto anual del Coordinador, las que necesariamente deberán ser incorporadas por dicho organismo.

La Comisión deberá aprobar el presupuesto anual del Coordinador antes del 19 noviembre de cada año.

El Consejo Directivo, en cualquier momento y en forma debidamente justificada, podrá presentar a la Comisión para su aprobación uno o más suplementos presupuestarios. En caso de aprobación, la Comisión deberá ajustar el cargo por servicio público a que hacer referencia el artículo 212°-13 con el objeto financiar dicho suplemento.

Adicionalmente, dentro de los primeros treinta días de cada año, el Coordinador deberá presentar a la Comisión la ejecución presupuestaria del año calendario inmediatamente anterior.

Artículo 212°-12.- Patrimonio del Coordinador. El patrimonio del Coordinador estará conformado por los bienes muebles, inmuebles, corporales o incorporales, que se le transfieran o adquieran a cualquier título, como asimismo por los ingresos que perciba por los servicios que preste.

Artículo 212°-13.- Cargo por Servicio Público. El presupuesto del Coordinador, del Panel de Expertos y el estudio de franja que establece el artículo 93, será financiado por la totalidad de usuarios finales, libres y sujetos a fijación de precios, a través de un cargo por servicio público, el que será fijado anualmente por la Comisión, mediante resolución exenta e informado antes del 19 de noviembre de cada año, con el objeto de que el cargo señalado sea incorporado en las respectivas boletas o facturas a partir del mes de diciembre del año anterior del período presupuestario correspondiente.

Este cargo se calculará considerando la suma de los presupuestos anuales del Coordinador, el Panel de Expertos y el estudio de franja, dividido por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales para el año calendario siguiente.

El monto a pagar por los usuarios finales corresponderá al cargo por servicio público multiplicado por la energía facturada en el mes correspondiente. En el caso de los clientes sujetos a fijación de precios, este valor será incluido en las cuentas respectivas que deben pagar a la empresa distribuidora, las que a su vez deberán efectuar el pago de los montos recaudados mensualmente al Coordinador. Asimismo, en el caso de los clientes libres, este cargo deberá ser incorporado explícitamente en las boletas o facturas entre dichos clientes y su suministrador, los que deberán a su vez traspasar mensualmente los montos recibidos de parte de los clientes al Coordinador.

El Coordinador deberá repartir los ingresos recaudados a prorrata de los respectivos presupuestos anuales de dicho organismo, del Panel de Expertos y el elaborado por la Subsecretaría de Energía para el estudio de franja, según corresponda.

Los saldos a favor o en contra que se registren deberán imputarse al ejercicio de cálculo del presupuesto correspondiente del año siguiente.

El procedimiento para la fijación y la recaudación del cargo por servicio público, así como su pago se efectuará en la forma que señale el reglamento.”.

33) Suprímese el artículo 220°.

34) Elimínase el inciso primero del artículo 223°.

35) Modifícase el artículo 225° en el siguiente sentido:

a) Elimínase la letra b).

b) Reemplázase la letra y) por la siguiente:

“y) Energía Firme: Capacidad de producción anual esperada de energía eléctrica que puede ser inyectada al sistema por una unidad de generación de manera segura, considerando aspectos como la certidumbre asociada a la disponibilidad de su fuente de energía primaria, indisponibilidades programadas y forzadas. El detalle de cálculo de la energía firme, diferenciado por tecnología, deberá estar contenido en la Norma Técnica que la Comisión dicte para estos efectos.”.

c) Reemplázase la letra z) por la siguiente:

“z) Servicios complementarios: recursos técnicos con los que deberán contar las instalaciones de generación, transmisión, distribución y de clientes no sometidos a regulación de precios para la coordinación de la operación del sistema en los términos dispuestos en el artículo 72°-1. Son servicios complementarios aquellas prestaciones que permiten efectuar, a lo menos, un adecuado control de frecuencia, control de tensión y plan de recuperación de servicio, tanto en condiciones normales de operación como ante contingencias.”.

Artículo segundo. Elimínase el artículo 16 B de la ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

ARTÍCULOS TRANSITORIOS

Artículo primero.- El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, para todos los efectos legales, es el continuador legal de los Centros de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, CDEC SIC, y del Sistema Interconectado del Norte Grande, CDEC SING, a partir de la fecha señalada en el inciso siguiente, sin perjuicio de los derechos recíprocos que puedan existir de conformidad a los artículos transitorios siguientes.

El Coordinador deberá estar plenamente constituido y ejerciendo las funciones establecidas en la presente ley el 1° de enero de 2018. En el tiempo que medie entre la publicación de la presente ley en el Diario Oficial y la fecha señalada precedentemente, el CDEC SIC y el CDEC SING deberán seguir operando y ejerciendo las funciones que la normativa eléctrica les asigna.

Artículo segundo.- El Consejo Directivo del Coordinador deberá estar constituido a más tardar el 30 de junio de 2017. Para estos efectos, la Comisión deberá, antes del 31 de diciembre de 2016, convocar al Comité Especial de Nominaciones a que hace referencia el artículo 212°-7. Su composición, funcionamiento, las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los procedimientos de la primera elección de los miembros del Consejo Directivo deberán ser establecidas por la Comisión mediante resolución exenta.

Artículo tercero.- El presupuesto anual del CDEC SING y del CDEC SIC correspondiente al año 2017 deberá contemplar una glosa o partida que considere los gastos y costos necesarios de implementación del Coordinador y de su Consejo Directivo correspondiente a dicho año calendario.

Artículo cuarto.- El Consejo Directivo deberá presentar a la Comisión para su aprobación, antes del 30 de septiembre de 2017, el presupuesto anual del Coordinador para el año siguiente, el que, además, deberá detallar el plan de trabajo para el respectivo año calendario, identificando las actividades que se desarrollarán, los objetivos propuestos y los indicadores de gestión que permitan verificar el cumplimento de dichos objetivos, conforme a las funciones definidas en la presente ley.

Para los efectos del financiamiento del Coordinador, el cargo único por servicio público a que hace referencia el artículo 212°-13 deberá ser incorporado en las boletas o facturas emitidas a partir del mes de noviembre de 2017.

Artículo quinto.- El Consejo Directivo del Coordinador constituido conforme al artículo segundo transitorio, deberá presentar a la Comisión, a más tardar 45 días corridos desde su constitución, los Estatutos Internos del Coordinador.

Asimismo, a más tardar 120 días corridos desde su constitución, el Consejo Directivo del Coordinador deberá designar al Director Ejecutivo y a los Ejecutivos principales del organismo conforme a la estructura interna definida en sus Estatutos, la que deberá contemplar unidades, departamento o gerencias que les permita cumplir con las funciones de planificación, coordinación de la operación, coordinación de mercado eléctrico, administración, de información e estadísticas, entre otras. La elección de estos profesionales deberá efectuarse a través de un proceso público, informado y transparente, y sobre una terna de candidatos propuesta por una empresa especializada, de acuerdo a las especificaciones técnicas y procedimentales definidas en los Estatutos Internos del Coordinador.

Artículo sexto.- Los miembros del Directorio del CDEC SIC y del CDEC SING, así como los directores de las direcciones técnicas en ejercicio de dichos organismos, podrán ser propuestos por la empresa especializada a que hace referencia el artículo 2° y 5° transitorios para efectos de la elección de los consejeros del Consejo Directivo y los cargos de Director Ejecutivo o ejecutivos principales del Coordinador. En caso que éstos resulten electos, deberán renunciar a sus cargos en los respectivos CDEC.

Artículo séptimo.- Los miembros titulares o suplentes del Directorio del CDEC SING y del CDEC SIC que se encuentren en ejercicio, a la fecha de publicación de la presente ley en el Diario Oficial, continuarán en sus cargos hasta el 31 de diciembre de 2017, sin perjuicio que deban renunciar a sus cargos por la casual señalada en el artículo 6 ° transitorio anterior.

Artículo octavo.- Para los efectos de asegurar la continuidad de las funciones del CDEC, que serán asumidas por el Coordinador, el primero no podrá disponer de los bienes de su propiedad que sean necesarios para el cumplimiento de dichas funciones hasta doce meses después de iniciadas las mismas, salvo que éstos hayan sido adquiridos previamente por el Coordinador. El Coordinador deberá pagar al CDEC por el uso o goce temporal de dichos bienes, de acuerdo a los valores de mercado vigentes.

Sin perjuicio de lo anterior, los CDEC deberán ceder al Coordinador el sistema SCADA a precio contable a 31 de diciembre de 2017, el que deberá ser pagado dentro de los primeros seis meses del 2018.

Artículo noveno.- Para los efectos laborales y previsionales, el Coordinador es el continuador legal del CDEC SIC y del CDEC SING. En especial se aplicará lo dispuesto en el artículo 4° del Código del Trabajo.

Artículo décimo.- El proceso de planificación anual de la transmisión troncal correspondiente al año 2016 no se regirá por las normas legales de la presente ley, manteniéndose vigentes a su respecto las disposiciones contenidas en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018, de 2006, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Por su parte, las normas contenidas en los artículos 87° y siguientes relativas a la planificación de la transmisión entrarán en vigencia a partir del 1° de enero de 2017. Para estos efectos, la propuesta de planificación anual de la transmisión del Coordinador a que hace referencia el inciso primero del artículo 91°, deberá ser enviada a la Comisión en el plazo señalado en dicho artículo por los respectivos CDEC.

Artículo décimo primero.- Dentro de los 90 días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley, el Ministerio de Energía deberá dar inicio al proceso de planificación energética a que hace referencia los artículos 83° y siguientes.

Artículo décimo segundo.- Durante la vigencia del decreto del Ministerio de Energía que fija las tarifas de subtransmisión y sus respectivas fórmulas de indexación para el cuadrienio 2016-2019, la repartición de los ingresos asociados al pago por uso mensual que efectúen las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía y potencia desde los sistemas de subtransmisión para empresas concesionarias de servicio público de distribución o usuarios finales, se regirá por las siguientes disposiciones:

a) El ingreso a percibir asociados a costos estándares de inversión, mantención, operación y administración de las instalaciones que entraren en operación durante el cuadrienio correspondiente y no consideradas en el Informe Técnico que haya dado origen al decreto señalado, corresponderá al A.V.I.+C.O.M.A. de éstas.

b) El ingreso de las demás instalaciones corresponderá a la diferencia entre el monto total recaudado y la suma de los ingresos señalados en la letra a) precedente; El monto resultante deberá ser distribuido entre las empresas propietarias u operadoras de instalaciones de subtransmisión sobre la base de la proporción que represente el A.V.I.+C.O.M.A. de cada propietario u operador respecto al A.V.I.+C.O.M.A. total de cada sistema de subtransmisión.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión clasificará fundadamente las nuevas instalaciones en operación dentro de los sistemas de transmisión que corresponda, y determinará su A.V.I.+C.O.M.A. en base al valor de instalaciones de características similares, contenidas en el Informe Técnico referido en la letra a) anterior.

Las modificaciones a las condiciones de aplicación que en virtud de la presente ley corresponda efectuar sobre el decreto señalado en el inciso primero, deberán ser establecidas mediante Decreto del Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, dentro de los 90 días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley.

Asimismo, las modificaciones de las condiciones de aplicación que en virtud de la presente ley correspondan efectuar sobre el decreto vigente que fija las instalaciones del sistema troncal para el cuadrienio 2016-2019, deberán ser establecidas mediante Decreto del Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, dentro de los 90 días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley. El área de influencia común, el valor de la transmisión por tramo y sus componentes con sus fórmulas de indexación, se mantendrán vigentes hasta el 31 de diciembre de 2019.

Artículo décimo tercero.- La Comisión deberá dar inicio al proceso de valorización de los sistemas de transmisión señalado en el artículo 105° el primer día hábil de enero de 2018.

La tasa de descuento que se utilizará en el proceso de valorización de los sistemas de transmisión para el cuatrienio 2020-2024, no podrá ser inferior al siete por ciento ni superior al diez por ciento.

Artículo décimo cuarto.- Para efectos de dar inicio al primer proceso de calificación de instalaciones de transmisión y al primer proceso de cálculo de la tasa de descuento a que hacen referencia los artículos 100° y 119°, respectivamente, el plazo señalado en dichos artículos para iniciar los respectivos procesos deberá contabilizarse a partir de 1° de enero de 2018.

Artículo décimo quinto.- A partir de la publicación en el Diario Oficial de la presente ley, deberá iniciarse el proceso de calificación de aquellas nuevas instalaciones que se hayan incorporado al sistema eléctrico. Para estos efectos, la Dirección de Peajes de los CDEC respectivos deberá informar a la Comisión dichas instalaciones.

Artículo décimo sexto.- A más tardar el 30 de septiembre de 2017, el CDEC SIC y el CDEC SING deberán implementar de manera conjunta el Sistema de Información Pública del Coordinador a que hace referencia el artículo 72-8, a lo menos, con la información señalada en las letras a) y d) de dicho artículo, así como toda aquella información que le sea solicitada incorporar por la Comisión con la debida antelación.

Artículo décimo séptimo.- Toda instalación existente a la fecha de publicación de la presente ley deberá certificar el cumplimiento de la normativa técnica correspondiente, en conformidad a lo establecido en el artículo 72°-15. Para ello, dentro del plazo de doce meses desde la publicación de la presente ley, la Superintendencia deberá autorizar los organismos certificadores independientes respectivos. Vencido el plazo anterior, los propietarios de instalaciones existentes tendrán un plazo no superior a 18 meses para realizar la certificación a sus instalaciones. En caso de que la certificación de la instalación no pueda ser obtenida por razones fundadas, excepcionalmente el coordinado deberá proponer al Coordinador para su aprobación, el plazo en el que ejecutará las adecuaciones pertinentes, presentando un plan de trabajo con una duración acorde a la magnitud de adecuaciones a realizar, el que no podrá superar 30 meses.

Artículo décimo octavo.- Los servicios complementarios que se estén prestando a la fecha de publicación de la presente ley, se seguirán prestando y remunerando en conformidad a las normas que la presente ley deroga hasta el 31 de diciembre de 2017.

Por su parte, antes del mes de junio de 2017, los CDEC respectivos deberán presentar a la Comisión la propuesta de servicios complementarios a que hace referencia el inciso tercero del artículo 72°-7, señalando los que pueden ser valorizados a través de un proceso de licitación o a través de un estudio de costos. A más tardar dentro de los treinta días siguientes contados desde la presentación de dicha propuesta, la Comisión definirá los servicios complementarios, metodología de pago y su mecanismo de valorización.

Artículo décimo noveno.- Dentro del plazo de 120 días contados desde la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, se deberán dictar los reglamentos que establezcan las disposiciones necesarias para su ejecución. No obstante, mientras los referidos reglamentos no entren en vigencia, dichas disposiciones se sujetarán en cuanto a los plazos, requisitos y condiciones a las disposiciones de esta ley y a las que se establezcan por resolución exenta de la Comisión.

Artículo vigésimo.- El régimen de recaudación, pago y remuneración de la transmisión troncal que la presente ley modifica y el de la transmisión nacional, se regirán por las siguientes reglas:

a) El régimen de recaudación, pago y remuneración de la transmisión troncal que modifica la presente ley, se aplicará hasta el 31 de diciembre de 2018 a las instalaciones troncales existentes y posteriormente a las del sistema nacional.

No obstante lo anterior, el cálculo de los pagos para el año 2018 deberá ser realizado de conformidad a lo siguiente:

1. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero. Por su parte, los ingresos tarifarios reales de los tramos del sistema de transmisión nacional serán descontados íntegramente del cálculo del cargo unitario aplicable a clientes finales por el uso del sistema nacional para el año siguiente, particularmente en este caso el año 2019, conforme lo especifique la resolución exenta que la Comisión dicte para estos efectos.

2. El Valor Anual de la Transmisión por Tramo de las instalaciones del sistema de transmisión troncal: Nueva Crucero Encuentro 500/220 kV, Nueva Crucero Encuentro 500 kV-Los Changos 500 kV, Los Changos 500/220 kV, Los Changos 220 kV-Kapatur 220 kV, Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, Cumbres 500 kV-Nueva Cardones-500 kV, serán remuneradas en su totalidad, mediante un cargo único, por los clientes finales, libres y regulados, que forman parte de los sistemas SIC y SING en la proporción de tiempo en que el flujo por el tramo Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, presente direcciones hacia cada uno de los referidos sistemas. Los ingresos tarifarios reales de los tramos de las instalaciones señaladas precedentemente serán descontados del respectivo cargo único correspondiente al año 2019.

3. La proporción de tiempo en que el flujo por el tramo Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, presente direcciones hacia cada uno de los referidos sistemas, se calculará en términos esperados para el año 2018, manteniéndose fija durante todo el período que medie entre los años 2019 y 2034, ambos inclusive.

4. El cálculo del pago por inyección de las centrales generadoras considerará el uso esperado de las instalaciones del sistema eléctrico interconectado, calculando las prorratas de participación en cada tramo para cada central, ajustadas por la proporción que corresponda de aplicar las reglas de pertenencia al Área de Influencia Común. Las prorratas ajustadas se aplicaran sobre la valorización anual de cada tramo, excluyendo los tramos de las instalaciones señaladas en el numeral 2 precedente.

b) Para el período que media entre 1 de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034 se aplicará el siguiente régimen de pago por las instalaciones del sistema de transmisión nacional:

1. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero.

2. Los ingresos tarifarios reales de los distintos tramos de las instalaciones de transmisión nacional, así como de los tramos de las instalaciones señaladas en el número I.2 precedente, serán descontados del respectivo cargo único del año siguiente, de conformidad a lo dispuesto en el numeral IV siguiente.

3. Las instalaciones del sistema de transmisión nacional que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019, serán pagadas íntegramente por los consumidores finales libres y regulados, mediante un cargo único nacional, exceptuando las instalaciones señaladas en el numeral I.2 precedente.

4. El pago del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras se efectuará de acuerdo a las siguientes reglas:

a) El pago de cada central generadora existente al 31 de diciembre de 2018, se calculará a partir de las prorratas de uso esperado para el cálculo de pago del año 2018, sin considerar los ingresos tarifarios reales y esperados. Estas prorratas de uso se mantendrán fijas durante todo el período que medie entre los años 2019 y 2034, ambos inclusive, aplicándose éstas sobre el valor anual de transmisión de cada tramo, debidamente indexado.

b) El pago de las centrales generadoras para el período 2019-2034 se ajustará anualmente por los factores de ajuste contenidos en la siguiente tabla:

c) Las centrales generadoras que entren en operación a partir del 1° de enero de 2019, concurrirán al pago por el uso del sistema de transmisión nacional conjuntamente con las centrales generadoras existentes, a contar del año en que ingresen, en la proporción que corresponda a dicho año y para cada año siguiente, de acuerdo a la tabla anterior. Para estos efectos, se establecerá una prorrata en función de la capacidad instalada de las nuevas centrales respecto de la capacidad instalada total, que considera las centrales existentes al 31 de diciembre de 2018 y las nuevas centrales. Dicha proporción, conformará la disminución del pago de las centrales existentes, manteniendo la prorrata por uso esperado indicada en la letra a) precedente para estas últimas. La proporción correspondiente de cada nueva central será aplicada para determinar su correspondiente pago.

5. Una vez determinados los pagos asociados a la totalidad de las centrales eléctricas, se deberán aplicar las reglas de exenciones de peajes a las centrales de medios de generación renovables no convencionales que esta ley deroga. Las mencionadas exenciones serán remuneradas por los consumidores finales libres y regulados. Para dichos efectos tendrán un tratamiento equivalente al resto de las exenciones de pago de centrales descritos en el presente artículo. La metodología para determinar el cálculo para la aplicación de esta regla de pago se especificará en una resolución exenta que la Comisión dicte al efecto.

c) Sin perjuicio de lo señalado precedentemente, los propietarios de las centrales generadoras podrán sujetarse a un mecanismo de rebaja del pago por uso del sistema de transmisión nacional en forma proporcional a la energía contratada con sus clientes finales, libres o regulados. El monto de esta rebaja será incorporada a la determinación del cargo único nacional aplicable a los usuarios finales.

Para los efectos de determinar el monto de la rebaja del pago por uso del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Las empresas generadoras que celebren contratos de suministro eléctrico una vez publicada la ley y cuyo inicio de suministro sea posterior al 1° de enero de 2019, se exceptuarán del pago de transmisión por inyección que le corresponde, en la proporción entre la energía contratada en dicho período para el correspondiente año y la energía firme de la totalidad de sus centrales generadoras. Sin perjuicio de lo anterior, dicha proporción no podrá ser superior a 100%.

2. Las empresas generadoras que tengan contratos de suministro vigentes al momento de la publicación de la presente ley, podrán optar por efectuar una modificación a dichos contratos, que tenga por objeto descontar el monto por uso de la transmisión nacional incorporado en el precio del respectivo contrato de suministro, de manera tal de poder acceder a la rebaja del pago de la transmisión asociada al volumen de energía contratada, en las mismas condiciones señaladas en el numeral 1 precedente.

Para estos efectos, la empresa generadora deberá descontar del precio del respectivo contrato de suministro un cargo equivalente por transmisión (CET), el que será determinado por la Comisión, en forma independiente para cada empresa generadora que lo solicite. La metodología para determinar dicho cargo deberá estar contenida en una resolución exenta que la Comisión dicte al efecto.

Una vez que la Comisión determine el valor del CET a descontar, la empresa generadora deberá presentar, para aprobación de la Comisión, la modificación del respectivo contrato de suministro en la que se materialice el descuento de dicho monto del precio total de la energía establecida en el contrato. Esta modificación contractual deberá ser suscrita con acuerdo del respectivo cliente.

3. Se establece el plazo de dos años a contar de la publicación de la presente Ley, para que las empresas generadoras puedan ejercer la facultad de optar a la rebaja señalada en el numeral 2 precedente. Para el caso que no ejerza dicha facultad, se les aplicará el régimen de pago señalado en el numeral II.4.

d) Para efectos de determinar el cargo por el uso del sistema de transmisión nacional aplicable a los clientes finales, libres y regulados, para el período que medie entre 1° de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Las disminuciones de pagos por el uso de las instalaciones del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras serán asumidas íntegramente por los consumidores finales libres y regulados mediante un cargo único.

2. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero.

3. Los ingresos tarifarios reales de los tramos del sistema de transmisión nacional serán descontados íntegramente del cálculo del cargo único aplicable a clientes finales, libres o regulados, por el uso del sistema de transmisión nacional para el correspondiente año siguiente.

4. Para los clientes finales, libres o regulados con una potencia conectada igual o superior a 15.000 kilowatts se aplicaran los siguientes cargos únicos, determinados según las reglas que a continuación se señalan:

a) Se establecerán cuatro cargos únicos diferenciados por el sector desde donde se efectúen los retiros de energía. Para tales efectos se definen cuatro sectores, según si las barras desde donde se efectúa el consumo han pertenecido al SING o al SIC previo a la interconexión, y conjuntamente según si las referidas barras se encuentran fuera o dentro del Área de Influencia Común vigente en cada año de cálculo. Para efectos de lo anterior, se entenderá que las nuevas barras de suministro que aparezcan a partir del 1° de enero de 2018 se asociarán a las barras que pertenecían al SIC previo a la interconexión, si se interconectan al sur de Los Changos 500 kV.

b) Se determinará un cargo único de transición de cada sector como la valorización de las instalaciones de transmisión nacional, incluidas las instalaciones que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019 señaladas en el numeral II.3, asociadas al correspondiente sector, más la suma de las valorizaciones de las instalaciones señaladas en el numeral I.2 asignada al correspondiente sector de acuerdo a la metodología descrita en el mismo numeral, descontando la valorización de los pagos de las centrales generadoras de conformidad a lo señalado en los numerales II.4 y III anteriores asociadas al correspondiente sector y descontando los ingresos tarifarios reales del año anterior de las instalaciones asociadas al correspondiente sector, todo lo anterior dividido por el consumo total esperado en el correspondiente sector.

c) Se define un cargo único nacional referencial, como la valorización de la totalidad de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, incluidas las instalaciones que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019 señaladas en el numeral II.3 e incorporada la valorización total de las instalaciones indicadas en el numeral I.2, descontando la valorización de los pagos de las centrales generadoras del correspondiente año de conformidad a lo señalado en los numerales II.4 y III anteriores, y descontando los ingresos tarifarios reales totales del año anterior, todo lo anterior, dividido por los retiros totales del sistema.

d) Sobre la base de lo señalado precedentemente, se define el cargo único a clientes finales con una potencia conectada igual o superior a 15.000 kilowatts a aplicar a cada sector como una fracción anual del cargo único de transición determinado conforme a lo establecido en el literal b) anterior, más el cargo nacional referencial determinado conforme el literal c) precedente multiplicado por la diferencia de uno y la referida fracción anual. La fracción anual señalada precedentemente tendrá un valor igual a uno para el año 2019 y disminuirá progresivamente en un quinceavo cada año, de modo tal de alcanzar un valor igual a cero en el año 2034.

5. Para los clientes finales, libres o regulados, con una potencia conectada inferior a 15.000 kilowatts se determinará un único cargo equivalente que permita remunerar, en proporción a sus consumos, el sistema de transmisión nacional, el que corresponderá al promedio ponderado de los cuatro cargos determinados conforme el literal d) del numeral 4 anterior, ponderados por el consumo esperado total de los clientes finales con potencia conectada inferior a 15.000 kilowatts para el Área y grupo de barras correspondiente asociado de cada cargo.

6. El detalle de cálculo de los cargos determinados en el presente numeral IV, así como la forma en que se descontarán los Ingresos Tarifarios para la determinación de éstos, será establecido en la resolución exenta que la Comisión dicte para estos efectos.

Artículo vigésimo primero.- Increméntase la dotación consignada en la Ley de Presupuestos del Ministerio de Energía en 25 cupos, según la siguiente distribución:

a) Subsecretaría de Energía, en 9 cupos;

b) Comisión Nacional de Energía, en 8 cupos, y

c) Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en 8 cupos.

Artículo vigésimo segundo.- El mayor gasto que represente la aplicación de esta ley durante el primer año presupuestario de entrada en vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a la partida presupuestaria del Tesoro Público.

Artículo 23º vigésimo tercero.- Facúltase al Presidente de la República para que, dentro del plazo de un año contado desde la publicación de esta ley, mediante uno o más decretos con fuerza de ley expedidos a través del Ministerio de Energía, introduzca al decreto con fuerza de ley Nº 4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Ley General de Servicios Eléctricos, las adecuaciones de referencias, denominaciones, expresiones y numeraciones, que sean procedentes a consecuencia de las disposiciones de esta ley.

Esta facultad se limitará exclusivamente a efectuar las adecuaciones que permitan la comprensión armónica de las normas legales contenidas en el decreto con fuerza de ley Nº 4, de 2006, referido con las disposiciones de la presente ley, y no podrá incorporar modificaciones diferentes a las que se desprenden de esta ley.”.

Sala de la Comisión, a 10 de diciembre de 2015.

Tratado y acordado en sesiones celebradas los días 19 de agosto; 2, 9 y 30 de septiembre; 7, 14, 21 y 22 de octubre; 4, 10, 11, 12, 17 y 25 de noviembre; y 9 y 10 de diciembre de 2015, con la asistencia de las diputados Miguel Ángel Alvarado Ramírez; Lautaro Carmona Soto; Juan Luis Castro González; Daniella Cicardini Milla; Marcos Espinosa Monardes; Sergio Gahona Salazar; Issa Kort Garriga; Luis Lemus Aracena (Presidente de la Comisión), Paulina Núñez Urrutia; Yasna Provoste Campillay; Gaspar Rivas Sánchez; Gabriel Silber Romo y Felipe Ward Edwards.

En la sesión 87ª, celebrada el 25 de noviembre, en reemplazo de la diputada Paulina Núñez asistió el diputado Germán Verdugo.

En la sesión 90ª, de 10 de diciembre, asistió, en reemplazo de la diputada Daniella Cicardini Milla, el diputado Daniel Melo Contreras; en reemplazo del diputado Gaspar Rivas Sánchez, el diputado Vlado Mirosevic Verdugo, y en reemplazo del diputado Felipe Ward Edwards, el diputado Enrique Van Rysselvberghe Herrera.

FORMULA INDICACIÓN AL PROYECTO DE LEY QUE ESTABLECE NUEVOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y CREA UN ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL (Boletín N° 10.240-08).

Santiago, 30 de diciembre de 2015.-

Nº 1531-363/

A S.E. EL PRESIDENTE DE LA H. CÁMARA DE DIPUTADOS

Honorable Cámara de Diputados:

En uso de mis facultades constitucionales, vengo en formular la siguiente indicación al proyecto de ley del rubro, a fin de que sea considerada durante su discusión en el seno de esa H. Corporación:

AL ARTÍCULO PRIMERO

- Para modificar el número 4 en el siguiente sentido:

a) Modifícase su artículo 85 en el siguiente sentido:

i. Sustitúyese en el inciso segundo la palabra “setenta” por “veinte”, y

ii. Suprímese el inciso final.

b) Elimínase el inciso final de su artículo 97.

Dios guarde a V.E.

MICHELLE BACHELET JERIA

Presidenta de la República

ALEJANDRO MICCO AGUAYO

Ministro de Hacienda (S)

MÁXIMO PACHECO MATTE

Ministro de Energía

?

INFORME DE LA COMISIÓN DE HACIENDA RECAÍDO EN EL PROYECTO DE LEY QUE ESTABLECE NUEVOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y CREA UN ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.

BOLETÍN N° 10.240-08

HONORABLE CÁMARA:

La Comisión de Hacienda informa el proyecto de ley mencionado en el epígrafe, en cumplimiento del inciso segundo del artículo 17 de la ley N° 18.918, Orgánica Constitucional del Congreso Nacional, y conforme a lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 226 del Reglamento de la Corporación.

CONSTANCIAS REGLAMENTARIAS PREVIAS

1.- Origen y urgencia

La iniciativa tuvo su origen en la Cámara de Diputados por un mensaje de S.E. la Presidenta de la República, con urgencia suma.

2.- Artículos que la Comisión Técnica dispuso que fueran conocidas por ésta.

La Comisión Técnica consideró que son de competencia de la Comisión las siguientes disposiciones: los incisos segundo y tercero del artículo 72°-7; artículo 83°; inciso final del artículo 85°; inciso segundo del artículo 86°; inciso final del artículo 87°; inciso primero del artículo 90°; inciso segundo del artículo 91°; artículo 93°; artículo 94°; inciso final del artículo 97°; artículos 118° y 119°; artículo 212°; artículo 212°-11; artículos transitorios números 13, 21 y 22. La Comisión acordó extender su competencia al inciso segundo del artículo 85, por considerar que tiene incidencia en materias administrativas o presupuestarias del Estado.

3.- Disposiciones o indicaciones rechazadas

Indicación del Ejecutivo, del siguiente tenor:

“Al artículo primero

-Para modificar el número 4 en el siguiente sentido:

a) Modifícase su artículo 85 en el siguiente sentido:

Suprímese el inciso final.”.

4.- Modificaciones introducidas al texto aprobado por la Comisión Técnica y calificación de normas incorporadas

Indicación del Ejecutivo:

1) “Al artículo primero

-Para modificar el número 4 en el siguiente sentido:

a) Modifícase su artículo 85 en el siguiente sentido:

Sustitúyese en el inciso segundo la palabra “setenta” por “veinte”.

b) Elimínase el inciso final de su artículo 97.”.

2) Indicación de los señores Aguiló; Auth; De Mussy; Monsalve; Lorenzini; Ortiz; Schilling; Jaramillo; Rincón, y Macaya, para sustituir el inciso final del artículo 85, por el siguiente:

“Las obras nuevas de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, deberán someterse al “Estudio de Franja” que dispone el artículo 93, sometiéndose a evaluación ambiental estratégica conforme lo señalado en dicho artículo.”.

Las modificaciones no requieren quórum especial.

5.- Disposiciones que no fueron aprobadas por unanimidad

Ninguna.

6.- Se designó Diputado Informante al señor Javier Macaya.

Asistieron a la Comisión, durante el estudio del proyecto, las siguientes personas:

MINISTERIO DE ENERGÍA

• Sr. Máximo Pacheco, ministro.

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

• Andrés Romero, Secretario Ejecutivo.

• Carolina Zelaya, Jefa de División Jurídica.

DIPRES

• Sr. Manuel Villalobos, jefe sector coordinación. Boletín N° 10240-08.

• Sra. Marcia Busch, analista presupuestario sector Energía y Competitividad.

MINISTERIO DE HACIENDA

• Sra. Marcela Palominos Coordinadora del área de crecimiento económico sustentable y gestión de recursos naturales.

Descripción del contenido del proyecto

El Mensaje señala lo siguiente:

Las principales propuestas contenidas en el presente proyecto de ley pueden agruparse en siete grandes capítulos.

1. Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional

Existe consenso en torno a la necesidad de contar con un único coordinador del sistema eléctrico independiente de los actores del mercado. Para tal efecto, se crea por ley un organismo independiente, sin fines de lucro, ad hoc y dotado de personalidad jurídica propia. Dicho organismo desarrollará una función de interés público, sin embargo, no formará parte de la administración del Estado aunque se le aplicarán las normas de transparencia y acceso a la información pública. Este organismo que se denominará Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional tendrá como base las funciones de los actuales CDEC.

2. Planificación Energética y de la Expansión de la Transmisión

Se han redefinido los sistemas de transmisión, orientando su caracterización a la funcionalidad de éstos por sobre criterios técnicos. En esta nueva definición se distingue los Sistemas de Transmisión Nacional (actualmente Troncal) como aquellos que permiten la conformación de un mercado común, interconectando los demás segmentos del sistema de transmisión, para abastecer la demanda eléctrica bajo diversos escenarios; los Sistemas de Transmisión Zonal (actualmente Subtransmisión) corresponden a aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de los usuarios sometidos a regulación de precios, pero reconociendo que su uso también es compartido con clientes libres y con generación que inyecta en ellos; los Sistemas Dedicados (actualmente transmisión adicional), son aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de clientes libres o la inyección de centrales generadoras; en los Polos de Desarrollo se distingue un nuevo segmento de transmisión destinado a la infraestructura que permite la evacuación de la producción de la generación, y finalmente, están los Sistemas de interconexión internacional, en que se establece la obligación del Coordinador de coordinar la operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional.

3. Polos de Desarrollo

Bajo este concepto de Polo de Desarrollo se propone formalizar la existencia de las zonas con altos potenciales de generación, que son identificados por el Ministerio de Energía en el contexto de la planificación energética quinquenal de largo plazo, considerando el interés público en desarrollar zonas en que existen los recursos o condiciones para la producción de energía eléctrica.

4. Definición de Trazados

Se ha optado por un modelo mixto con un mayor rol del Estado, pero dejando en manos del sector privado el desarrollo de los proyectos, la tramitación de permisos y la negociación de las indemnizaciones asociadas a las respectivas servidumbres.

5. Acceso Abierto

Se extiende el alcance del acceso abierto a todas las instalaciones de transmisión, resguardando las capacidades existentes y las previstas de utilizar por los actuales usuarios. Para el caso de los sistemas de transmisión dedicada, se regula cómo se adquiere el derecho a acceso abierto ante la concurrencia de diversos solicitantes a éste.

6. Remuneración del sistema

El proyecto busca que la transmisión eléctrica no sea una barrera para la competencia, entregando señales de simplicidad y transparencia de los cálculos de costos con el fin de propiciar menores costos de suministro. Para tal efecto, se unifica el proceso de calificación de las instalaciones de transmisión de cada segmento en un solo proceso y se entregan mayores certezas a los inversionistas en redes de transmisión, extendiendo la garantía del retorno de sus inversiones eficientes a 20 años.

7. Desarrollo Normativo, Regulación, Seguridad y Calidad de Servicio

Para fortalecer el desarrollo normativo, el proyecto propone medidas que buscan:

a. Establecer un proceso estandarizado de elaboración, revisión y actualización de la normativa sectorial;

b. Definir responsables según tipo de normativa;

c. Mejorar en la fiscalización y cumplimiento de la norma;

d. Consagrar los principios de seguridad y calidad de servicio en la Ley, y

e. Establecer un sistema de compensaciones a usuarios finales que hayan sido afectados por indisponibilidad de suministro o de instalaciones.

El proyecto de ley se estructura en dos artículos permanentes y veintitrés artículos transitorios.

El artículo primero permanente introduce una serie de modificaciones en la ley general de servicios eléctricos y se estructura en seis numerales:

1.- Constitución de sociedades de giro de generación eléctrica con domicilio en Chile.

Se introduce un artículo 8 bis, nuevo, que dispone que quienes exploten el giro de generación, tienen obligación de constituirse con domicilio en Chile.

2. Coordinación y operación del sistema eléctrico nacional

La iniciativa incorpora un nuevo Título II BIS, referido a la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el objeto de relevar las disposiciones que rigen dicha coordinación y operación, y regular de manera coherente y ordenada dichas normas que actualmente se encuentran dispersas en la ley.

Este título reemplaza los artículos 137° y 138°, dedicados a los principios de coordinación de la operación y la sujeción de los coordinados a ésta, reconociendo las funciones que actualmente tiene el CDEC. Asimismo, adiciona nuevas funciones al Coordinador.

Asimismo, este título precisa la responsabilidad individual de los coordinados en el cumplimiento de las obligaciones que emanan de la ley.

3.-Sistemas de transmisión eléctrica

A continuación se reemplaza el actual Título III de la Ley, denominado “De los Sistemas de Transporte de Energía” por uno nuevo, referido a los Sistemas de Transmisión Eléctrica. Este título se estructura en cinco capítulos.

a.- Generalidades

En el primer capítulo, se definen el sistema de transmisión y los cinco segmentos que lo componen, distinguiendo los sistemas Nacional, Zonal, Dedicados, para Polos de Desarrollo y de Interconexión Internacional.

Asimismo, este capítulo define el acceso abierto y los derechos y deberes tanto de los propietarios de las redes de transmisión como de quienes acceden a éstas. También establece los principios dentro de los cuales deben desarrollarse los intercambios internacionales de energía eléctrica.

b.- Planificación de la Transmisión

Este capítulo se refiere a la planificación de la transmisión. Dispone el desarrollo de un proceso de planificación energética de largo plazo, con un horizonte de al menos 30 años, a cargo del Ministerio de Energía con un esquema de participación ciudadana y se establece un proceso de planificación de la transmisión con un horizonte de al menos 20 años, liderado por la Comisión Nacional de Energía, y considerando la participación de las empresas del sector y la ciudadanía. El plan de expansión de la transmisión finaliza con la dictación de decretos de expansión. Para las obras nuevas, se asegura su remuneración por cinco períodos tarifarios (20 años).

c.- Calificación de las Instalaciones de Transmisión

En el Capítulo III se regula el proceso de calificación de las instalaciones de transmisión a través de un proceso cuadrienal y se determina la desconexión de aquellas líneas y subestaciones que no sean necesarias para el sistema eléctrico.

d.- Tarificación de la Transmisión

El Capítulo IV regula la tarificación de la transmisión, disponiendo que el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios es determinado por la CNE cada cuatro años.

En el proceso de tarificación, se reconocen los costos eficientes de adquisición e instalación, de acuerdo con valores de mercado. El procedimiento finaliza con un Informe Técnico de la Comisión como base para la dictación del correspondiente Decreto Tarifario.

e.- Remuneración de la Transmisión

El Capítulo V regula la remuneración de la transmisión, señalando que las empresas propietarias de las instalaciones existentes en los sistemas de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo deberán percibir el valor anual de la transmisión, siendo éste el total de su remuneración. La remuneración se establece a partir de la suma de los ingresos tarifarios reales y un cargo único por uso, de actualización semestral, asociado a cada segmento y aplicado directamente a los usuarios finales.

4.- Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional

El proyecto incorpora, a continuación, un nuevo Título VI bis, sobre el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional y que regula, básicamente su naturaleza jurídica, la administración y dirección a cargo de un consejo directivo, el proceso de nominación de sus integrantes, y el financiamiento.

5.- Adecuaciones a la LGSE

Como consecuencia de la nueva regulación, los demás numerales del artículo primero permanente derogan y modifican artículos de la ley general de servicios eléctricos, con el objeto de relevar y ordenar en forma coherente en los Títulos II BIS y III, las normas que se encuentran dispersas en la Ley.

6.- Transición

Los artículos transitorios 1° al 9°, regulan la transición de los actuales CDEC al nuevo Coordinador.

Los artículos transitorios 10° al 15°, regulan la vigencia de los procesos de planificación energética y de la transmisión; de calificación de las instalaciones, y de tarificación.

El artículo 16° regula la implementación del Sistema de Información Pública del Coordinador del Sistema.

El artículo 17° establece que el plazo para certificar el cumplimiento de la normativa técnica correspondiente de las instalaciones existentes.

El artículo 18° regula la remuneración de los servicios complementarios que se estén prestando a la fecha de publicación de la ley.

El artículo 19° fija plazos para la dictación de los reglamentos que establezcan las disposiciones necesarias para la ejecución de la ley.

El artículo 20° establece la transición de la remuneración de la transmisión nacional a partir de la remuneración troncal.

El artículo 21° contempla aumentos de dotaciones para el año 2016 con el objeto de fortalecer al Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

El artículo 22°, establece la correspondiente imputación presupuestaria del mayor gasto que represente la aplicación de la ley.

Por último, el artículo 23°, contempla una delegación de facultades para la dictación, a través de un decreto con fuerza de ley, de un texto refundido, coordinado y sistematizado de la ley general de servicios eléctricos.

Incidencia en materia presupuestaria y financiera

El informe financiero N° 113 de 6 de agosto de 2015, de la Dirección de Presupuestos del Ministerio de Hacienda, dispone lo siguiente:

La implementación de este proyecto de ley implica un gasto fiscal anual en régimen de $ 2.024.225 miles, a lo que se agregan gastos por una vez ascendentes a $ 1.287.667 miles asociados a estudios iniciales, habilitación de dependencias, y los gastos indirectos de las nuevas contrataciones.

El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a los recursos de la partida Tesoro Público, de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos.

DEBATE DE LAS NORMAS SOMETIDAS A LA CONSIDERACIÓN DE LA COMISIÓN.

El señor Máximo Pacheco (Ministro de Energía), explica el proyecto y señala que forma parte de la agenda de Energía del Gobierno, la cual tiene un alto costo, siendo un sistema anacrónico, que registra 6 puntos de congestión y que requiere más competencia. Asevera que el sistema de transmisión es una barrera a la competencia y que, además, se registra 14 horas promedio al año de cortes eléctricos. Por esta razón se requiere una nueva ley que estimule la competencia, mejore el suministro, supere la congestión y produzca más energía limpia al menor precio.

Destaca que el proyecto contempla la existencia de un coordinador único nuevo que reemplaza al CEDEC, el cual es controlado por los actores del sector, lo cual genera potenciales conflictos entre ellos, como también con la sociedad, siendo este el órgano de despacho, queremos que sea independiente. Destaca que se transparentaran los costos de distribución mediante el “etiquetado” y se ayudara a respetar el medio ambiente.

Considera que los temas más conflictivos, para los efectos de esta Comisión son los siguientes:

1. Polos de Desarrollo. Explica que tienen como propósito potenciar el desarrollo de energía limpia como sucede con la energía eólica y solar, incorporando elementos de valoración social tales como la comunidad que habita esas cuencas, considerando quiénes son y cuáles son sus intereses. Se quiere que la generación sea distribuida cerca de donde está el consumo y que también uno pueda generar energía y entregarla a la red.

2. Cómo se paga el servicio de transmisión. Indica que no se paga como un modelo de concesión clásico. En este caso, transcurridos 20 años de una concesión de transmisión eléctrica llega el momento en que el Estado determina el valor y fija la tarifa, en el fondo se fija como precio el valor del servicio y no el de la infraestructura.

El señor Andrés Romero (Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía), procede a leer las indicaciones presentadas por el Ejecutivo, las cuales se transcriben a continuación:

“AL ARTÍCULO PRIMERO

- Para modificar el número 4 en el siguiente sentido:

a) Modifícase su artículo 85 en el siguiente sentido:

i. Sustitúyese en el inciso segundo la palabra “setenta” por “veinte”, y

ii. Suprímese el inciso final.

b) Elimínase el inciso final de su artículo 97.”.

Respecto a la primera de ellas, contenida en el numeral i. de la letra a), comenta que cuando se discutió la norma se introdujo una restricción para el desarrollo de éstos polos, en términos que para poder decretarlos tenía que acreditarse que un 70% de los proyectos que estaban en ese polo provenían de fuentes renovables no convencionales. El Ejecutivo consideró que ese guarismo no tenía un sustento técnico, es más inviabiliza el desarrollo de polos. Dada la discusión que se generó en la Comisión de Minería y Energía, creemos razonable adecuar el porcentaje a lo que hoy la Ley Eléctrica exige como cuota obligatoria, que es un 20%. Cree que con ese porcentaje no se inhibe el desarrollo de los polos.

En cuanto a la segunda modificación que se presenta, contenida en el numeral ii. de la letra a), refiere que la Comisión de Minería y Energía incorporó al artículo 85 un inciso final del siguiente tenor “La determinación por parte del Ministerio de dichos Polos de Desarrollo será sometida a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo uno bis del título segundo de la ley 19.300 sobre bases generales del medioambiente.”, que la presente indicación propone eliminar. A juicio del Ejecutivo ese proceso de evaluación previo no se requiere, toda vez que los polos de desarrollo estarán incorporados a la planificación energética que hace el Ministerio cada 5 años. Sostiene que le hicieron presente a la Comisión Técnica que la indicación parlamentaria era inadmisible.

Por último, explica que la tercera indicación, contenida en la letra b), mediante la cual se busca eliminar el inciso final del artículo 97, también encuentra su razón en el hecho de haberse incorporado a través de una indicación parlamentaria inadmisible que agregó un inciso final del siguiente tenor: “Sin perjuicio de los derechos y adjudicaciones que establece la presente ley, una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión correspondiente, el Estado consolidará la propiedad y titularidad tanto del trazado como de la infraestructura cuya construcción y operación fue licitada y adjudicada.”. Sostiene que cambiar la titularidad del trazado no guarda relación con el mecanismo de valoración y pago de los sistemas de transmisión, ya que el usuario no paga infraestructura sino un servicio determinado, con estándares de calidad y desempeño. Es por ello que después de los primeros 20 años donde se cobra lo que la empresa licitante ganó por un pago anual, el Estado a través de la Comisión Nacional de Energía, le determina la tarifa que corresponda para reemplazo de materiales.

El señor Lorenzini, plantea punto de Reglamento y señala que la indicación contenida en el numeral i. de la letra a) se debe tener por no presentada por cuanto sólo es de competencia de la Comisión el inciso final del artículo 85 del proyecto.

El señor De Mussy, considera que no corresponde entregar a la competencia de la Comisión determinados incisos de una disposición, ya que el artículo debe estudiarse como un todo.

El señor Melero, de la lectura de la disposición, sostiene que la definición de polos de desarrollo implica un costo para el Estado, por lo que no resulta indiferente que se exija un 70% o un 20% de energías renovables no convencionales. Cree que toda la norma tiene incidencia financiera y debiera ser competencia de la Comisión.

El señor Felipe Venegas (Abogado, asesor legislativo Ministerio de Energía), entiende que la Comisión de Hacienda tiene la facultad de determinar de su competencia ciertas normas que, sin perjuicio de no haber sido consideradas por la Comisión Técnica, tienen impacto financiero o presupuestario.

Al señor Auth (Presidente de la Comisión), también le extraña que se llame a la Comisión a discutir y a votar sólo una parte de una disposición.

Considera que la norma en comento tiene un evidente impacto financiero si el porcentaje de energías renovables no convencionales influye en la viabilidad del polo.

El señor Monsalve, consulta si el Ejecutivo hizo observación de la inadmisibilidad de la indicación parlamentaria cuando fue presentada en la Comisión de Minería y Energía.

Pide al Gobierno explicar el supuesto impacto financiero de las indicaciones parlamentarias, en que se basaría su inadmisibilidad.

El señor Auth (Presidente de la Comisión), consigna que sí se efectuaron las observaciones correspondientes. Considera que es paradójico que una Comisión Técnica introduzca una indicación que tiene impacto financiero y que no pueda ser analizado en la Comisión de Hacienda.

El señor Andrés Romero (Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía), fundamenta la inadmisibilidad de las indicaciones parlamentarias y señala que todas ellas tienen impacto financiero ya que generan estudios que no se contemplaban originalmente en la propuesta; crea una nueva atribución al Ministerio de Energía ya que actualmente no determina Polos de Desarrollo y además el informe financiero no contempla los costos del estudio de evaluación ambiental.

El señor Monsalve, considera que si se entrega una facultad para determinar polos de desarrollo necesariamente se deberá hacer un estudio que determine el porcentaje mínimo de energía renovable no convencional, razón por la cual no cree que signifique un costo extra lo del porcentaje referido.

El señor Schilling, pregunta cómo se rebaja del total a 20% si se quiere buscar energía más limpia. Asimismo, si los “fierros” importan tan poco a las empresas sería mejor que el Estado los recupere para sí. Considera que el Estado gasta para establecer la franja fiscal, la cual se entrega casi en propiedad a las empresas licitadas, razón por la cual pregunta cómo se evita el “efecto guitarra”.

El señor Aguiló, considera que la licitación de la trasmisión de energía eléctrica es análoga a una concesión de carreteras, razón por la cual lo más razonable es que, en el primer caso, la infraestructura también quede para el Estado.

El señor Monsalve, estima que una evaluación ambiental estratégica es necesaria para que el establecimiento de un polo de desarrollo sea sustentable desde el ángulo ambiental. Estima que si una licitación hubo rentabilidad, luego de los 20 años, se pregunta cómo se beneficia el Estado al término de la respectiva concesión.

El señor Máximo Pacheco (Ministro de Energía), respecto al mínimo de un 70% de energías renovables no convencionales, asevera que constituye un impedimento para el desarrollo de este tipo de energías en lo que respecta a las mini-hidro, por cuanto legalmente se consideran como tales si no superan los 20 megawatt. Añade que si la exigencia es tan alta y el conjunto de mini-hidros no le alcanzan, no podrán ser polos de desarrollo y no tendrán la oportunidad de construir conjuntamente una línea de transmisión. Aclara que los “fierros” no son gratis, pero lo que se cobra es por la transmisión de energía de un punto a otro.

Precisa que si transcurridos 20 años, la empresa licitada no ha depreciado todas sus inversiones, interviene la Comisión Nacional de Energía para calificar cuánto cobrará los próximos años, lo cual hace necesario determinar el valor de reemplazo de la infraestructura llegándose a un valor tarifa, repitiéndose 5 años después el mismo ejercicio.

Sostiene que es la falta de planificación de trasmisión eléctrica lo que lleva al “efecto guitarra”, lo cual no sucederá si es el Estado el que determina por donde va a pasar la línea de trasmisión.

Finalmente, hace presente que en el caso de concesiones de carreteras el Estado ´procede a expropias los terrenos por donde dicha carretera pasará, lo cual no sucede en el caso de las líneas de trasmisión eléctrica.

La señora Sara Larraín (Directora Ejecutiva Chile Sustentable), considera que la existencia de un operador independiente es muy positiva y que el proyecto agrega un tercer nivel concesional, mediante el instrumento de concesión de polos de desarrollo, a los dos niveles ya existentes, correspondiendo uno al Ministerio de Obras públicas más el de Transmisión de energía eléctrica vigente. Estima que el sistema actual se caracteriza por la exclusión del Estado del segmento de la transmisión; por el hecho de que los consumidores pagaran las holguras de los polos de desarrollo con la capacidad ociosa de la línea de transmisión y por fomentar en gran escala la integración de todo el sistema de trasmisión eléctrico nacional.

Respecto de las indicaciones presentadas por el Ejecutivo al artículo 85, señala que hay que considerar como elementos de discusión que la norma propuesta acota la definición de polo de desarrollo, porque estos dan origen a nuevos sistemas de transmisión, que gatillan una franja de interés público (que se evalúa ambientalmente) y un sistema de remuneración nuevo, que permite pagar hasta por 28 años la capacidad ociosa de las líneas. Afirma que en proyecto original, este plazo era de 40 años.

En cuanto al por qué se definió un guarismo de 70%, explica que el objetivo de la política en materia energética, como señala el mensaje, es permitir diversificar las fuentes de energía y ampliar el mercado. Opina que las mini-hidro serán absorbidas por las empresas que tienen el 80% de los derechos de aguas, cuales son, ENDESA, COLBUN y GENER. Sostiene que el establecimiento de un 70% tiene como propósito dejar fuera de la captura de polos de desarrollo a los actuales poseedores de derechos de aguas dado que las líneas asociativas nunca fueron pensadas para las grandes empresas.

Respecto a la evaluación ambiental estratégica, expresa que esta tiene como propósito obtener un balance de los intereses territoriales como así mismo el guarismo de 70% introduce un balance de mercado, en lo que se refiere a la indicación del Ejecutivo que persigue suprimir el inciso final del artículo 97, señala que en los polos de desarrollo el Estado paga el estudio de franja, asimismo paga la evaluación ambiental estratégica, la franja fiscal el Estado la impone por decreto y luego de aprobada la franja se dicta el decreto de franja fiscal, el privado se adjudica la licitación y se transforma en dueño completo de la línea de transmisión y de la franja, esto es no solo el “fierro” sino también el territorio. Opina que construye un blindaje por parte del Estado a la empresa licitada, que no tienen los agricultores, las comunidades indígenas, etc.

Frente a consulta de señor Jaramillo, responde que las cooperativas pueden elaborar un proyecto si tienen derecho de agua. Sostiene que si los polos de desarrollo se abren a las grandes centrales eléctricas, estas coparan el mercado, de tal forma, que al establecer un 70% de energías renovables no convencionales se está protegiendo al pequeño.

Sostiene que la empresa licitada paga la servidumbre de la línea de transmisión, costo que transfiere al usuario, construye torres e infraestructura cuyo costo también transfiere al consumidor, debiendo estos últimos también pagar durante 28 años la capacidad ociosa de las líneas de trasmisión eléctricas de los polos de desarrollo.

El señor Rincón, considera, a partir de la exposición de la señora Larraín, que habría que entender que la franja fiscal finalmente se regala a la empresa licitada.

El señor Monsalve, entiende que el costo del megawatt podría bajar, pregunta cómo se llega a eso, porque pareciera existir una contradicción con el objetivo de bajar los costos cuando los consumidores deberán pagar por una capacidad ociosa hasta por 28 años. Opina que la licitación de un sistema de transmisión de energía eléctrica, si bien se basa en una servidumbre, finalmente adquiere un carácter perpetuo, dado que el mismo operador será tarifado y seguirá ahí. También solicita se aclare bien las implicancias del guarismo 70% versus 20% en cuanto a la forma cómo se garantiza la diversidad de generación.

El señor Máximo Pacheco (Ministro de Energía), aclara que no hay una franja fiscal, el Estado no expropia, no es dueño, se trata de una servidumbre. Si el dueño del terreno negocia con los trasmisores no hay concesión. Si el dueño no llega a un acuerdo, existiendo un bien superior, el Estado da la concesión y establece la servidumbre fijándose el precio por arbitraje.

En lo que se refiere al pago del servicio, señala que hay dos etapas.

Si no hay línea de trasmisión y el Estado considera importante que existe se procede a una licitación y se adjudica al que cobra menos por la transmisión y, posteriormente, el particular procede a los demás trámites tales como autorizaciones. Explica que el Estado reconoce un monopolio natural, de forma que cuando se renueva por un nuevo periodo, ve cuánto cuesta reponer, el valor de la operación y tarifica por 4 años. Asevera que quieren que la trasmisión sea planificada y bajar la rentabilidad de las empresas con el objeto de bajar los costos.

En cuanto a los polos de desarrollo, explica que el Estado identifica áreas de expansión de sistemas de trasmisión, procede a efectuar una labor de coordinación de tal forma que mediante un esfuerzo cooperado un proyecto que individualmente no se podría solventar por el costo de la línea de trasmisión.

El señor Rincón, pregunta si existe información si existe información acerca de un promedio porcentual de energía renovable no convencional en las cuencas.

El señor Máximo Pacheco (Ministro de Energía), explica que la idea de establecer un 70% de energía renovable no convencional en los polos de desarrollo constituye un golpe definitivo al impulso de las mini-hidro que para estos efectos la ley les ha puesto un límite de 20 megawatt, limitación que no rige para la energía eólica y solar. Añade que Chile tiene en la actualidad 55 mini-hidro y que el Gobierno quiere, durante su mandato, llegar a la construcción de 100.

El señor Auth (Presidente de la Comisión), procede a leer una indicación suscrita por la mayoría de los diputados miembros de la Comisión, mediante la cual se reemplaza el inciso final del artículo 85 por el siguiente: “las obras nuevas de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, deberán someterse al “Estudio de Franja” que dispone el artículo 93, sometiéndose a evaluación ambiental estratégica conforme lo señalado en dicho artículo.”.

El señor Máximo Pacheco (Ministro de Energía), manifiesta el apoyo del Ejecutivo a la indicación trascrita, manifestando su voluntad en orden a que reemplace aquella que se refiere a la supresión del inciso final del mismo artículo.

El señor Andrés Romero (Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía), manifiesta que está demostrado que las generadoras tiene tres variables para asignar los contratos a clientes libres regulados, se considera la competencia, restricciones del sistema de transmisión y precio en relación a su desarrollo.

Agrega que han intervenido sobre los dos primeros elementos, bajando los precios en base al cambio de las condiciones de competencia. Advierte que es clave para la competencia el sistema de trasmisión y que el precio final de la trasmisión es muy poco, aproximadamente un 5%. Agrega que cuando hay poca trasmisión sube el riesgo y no se aloja nueva competencia

Explica que el polo de desarrollo persigue generar energía más barata y posibilitar que los pequeños puedan generar proyectos que produzcan mayor competencia.

El señor De Mussy, manifiesta que suscribió la indicación parlamentaria antes trascrita y señalar que está de acuerdo con el guarismo de 20%, consulta cuál es el mecanismo para evitar que un solo actor absorba un polo de desarrollo.

El señor Máximo Pacheco (Ministro de Energía), advierte que el tema de la titularidad de los derechos de agua es un tema que se está tratando de la modificación del Código de Aguas, considerando que es usual que los grandes propietarios de tales derechos en la práctica no los usan.

El señor Auth (Presidente de la Comisión), estima que se deben establecer límites para que no sea solo uno el que se apropie de un polo de desarrollo.

El señor Andrés Romero (Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía), sostiene que no es posible que un solo actor se apodere de un polo de desarrollo por cuanto el proyecto exige la coordinación de múltiples actores.

El señor Monsalve, advierte que tanto Sara Larraín como el Ministro de Energía desean que se introduzcan nuevos actores y que sean pequeños, razón por la cual solicita que el Ministerio sincere su posición en cuanto a cómo se garantizarán estos proyecto desde un punto de vista legal.

El señor Máximo Pacheco (Ministro de Energía), considera que la diferencia fundamental con la diferencia antagónica, en lo que respecta al guarismo 70% es que imposibilita la creación de nuevas mini-hidro, como ha señalado anteriormente.

El señor Silva, entiende que los polos de desarrollo constituyen un problema de acción colectiva frente al cual se ha optado por el mecanismo de la coordinación para lograr la interacción de pequeños actores, diferentes tipos y más energía limpia disponible. Eso se puede hacer de manera que los costos sean más bajos.

Cree que el objetivo principal del proyecto se logra bien, ya que primero hay que lograr que haya energía y, en segundo lugar, se debe establecer un polo de desarrollo.

Llama su atención que se hayan declarado admisibles en la Comisión de Minería y Energía las indicaciones de los parlamentarios que abiertamente afectaban el derecho de propiedad y el rol del Estado.

VOTACIÓN

La Comisión Técnica dispuso como de competencia de la Comisión de Hacienda los los incisos segundo y tercero del artículo 72°-7; artículo 83°; inciso final del artículo 85°; inciso segundo del artículo 86°; inciso final del artículo 87°; inciso primero del artículo 90°; inciso segundo del artículo 91°; artículo 93°; artículo 94°; inciso final del artículo 97°; artículos 118° y 119°; artículo 212°; artículo 212°-11; artículos transitorios números 13, 21 y 22, los cuales son del siguiente tenor: (en negrita lo de competencia)

“Artículo 72°-7.- Servicios Complementarios. Los coordinados deberán prestar al sistema eléctrico los servicios complementarios que dispongan, que permitan realizar la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1, conforme la normativa técnica que dicte la Comisión. En caso que sean insuficientes los recursos disponibles para la prestación de estos servicios, el Coordinador podrá instruir su implementación obligatoria a través de un proceso de licitación o instalación directa, de acuerdo a los requerimientos del sistema.

La Comisión definirá los servicios complementarios mediante resolución exenta, considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos y las características tecnológicas de éstos.

La valorización de los equipos necesarios para la prestación de estos servicios y los recursos técnicos requeridos en la operación del sistema eléctrico, podrán ser determinados mediante estudios de costos eficientes o como resultado de licitaciones, los que serán efectuados por el Coordinador mediante bases aprobadas por la Comisión. Los resultados de los estudios de costos señalados precedentemente podrán ser sometidos al dictamen del Panel dentro de los diez días siguientes a su comunicación.

Para estos efectos, anualmente el Coordinador presentará a la Comisión una propuesta de los servicios complementarios requeridos por el sistema eléctrico, señalando la vida útil de las instalaciones, según corresponda, y los que pueden ser valorizados a través de un proceso de licitación o a través de un estudio de costos. Dicha propuesta se desarrollará considerando un proceso público y participativo. Las etapas, plazos e hitos procedimentales necesarios para llevar a cabo el proceso de participación serán establecidas por el Coordinador.

La Comisión, considerando la propuesta señalada en el inciso anterior, definirá los servicios complementarios, su mecanismo de pago y remuneración, su vida útil cuando corresponda, y dependiendo de la naturaleza de los mismos y de las condiciones de mercado observadas, definirá los que serán valorizados a través de un proceso de licitación y aquellos que serán valorizados a través de un estudio de costos eficientes.

Las inversiones asociadas a nuevos equipos instruidos mediante instalación directa, serán remuneradas durante un período equivalente a su vida útil considerando la anualidad de éstas, considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118 y los costos de operación, mantenimiento y administración eficiente que determine la Comisión. Asimismo, aquellos equipos que se instruyan mediante licitación, recibirán una remuneración igual al valor de adjudicación de la oferta durante la vida útil.

La remuneración de la prestación de los servicios complementarios deberá ser compatible con lo señalado en el artículo 181º y evitar en todo momento el doble pago de servicios.

Artículo 83°.- Planificación Energética. Cada cinco años, el Ministerio de Energía deberá desarrollar un proceso de planificación energética de largo plazo, para los distintos escenarios energéticos de expansión de la generación y del consumo, en un horizonte de al menos treinta años.

El proceso de planificación energética deberá incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, considerando la identificación de polos de desarrollo de generación, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, y objetivos de eficiencia energética entre otros, elaborando sus posibles escenarios de desarrollo. Asimismo, la planificación deberá considerar dentro de sus análisis los planes estratégicos con los que cuenten las regiones en materia de energía. Anualmente, el Ministerio podrá actualizar la proyección de la demanda, los escenarios macroeconómicos, y los demás antecedentes considerados en los escenarios definidos en el decreto a que hace referencia el artículo 86.

Por razones fundadas el Ministerio de Energía podrá desarrollar el proceso de planificación energética antes del vencimiento del plazo señalado en el inciso primero.

El reglamento establecerá el procedimiento y las demás materias necesarias para la implementación eficaz del presente artículo.

Artículo 85°.- Definición Polos de Desarrollo. Definición Polos de Desarrollo. En la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá identificar las áreas donde pueden existir polos de desarrollo de generación.

Se entenderá por polos de desarrollo a aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables y, al menos, en un setenta por ciento de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y la preservación de la naturaleza.

La determinación por parte del Ministerio de dichos Polos de Desarrollo será sometida a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo uno bis del título segundo de la ley 19.300 sobre bases generales del medioambiente.

Artículo 86°.- Decreto de Planificación Energética. Conforme a lo señalado en el artículo 83°, el Ministerio elaborará escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo.

Antes del vencimiento del plazo del respectivo período quinquenal de planificación, el Ministerio de Energía, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, deberá definir dichos escenarios energéticos, incluyendo sus respectivos polos de desarrollo, debiendo acompañar los antecedentes fundantes que correspondan.

Artículo 87°.- Planificación de la Transmisión. Anualmente la Comisión deberá llevar a cabo un proceso de planificación de la transmisión, el que deberá considerar, al menos, un horizonte de veinte años. Esta planificación abarcará las obras de expansión necesarias del sistema de transmisión nacional, de polos de desarrollo, zonal, dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios y de interconexión internacional, según corresponda.

En este proceso se deberá considerar la planificación energética de largo plazo que desarrolle el Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 83° y los objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación que establece la ley para el sistema eléctrico. Por tanto, la planificación de la transmisión deberá realizarse considerando:

a) La minimización de los riesgos en el abastecimiento, considerando eventualidades, tales como aumento de costos o indisponibilidad de combustibles, atraso o indisponibilidad de infraestructura energética, desastres naturales o condiciones hidrológicas extremas;

b) La creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, propendiendo al mercado eléctrico común para el abastecimiento de la demanda a mínimo costo con el fin último de abastecer los suministros a mínimo precio;

c) Instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico, en los distintos escenarios energéticos que defina el Ministerio en conformidad a lo señalado en el artículo 86°; y

d) La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan realizar las expansiones necesarias del sistema de una manera eficiente.

El proceso de planificación que establece el presente artículo deberá contemplar las holguras o redundancias necesarias para incorporar los criterios señalados precedentemente, y tendrá que considerar la información sobre criterios y variables ambientales y territoriales disponible al momento del inicio de éste, incluyendo los objetivos de eficiencia energética, que proporcione el Ministerio de Energía en coordinación con los otros organismos sectoriales competentes que correspondan. Para estos efectos, el Ministerio deberá remitir a la Comisión, dentro del primer trimestre de cada año, un informe que contenga los criterios y variables señaladas precedentemente.

Asimismo, el proceso a que se refiere el presente artículo deberá considerar la participación ciudadana en los términos establecidos en el artículo 90º.

Para efectos de la planificación de la transmisión deberá considerarse como tasa de actualización la tasa social de descuento establecida por el Ministerio de Desarrollo Social para la evaluación de proyectos de inversión de acuerdo a lo dispuesto en la ley N° 20.530. En el caso que dicho Ministerio no fije la tasa mencionada, esta deberá ser calculada por la Comisión, en conformidad a lo que señale el reglamento.

Artículo 90°.- Participantes y Usuarios e Instituciones Interesada. La Comisión abrirá un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, en adelante los “participantes”, y toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, en adelante “usuarios e instituciones interesadas”.

El reglamento deberá especificar el procedimiento o trámite a través del que se hará público el llamado a los usuarios e instituciones interesadas, y la información que éstos deberán presentar para su registro. Asimismo, establecerá los medios y la forma en que la Comisión hará público los distintos documentos sometidos a un proceso de participación ciudadana, la oportunidad y forma de entregar sus observaciones, y el mecanismo de actualización del registro.

En todo caso, los antecedentes que solicite la autoridad para constituir dicho registro deberán estar dirigidos a acreditar la representación, el interés y la correcta identificación de cada usuario o entidad, y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Las notificaciones y comunicaciones a los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Artículo 91°.- Procedimiento de Planificación de la Transmisión. Dentro de los primeros quince días de cada año, el Coordinador deberá enviar a la Comisión una propuesta de expansión para los distintos segmentos de la transmisión, la que deberá considerar lo dispuesto en el artículo 87°, y podrá incluir los proyectos de transmisión presentados a dicho organismo por sus promotores. Los proyectos de transmisión presentados al Coordinador por sus promotores deberán contener como requisitos mínimos los siguientes: descripción del proyecto e identificación de generadores de electricidad. Estos antecedentes deberán ser validados por el Coordinador.

La Comisión, dentro de los cinco días contados desde la recepción de la propuesta del Coordinador, deberá publicarla en su sitio web y deberá convocar, mediante un medio de amplia difusión pública, a una etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión. Los promotores de dichos proyectos de expansión deberán presentar a la Comisión sus propuestas fundadas dentro del plazo de sesenta días corridos desde la convocatoria, las que deberán ser publicadas en su sitio web.

El reglamento establecerá los requisitos y la forma en que deberán presentarse las propuestas de expansión del Coordinador y de los promotores de proyectos.

En el plazo que señale el reglamento, la Comisión emitirá un informe técnico preliminar con el plan de expansión anual de la transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web. Dentro del plazo de diez días a contar de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final del plan de expansión anual, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas, el que deberá ser publicado en su sitio web.

Dentro de los quince días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de cincuenta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de quince días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión, incorporando lo resuelto por el Panel.

Artículo 93°.- Procedimiento para la determinación de franjas. Una vez publicado en el Diario Oficial el decreto que fija las obras nuevas, el Ministerio deberá dar inicio al Estudio de Franja para aquellas obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el que será sometido a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del Título II de la ley N° 19.300 sobre bases generales del medio ambiente. El señalado procedimiento concluirá con la dictación de un decreto exento del Ministerio, expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, que fijará la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50 y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable.

El estudio preliminar de franja y su respectiva Evaluación Ambiental Estratégica deberá tener en especial consideración, respecto de las alternativas que pondere, los criterios y patrones de sustentabilidad por donde pudieren pasar las franjas. El estudio preliminar de franja deberá someterse en la etapa más temprana posible al proceso de Consulta Indígena contemplado en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo. Además, en todas sus etapas, y mientras no esté determinada oficialmente la franja definitiva, se velará siempre por asegurar el máximo de certidumbre jurídica a favor de las personas y territorios sujetos a dichos estudios.

El estudio será licitado, adjudicado y supervisado por el Ministerio en conformidad a las bases técnicas y administrativas que éste elabore, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles actuará como organismo técnico asesor.

El financiamiento del Estudio de Franja se establecerá a través de un presupuesto anual elaborado por la Subsecretaría de Energía. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

El Estudio de Franja contemplará franjas alternativas en consideración a criterios técnicos, económicos, ambientales y de desarrollo sustentable.

El señalado estudio deberá contener, a lo menos, lo siguiente:

a) Las franjas alternativas evaluadas;

b) Una zona indirecta de análisis o de extensión, a cada lado de la franja, que tenga la función de permitir movilidad al futuro proyecto;

c) Levantamiento de información en materias de uso del territorio y ordenamiento territorial;

d) Levantamiento de información vinculada a áreas protegidas y de interés para la biodiversidad;

e) Levantamiento de la información socioeconómica de comunidades y descripción de los grupos de interés;

f) Levantamiento de las características del suelo, aspectos geológicos y geomorfológicos relevantes de las franjas alternativas;

j) Diseño de ingeniería que permita identificar las franjas alternativas;

h) Identificación y análisis de aspectos críticos que podrían afectar la implementación de las franjas alternativas;

i) Indicación de los caminos, calles y otros bienes nacionales de uso público y de las propiedades fiscales, municipales y particulares que se ocuparán o atravesarán, individualizando a sus respectivos dueños;

j) Un análisis general del costo económico de las franjas alternativas; y

k) Un análisis general de aspectos sociales y ambientales, en base a la información recopilada.

Para el adecuado desarrollo del estudio regulado en los incisos precedentes, el Ministerio podrá ingresar a todas las propiedades fiscales, municipales y particulares en que sea necesario, a través de la o las personas que para tal efecto designe.

Un reglamento, expedido por intermedio del Ministerio de Energía, establecerá las disposiciones necesarias para la adecuada ejecución del proceso de determinación de franjas preliminares.

Artículo 94°.- Aprobación por el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad. El estudio a que se refiere el artículo precedente, concluirá con un informe del Ministerio que contenga la franja alternativa a proponer al Consejo de Ministros para la Sustentabilidad establecido en los artículos 71° y siguientes de la Ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente. El Consejo de Ministros para la Sustentabilidad, deberá acordar el uso de la propuesta de franja, para efectos que el Ministerio dicte un decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República” que fije la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50° y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable, para las obras nuevas sometidas a Estudio de Franja, sin perjuicio de lo resuelto en la correspondiente resolución de calificación ambiental. Dichas servidumbres se impondrán una vez que el adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva defina el trazado y cuente con la correspondiente resolución de calificación ambiental para la ejecución del proyecto. El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, debiendo entenderse que los propietarios de los predios comprendidos en la franja preliminar se encuentran notificados del eventual gravamen que se les podrá imponer una vez dictado el decreto a que se refiere el artículo 97°.

El gravamen establecido a través del decreto exento del Ministerio de Energía que fija la franja preliminar, se extinguirá una vez transcurridos cinco años contados desde la fecha de dictación de dicho decreto. Con todo, el referido plazo podrá prorrogarse por causas justificadas por una sola vez y hasta por dos años.

Artículo 97°.- Procesos posteriores a la adjudicación para obras nuevas sometidas al procedimiento para la determinación de franjas. El adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva que debe sujetarse a Estudio de Franja, deberá someter al sistema de evaluación de impacto ambiental, conforme a lo dispuesto en la ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el respectivo proyecto, determinando el trazado sobre la base de la franja preliminar fijada mediante el decreto establecido en el artículo 94°.

Una vez obtenida la resolución de calificación ambiental de acuerdo a lo definido en la ley Nº 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el Ministerio dictará un decreto exento suscrito bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, mediante el que determinará el trazado definitivo y la franja de seguridad asociada a dicho trazado, constituyéndose, por el solo ministerio de la ley, servidumbre eléctrica sobre la referida franja.

El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, con el objeto de notificar a los propietarios de predios comprendidos en el trazado definitivo, y para el cual se solicitará la concesión eléctrica definitiva.

El titular del proyecto será considerado titular de concesión eléctrica para los efectos del artículo 31° bis y 34° bis de la presente ley.

Dentro de los 30 días siguientes a la publicación en el Diario Oficial del decreto referido en el inciso segundo, el titular del proyecto lo deberá reducir a escritura pública, a su costo. A partir de la fecha de reducción a escritura pública, el titular del proyecto deberá iniciar las gestiones para hacer efectivas las servidumbres conforme a los artículos 62° y siguientes de la ley.

En todo lo no regulado en el presente Capítulo, será aplicable, en lo que corresponda, lo dispuesto en el Capítulo V, del Título II, de la presente ley.

Sin perjuicio de los derechos y adjudicaciones que establece la presente ley, una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión correspondiente, el Estado consolidará la propiedad y titularidad tanto del trazado como de la infraestructura cuya construcción y operación fue licitada y adjudicada.

Artículo 118°.- Tasa de Descuento. La tasa de descuento que deberá utilizarse para determinar la anualidad del valor de inversión de las instalaciones de transmisión será calculada por la Comisión cada cuatro años de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo siguiente. Esta tasa será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas de transmisión eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso la tasa de descuento no podrá ser inferior al siete por ciento ni superior al diez por ciento.

El riesgo sistemático señalado, se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa eficiente de transmisión 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 y su plazo deberán 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 descuento, así como su consistencia con el horizonte de planificación de la empresa eficiente. El período considerado para establecer el promedio corresponderá a un mes y corresponderá al mes calendario de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de descuento.

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.

De este modo, la tasa de descuento será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

Artículo 119°.- Procedimiento de Cálculo de la Tasa de Descuento. Antes de cinco meses del plazo señalado en el artículo 107° para comunicar las bases preliminares del o los estudios de valorización, la Comisión deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de descuento, los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en el artículo anterior.

Finalizado dicho estudio, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de descuento, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 107°, para efectos de ser observado por las empresas participantes y usuarios e instituciones interesadas a que se refiere el artículo 90°, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico señalado precedentemente deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.

31) Modifícase el artículo 212° en el siguiente sentido:

31) Modifícase el artículo 212° en el siguiente sentido:

a)Reemplázanse, los incisos primero y segundo, del artículo 212°, por los siguientes:

“El financiamiento del Panel se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Subsecretaria de Energía en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13. Para estos efectos, el Panel deberá presentar a la Subsecretaria de Energía, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual para el siguiente año.

El presupuesto del Panel de Expertos deberá comprender los honorarios de sus miembros y del secretario abogado, los gastos en personal administrativo y demás gastos generales.

El procedimiento de recaudación del cargo por servicio público para el financiamiento del Panel y su pago se efectuará en la forma que señale el reglamento.”.

b) Suprímese el actual inciso tercero, pasando los actuales incisos cuarto, quinto, sexto y séptimo, a ser los incisos tercero, cuarto, quinto y sexto.

Artículo 212°-11.- Financiamiento y Presupuesto Anual del Coordinador. El financiamiento del Coordinador se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Comisión en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

Para estos efectos, el Consejo Directivo del Coordinador deberá presentar a la Comisión, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual del Coordinador, el que además deberá detallar el plan de trabajo para el respectivo año calendario, identificando las actividades que se desarrollarán, los objetivos propuestos y los indicadores de gestión que permitan verificar el cumplimento de dichos objetivos. El presupuesto deberá permitir cumplir con los objetivos y funciones establecidas para el Coordinador en la normativa eléctrica vigente.

La Comisión justificadamente podrá observar y solicitar modificaciones al presupuesto anual del Coordinador, las que necesariamente deberán ser incorporadas por dicho organismo.

La Comisión deberá aprobar el presupuesto anual del Coordinador antes del 19 noviembre de cada año.

El Consejo Directivo, en cualquier momento y en forma debidamente justificada, podrá presentar a la Comisión para su aprobación uno o más suplementos presupuestarios. En caso de aprobación, la Comisión deberá ajustar el cargo por servicio público a que hacer referencia el artículo 212°-13 con el objeto financiar dicho suplemento.

Adicionalmente, dentro de los primeros treinta días de cada año, el Coordinador deberá presentar a la Comisión la ejecución presupuestaria del año calendario inmediatamente anterior.

Artículo décimo tercero.- La Comisión deberá dar inicio al proceso de valorización de los sistemas de transmisión señalado en el artículo 105° el primer día hábil de enero de 2018.

La tasa de descuento que se utilizará en el proceso de valorización de los sistemas de transmisión para el cuatrienio 2020-2024, no podrá ser inferior al siete por ciento ni superior al diez por ciento.

Artículo vigésimo primero.- Increméntase la dotación consignada en la Ley de Presupuestos del Ministerio de Energía en 25 cupos, según la siguiente distribución:

a) Subsecretaría de Energía, en 9 cupos;

b) Comisión Nacional de Energía, en 8 cupos, y

c) Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en 8 cupos.

Artículo vigésimo segundo.- El mayor gasto que represente la aplicación de esta ley durante el primer año presupuestario de entrada en vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a la partida presupuestaria del Tesoro Público.”.

Indicación del Ejecutivo

AL ARTÍCULO PRIMERO

Para modificar el número 4 en el siguiente sentido:

a) Modifícase su artículo 85 en el siguiente sentido:

i. Sustitúyese en el inciso segundo la palabra “setenta” por “veinte”, y

ii. Suprímese el inciso final.

b) Elimínase el inciso final de su artículo 97.

Indicación parlamentaria

Indicación de los señores Aguiló; Auth; De Mussy; Monsalve; Lorenzini; Ortiz; Schilling; Jaramillo; Rincón, y Macaya, para sustituir el inciso final del artículo 85, por el siguiente:

“Las obras nuevas de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, deberán someterse al “Estudio de Franja” que dispone el artículo 93, sometiéndose a evaluación ambiental estratégica conforme lo señalado en dicho artículo.”.

La comisión acuerda votar en forma conjunta las disposiciones de competencia, con excepción de los artículos 85 y 97 sobre los cuales hay indicaciones que se votarán en forma separada.

La Comisión acuerda extender su competencia al inciso segundo del artículo 85, por considerar que tiene incidencia en materias administrativas o presupuestarias del Estado.

Votación conjunta de las normas de competencia, con excepción de los artículos 85 y 97.

Sometidas a votación las normas referidas son aprobadas por el voto unánime de los Diputados presentes, señores Pepe Auth (Presidente de la Comisión); Sergio Aguiló; Felipe De Mussy; Enrique Jaramillo; Pablo Lorenzini; Javier Macaya; Patricio Melero; Manuel Monsalve; José Miguel Ortiz; Ricardo Rincón; Alejandro Santana; Marcelo Schilling, y Ernesto Silva.

Votación de los artículos 85 y 97 sobre los que inciden indicaciones.

La Comisión acuerda rechazar la indicación del Ejecutivo que incide en la supresión del inciso final del artículo 85, por el voto unánime contrario de los Diputados presentes, señores Pepe Auth (Presidente de la Comisión); Sergio Aguiló; Felipe De Mussy; Enrique Jaramillo; Pablo Lorenzini; Javier Macaya; Patricio Melero; Manuel Monsalve; José Miguel Ortiz; Ricardo Rincón; Alejandro Santana; Marcelo Schilling, y Ernesto Silva.

Sometidos a votación los artículo 95 y 97 con la indicación del Ejecutivo que incide en el inciso segundo del artículo 85 y en el inciso final del artículo 97, más la indicación parlamentaria que sustituye el inciso final del artículo 85, son aprobados por el voto unánime de los Diputados presentes, señores Pepe Auth (Presidente de la Comisión); Sergio Aguiló; Felipe De Mussy; Enrique Jaramillo; Pablo Lorenzini; Javier Macaya; Patricio Melero; Manuel Monsalve; José Miguel Ortiz; Ricardo Rincón; Alejandro Santana; Marcelo Schilling, y Ernesto Silva.

Se designa Diputado informante al señor Javier Macaya.

*************************

Tratado y acordado en sesión de fecha 13 de enero de 2016, con la asistencia de los Diputados señores Pepe Auth (Presidente de la Comisión); Sergio Aguiló; Felipe De Mussy; Enrique Jaramillo; Pablo Lorenzini; Javier Macaya; Patricio Melero; Manuel Monsalve; José Miguel Ortiz; Ricardo Rincón; Alejandro Santana; Marcelo Schilling, y Ernesto Silva.

SALA DE LA COMISIÓN, a 13 de enero de 2016.

ESTABLECIMIENTO DE NUEVOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y CREACIÓN DE ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL (PRIMER TRÁMITE CONSTITUCIONAL. BOLETÍN N° 10240?08)

El señor VALLESPÍN (Vicepresidente).-

En el Orden del Día, corresponde tratar el proyecto de ley, en primer trámite constitucional, iniciado en mensaje, que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional.

Diputados informantes de las comisiones de Minería y Energía, y de Hacienda son los señores Luis Lemus y Javier Macaya , respectivamente.

Antecedentes:

-Mensaje, sesión 57ª de la presente legislatura en 11 de de agosto de 2015. Documentos de la cuenta N° 2.

-Informe de la Comisión de Minería y Energía, sesión 113ª de la presente legislatura, en 5 de enero de 2016. Documentos de la Cuenta N° 12.

-Informe de la Comisión de Hacienda, sesión 120ª de la presente legislatura, en 14 de enero de 2016. Documentos de la Cuenta N° 2.

El señor VALLESPÍN (Vicepresidente).-

Solicito el acuerdo de la Sala para autorizar el ingreso del secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor Andrés Romero .

¿Habría acuerdo? No hay acuerdo.

Tiene la palabra el diputado informante de la Comisión de Minería y Energía.

El señor LEMUS (de pie).-

Señor Presidente, en mi calidad de Presidente de la Comisión de Minería y Energía, me corresponde informar sobre el proyecto de ley, iniciado en un mensaje de su excelencia la Presidenta de la República, que establece nuevos sistemas de transmisión eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional.

La idea matriz o fundamental del proyecto es lograr el máximo de beneficio social a través de la aplicación de los principios rectores de robustez, flexibilidad, eficiencia económica, planificación de largo plazo, seguridad y calidad de servicio, y sustentabilidad del servicio eléctrico en el uso del territorio, impacto ambiental y entorno social. Para lograrlo, se requiere que dicha institucionalidad cuente con instrumentos idóneos, de manera que exista la debida correspondencia entre el desarrollo del sector eléctrico y los objetivos que se busca alcanzar.

El Estado debe desempeñar un rol fundamental en materia de conectividad y más activo en la planificación energética de largo plazo del sector, conciliando objetivos económicos, ambientales y sociales, en pro del bien común de todos los chilenos y las chilenas.

Para ello, se debe lograr que la transmisión eléctrica favorezca el desarrollo de un mercado de generación más competitivo, para bajar los precios de la energía a cliente final, libre y regulado; incorporar en la planificación de la transmisión una perspectiva de largo plazo que permita considerar una visión estratégica del suministro eléctrico, los intereses de la sociedad, el cuidado del medio ambiente y el uso del territorio; mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio del sistema, promoviendo esquemas que incentiven su cumplimiento y compensen a los usuarios frente a indisponibilidades; robustecer e independizar al coordinador del sistema y, por último, incorporar al Estado como garante del bien común en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión.

Debo hacer presente que la comisión destinó varias sesiones a escuchar a las organizaciones y empresas interesadas en exponer sus ideas y proposiciones respecto del proyecto de ley, lo que se suma a un intenso trabajo prelegislativo, cuestión que ha sido reconocida por todos los sectores.

En el informe se da debida cuenta de las exposiciones realizadas en nuestra comisión.

Para el cumplimiento de la agenda de energía, presentada en mayo de 2014, cuyo propósito fue determinar un plan de acción claro para lograr que Chile cuente con energía confiable, sustentable, inclusiva y a precios razonables, se definieron siete ejes estratégicos, con metas y plazos definidos, entre los cuales se encuentra la “Conectividad para el Desarrollo Energético”.

La ley N° 19.940, de marzo de 2004, denominada “Ley Corta I”, constituyó el primer intento sistemático de regular íntegramente el segmento de la transmisión eléctrica en Chile. Existe consenso en que la actual regulación de la transmisión resulta insuficiente para el adecuado desarrollo del sistema eléctrico en su conjunto y que se requiere una mayor regulación para lograr mejorar en acceso, sustentabilidad, eficiencia, ordenamiento territorial e inclusión en materia de energía eléctrica.

En materia de la transmisión troncal, se requiere contar con una visión estratégica de largo plazo; incorporar variables fundamentales en los procesos de planificación y contar con las herramientas para desarrollar un sistema de transmisión troncal que considere obras con holguras. En el caso de la subtransmisión, no existe obligación de expansión, lo que provoca congestión y dificultades para la conexión de la generación eléctrica y el abastecimiento de nuevo consumo, lo que dificulta el desarrollo integral de la red. La regulación de la transmisión adicional se muestra insuficiente, especialmente en lo que se refiere a las obligaciones y derechos de los propietarios y a la carencia de procedimientos claros y transparentes, lo que deja espacios amplios para la interpretación del alcance y aplicación del libre acceso.

Por otra parte, es claro que la expansión o crecimiento de la transmisión eléctrica presenta una serie de problemas. A saber: la participación ciudadana se da en un contexto de desconfianza y falta de diálogo entre comunidades y privados para coordinar intereses, algunos de ellos contrapuestos; en la planificación y ordenamiento territorial no existe un instrumento específico para la expansión de la transmisión que conjugue adecuadamente los objetivos de eficiencia económica con los intereses nacionales, regionales y locales.

Asimismo, deben agregarse los problemas asociados a la planificación territorial, dado que la incorporación de inyección de energía en el sistema de transmisión no conlleva facilidades para coordinar la oferta y aprovechar las redes involucradas, y que el actual sistema de remuneración de la transmisión eléctrica se construyó sobre supuestos que ya no están del todo vigentes. Además, existe una clara dificultad para localizar la generación en sitios cercanos a la demanda y se han multiplicado iniciativas de tamaño mediano o pequeño, lo que aumenta significativamente la cantidad de actores del mercado de la generación, que lo hace más dinámico.

La sociedad chilena también ha valorado con más fuerza el resguardo de los ecosistemas intervenidos, el uso racional de los recursos naturales y el territorio, la sustentabilidad de los proyectos que impactan su entorno y el reconocimiento de los pueblos originarios. Esto constituye un nuevo escenario en el cual ha tenido que desarrollarse la actividad económica en general y la transmisión eléctrica en particular, lo que determina restricciones significativas para el tendido de redes eléctricas y nuevas unidades de generación.

Respecto de las variables consideradas en la planificación de la transmisión, se hace necesario incorporar elementos que la robustezcan, como prospectiva de más largo plazo, alternativas flexibles, nuevas tecnologías y eficiencia energética; un número mayor de escenarios de expansión, la utilización de diversas herramientas de análisis y la incorporación de holguras en el diseño de las redes, que tendrán consecuencias en materia de costos y financiamiento de los proyectos de generación, y un nuevo coordinador para el sistema eléctrico nacional interconectado.

Asimismo, existe consenso en que es necesario hacerse cargo del fortalecimiento institucional de los actuales Centros de Despacho Económico de Carga para el Sistema Interconectado Central (CDEC-SIC) y para el Norte Grande (CDEC-SING), toda vez que tanto la “Ley Corta I” como la “Ley Corta II” avanzaron en la regulación de los CDEC, pero lo hicieron de manera insuficiente y dejaron diversas materias a nivel reglamentario. En consecuencia, se hace más imperiosa la necesidad de que se cree, por ley, una institución independiente que acometa las tareas de coordinación de la operación del sistema eléctrico, dentro de las siguientes definiciones relevantes:

Las principales propuestas contenidas en el presente proyecto de ley pueden agruparse en siete grandes capítulos, que comprenden la creación de un organismo denominado Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, que desarrollará una función de interés público, sin fines de lucro. Para su administración se propone un consejo directivo compuesto por siete miembros elegidos por un comité especial de nominaciones, mediante concurso público.

En cuanto a la planificación energética y a la expansión de la transmisión, se han redefinido los sistemas de transmisión y se ha orientado su caracterización a la funcionalidad de estos por sobre criterios técnicos, distinguiendo los sistemas de transmisión nacional (actualmente Troncal), como aquellos que permiten la conformación de un mercado común, que interconecta los demás segmentos del sistema de transmisión, para abastecer la demanda eléctrica bajo diversos escenarios; los sistemas de transmisión zonal (actualmente Subtransmisión), que corresponden a aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de los usuarios sometidos a regulación de precios, pero reconociendo que su uso también es compartido con clientes libres y con generación que inyecta en ellos; los sistemas dedicados (actualmente Transmisión Adicional), aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de clientes libres o la inyección de centrales generadoras; en los polos de desarrollo se distingue un nuevo segmento de transmisión destinado a la infraestructura que permite la evacuación de la producción de la generación, y finalmente están los sistemas de interconexión internacional, en que se establece la obligación del coordinador de coordinar la operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional.

En cuanto a la planificación del sistema de transmisión, se incorpora un nuevo proceso quinquenal de planificación energética de largo plazo, a cargo del Ministerio de Energía, para un horizonte de treinta años.

Bajo el concepto de polo de desarrollo, se propone formalizar la existencia de las zonas con altos potenciales de generación, que son identificados por el Ministerio de Energía en el contexto de la planificación energética quinquenal de largo plazo, en que se considera el interés público en desarrollar zonas en que existen los recursos o condiciones para la producción de energía eléctrica.

Se crea una nueva categoría de sistemas de transmisión, para aglomerar proyectos asociados a un polo de desarrollo, para aprovechar la transmisión que los conectará, en conjunto, al resto del sistema de transmisión. Las soluciones de transmisión asociadas adquieren el carácter de servicio público y el costo transitorio de los desarrollos incrementales de dichas redes es financiado por los consumidores finales, libres y regulados.

Respecto de esta materia, la comisión sostuvo una intensa discusión, en que no hubo acuerdo con el Ejecutivo, al aprobarse una indicación que pretende que en aquellas zonas geográficas donde existen recursos y condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables al menos el 70 por ciento provenga de energías renovables no convencionales. Esta discusión también se refirió a la obligación de que estos polos de desarrollo sean sometidos a evaluación ambiental estratégica.

Respecto de la definición de trazados, se ha optado por un modelo mixto con un mayor rol del Estado, pero que deja en manos del sector privado el desarrollo de los proyectos, la tramitación de permisos y la negociación de las indemnizaciones asociadas a las respectivas servidumbres. En cuanto al acceso abierto, se extiende el alcance a todas las instalaciones de transmisión, resguardando las capacidades existentes y las previstas de utilizar por los actuales usuarios. Para el caso de los sistemas de transmisión dedicada, se regula cómo se adquiere el derecho al acceso abierto ante la concurrencia de diversos solicitantes a este.

También respecto de esta materia la comisión discrepó del parecer del Ejecutivo al aprobar una indicación que determina que “sin perjuicio de los derechos y obligaciones que establece la presente ley, una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión correspondiente, el Estado consolidará la propiedad y titularidad del trazado como de la infraestructura cuya construcción fue licitada y adjudicada.”.

Sobre la remuneración del sistema, el proyecto busca que la transmisión eléctrica no sea una barrera para la competencia, entregando señales de simplicidad y transparencia de los cálculos de costos con el fin de propiciar menores costos de suministro. Para tal efecto, se unifica el proceso de calificación de las instalaciones de transmisión de cada segmento en un solo proceso y se entregan mayores certezas a los inversionistas en redes de transmisión, extendiendo la garantía del retorno de sus inversiones eficientes a veinte años.

La experiencia de la aplicación de la normativa actual ha mostrado las bondades de un proceso de valorización de las instalaciones que entregue garantías de objetividad y de completitud. Por ello, al igual que en el sistema de transmisión troncal, se establece un proceso de valorización con participación de usuarios e instituciones interesadas, manteniendo las instancias de participación ciudadana, el esquema de resolución de conflictos de las bases técnicas y el resultado de los estudios frente al panel de expertos.

Actualmente, la ley dispone que el sistema de transmisión troncal sea financiado conjuntamente por la generación y por la demanda. Este proyecto de ley transparenta el pago de la transmisión asignándolo directamente a los clientes finales. De este modo, se asegura que la transmisión eléctrica sea remunerada a base de sus costos, sin los riesgos de sobreprecios, pero, a su vez, fortaleciendo el escenario de competencia en generación.

Además, cabe consignar que para fortalecer el desarrollo normativo, la regulación, la seguridad y la calidad del servicio, el proyecto propone medidas que buscan establecer un proceso estandarizado de elaboración, de revisión y de actualización de la normativa sectorial; definir responsables según el tipo de normativa; mejorar la fiscalización y el cumplimiento de la norma; consagrar los principios de seguridad y de calidad del servicio en la ley y establecer un sistema de compensaciones a usuarios finales que hayan sido afectados por indisponibilidad del suministro o de las instalaciones.

Para cumplir con dichos objetivos se propone, en primer lugar, definir en la ley los principios que deben regir la elaboración, revisión y actualización de las normas, considerando un proceso participativo, estandarizado y transparente que fomente la adquisición y el uso de nuevas tecnologías en la operación y en el diseño de sistemas.

En el caso de la Comisión Nacional de Energía y en su rol como regulador del mercado eléctrico, el nuevo marco normativo que este proyecto de ley presenta requiere precisar su alcance en forma armónica con el fortalecimiento del rol de planificador de las expansiones de la transmisión, acorde con los mayores niveles de competencia que se están incorporando al sector y con un coordinador con mayores funciones y responsabilidades.

En segundo lugar, se especifican las atribuciones del fiscalizador para abordar las situaciones de incumplimiento de los estándares normativos, específicamente, los asociados a indisponibilidades de instalaciones. Adicionalmente, se entregan al coordinador funciones de apoyo de la labor fiscalizadora de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), y de promoción del cumplimiento de la normativa.

Finalmente, para la actualización tecnológica, se propone definir legalmente el alcance de los servicios complementarios, para que tengan una forma de definición y de actualización flexible en el tiempo según la evolución tecnológica.

Durante la discusión general y particular del proyecto, el señor ministro de Energía explicó que la transmisión en Chile tiene tres elementos: el sistema de transmisión troncal, el sistema adicional o de líneas dedicadas para satisfacer las necesidades específicas de un generador, y la subtransmisión, que es la forma en que la electricidad troncal puede llegar al consumo residencial.

Explicó que a nivel de transmisión troncal se ha constatado que hay una falta de visión estratégica y que, por otra parte, hay una gran incertidumbre para el diseño de las inversiones y una necesidad de tener un sistema de transmisión troncal con más holgura, evitando que se produzcan atochamientos o bloqueos en la transmisión de los electrones, situación que ocurre actualmente.

A nivel de sistema adicional existe una falta de claridad en los derechos y en las obligaciones de los propietarios y de terceros. Son líneas de dedicación exclusiva de propietarios que compran energía para los generadores, y en la subtransmisión hay problemas de seguridad en el abastecimiento, hay dificultad en la conexión y hay falta de coordinación con el desarrollo del sistema troncal.

Un elemento esencial para hablar de la transmisión en Chile dice relación con los problemas ambientales y sociales que se generan, que están en el ámbito de la participación ciudadana, de medio ambiente y de planificación territorial en el rol del Estado. En materia de participación ciudadana se ha instalado una desconfianza y falta de diálogo que permita coordinar los intereses de las partes.

A nivel de planificación territorial existen diversos conflictos entre los intereses locales, los regionales y los nacionales. En materia ambiental ha faltado un balance económico, social y medioambiental. En cuanto al rol del Estado, este no ha jugado el que le corresponde como coordinador entre los privados y la ciudadanía, velando por el medio ambiente y por los intereses nacionales en representación del bien común que se hace presente. El diagnóstico de los problemas que esto genera son el alto precio de la energía en Chile, reflejada en la electricidad más cara de América Latina, en que el precio ha subido 30 por ciento en los últimos cinco años y en que sigue subiendo, impactando sobre hogares y actividad productiva.

Además, existe un sistema de transmisión que se califica como poco robusto y que adolece de severos problemas de competencia, lo que constituye una barrera de entrada para nuevos generadores en el sector de la transmisión. Nadie puede aspirar a la generación sin resolver primero el problema de la transmisión que permita llegar a los consumidores. Así, la transmisión impide, como barrera de entrada, la nueva generación.

Por otra parte, existe un sistema congestionado, en el que los electrones llegan a un punto desde el cual no pueden continuar su camino, de manera que no llegan a consumirse. Hay una gran dificultad para conectar nuevas formas de generación. Las energías renovables no convencionales -la comisión aprobó un proyecto de ley sobre dicha materia deben generar 20 por ciento de la energía total en 2025. Ello será difícil de cumplir si no existen las líneas de transmisión necesarias para facilitar el acceso.

El acceso abierto, esto es, ocupar los cables de transmisión y conectarse con una generadora, es muy limitado. Las líneas tienen una regulación propia que no permite el acceso abierto a ellas.

Un tema relevante es que el sistema eléctrico chileno es dependiente de los incumbentes; es decir, está estructurado a partir del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), que es una organización administrada por los propios incumbentes, de manera que un nuevo actor tiene dificultades para ingresar al sistema porque no forma parte de ella.

El sistema también presenta problemas de seguridad. Chile tiene un promedio de 15 horas anuales de corte de suministro eléctrico por hogar. El sistema funciona de mejor manera si tiene mayor holgura. Dentro del diagnóstico se requiere elevar las exigencias ambientales y sociales que no están concretadas en los proyectos, con el fundamento de que no se ha hecho suficiente discusión temprana sobre el proyecto y en qué consiste la participación.

Asimismo, se incorpora un capítulo en lo referido al coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, que tiene por objeto regular, por primera vez, con rango legal la institucionalidad del organismo encargado. Ese organismo tendrá un consejo elegido por un comité de selección, en el que estarán representados el Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, el panel de expertos, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, el decano de alguna facultad de ingeniería y un representante del Consejo de Alta Dirección Pública. Ese comité elegirá a los miembros del Consejo Directivo del Coordinador, que tendrá un director ejecutivo. Estos cargos de consejero serán de dedicación exclusiva, con sus correspondientes incompatibilidades e inhabilidades para protegerse de los conflictos de intereses, de modo de tener un organismo coordinador independiente responsable de coordinar el sistema eléctrico nacional.

Se modifican algunas normas relativas al panel de expertos y se establece un régimen transitorio porque, por una parte, este nuevo coordinador debe estar constituido y operando en enero de 2018, pero, además, el nuevo régimen de remuneración de la transmisión, que será pagado por el consumidor o usuario final, se debe aplicar paulatinamente y su plena aplicación entrará en vigencia en 2034. Se ha fijado ese año atendido a que hay muchos contratos que se encuentran firmados y que tienen incorporado el precio de transmisión. Si no se espera a que se termine la vigencia de esos contratos, y se cobra el nuevo precio de transmisión, lo que se hará será duplicar el precio de la remuneración de la transmisión. Por ello se hará en un proceso gradual.

Por último, debo señalar que este es un proyecto de ley muy complejo, que requirió de mucho trabajo en la comisión, pero, a la vez, es una iniciativa de enorme importancia por cuanto pretende bajar el precio de las tarifas eléctricas y atraer más competencia, superar la barrera casi infranqueable para el desarrollo industrial de nuestro país por el alto precio de la energía y, en definitiva, ayudar a bajar las cuentas de la luz en Chile entre 10 y 20 dólares el megawatt.

Es todo cuanto puedo informar. He dicho.

La señora PASCAL, doña Denise (Vicepresidenta).-

Tiene la palabra el diputado informante de la Comisión de Hacienda.

El señor MACAYA (de pie).-

Señora Presidenta, en nombre de la Comisión de Hacienda, paso a informar sobre el proyecto de ley que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, con urgencia calificada de “suma” y de conformidad con lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 226 del Reglamento de la Corporación.

El proyecto de ley introduce las siguientes modificaciones en la Ley General de Servicios Eléctricos:

Crea un Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, sin fines de lucro, dotado de personalidad jurídica propia. Este organismo tendrá como base las funciones de los actuales Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), encargados de determinar y coordinar la operación del conjunto de instalaciones del sistema eléctrico, junto con nuevas funciones, dentro de las que destaca la colaboración que deberá tener con las autoridades correspondientes en el monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico.

Se incorpora un nuevo proceso quinquenal de planificación energética de largo plazo, a cargo del Ministerio de Energía, con un horizonte de treinta años. Dentro de este marco de planificación de largo plazo se establece un proceso anual de expansión de todo el sistema de transmisión.

Se otorga al Estado el rol de la definición de trazados, a través de un nuevo procedimiento de estudio de franja para determinados trazados de transmisión eléctrica, ejecutados por el Ministerio de Energía.

Se extiende el alcance del acceso abierto a todas las instalaciones de transmisión, resguardando las capacidades existentes y las previstas de utilizar por los actuales usuarios, supeditando dicho acceso, y la relación entre partes, a la operación segura y más económica del sistema bajo el control del coordinador. Asimismo, se otorga como facultad privativa del coordinador la de autorizar las conexiones a los sistemas de transmisión.

El proyecto busca establecer simplicidad y transparencia en los cálculos de costos con el fin de propiciar menores costos de suministro. Se entregan mayores certezas a los inversionistas en redes de transmisión zonal y para polos de desarrollo, extendiendo la garantía del retorno de sus inversiones a veinte años que contiene hoy la transmisión troncal. Finalmente, el pago de la transmisión es asignado directamente a los clientes finales.

Se crea una nueva categoría de sistemas de transmisión para aglomerar proyectos asociados a un polo de desarrollo para aprovechar la transmisión que los conectará, en conjunto, al resto del sistema de transmisión. Se busca estimular en estos polos la asociatividad de los actores pequeños, de manera que actúen en forma conjunta para financiar la línea de transmisión.

Efectos del proyecto sobre el presupuesto fiscal.

La implementación del proyecto implica un gasto fiscal anual en régimen de 2.024.225.000 pesos, a los que se agregan gastos, por una vez, ascendentes a 1.287.667.000 pesos asociados a estudios iniciales, habilitación de dependencias y los gastos indirectos de las nuevas contrataciones. Respecto de los mayores gastos en personal, ellos se asocian principalmente a un incremento de 32 nuevos cupos. Este incremento obedece a la necesidad de contar con personal especializado para las nuevas obligaciones que impone la ley, principalmente las siguientes:

-Subsecretaría de Energía: planificación energética, planificación de la transmisión, estudio de franjas y tarificación de sistemas de transmisión.

-Comisión Nacional de Energía: planificación del sistema de transmisión eléctrica, desarrollo normativo y procesos de tarificación.

-Superintendencia de Electricidad y Combustibles: asesoría técnica, fiscalización y resolución de reclamos por franjas, fiscalización de interrupciones y pago de compensaciones a usuarios finales; fiscalización y sanción en infracciones económicas, y fiscalización del coordinador.

El mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley en proyecto durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare, el Ministerio de Hacienda podrá suplirlo con cargo a los recursos de la partida Tesoro Público, de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos.

En la comisión se acogió indicación del Ejecutivo al artículo primero, número 4, para sustituir en el inciso segundo del artículo 85° la palabra “setenta” por “veinte”, con lo que se reduce la exigencia, para el polo de desarrollo, de la producción de energías renovables no convencionales a veinte por ciento en relación con el ciento por ciento de energía eléctrica procedente de energía renovable que se exige al mencionado polo.

Asimismo se acogió indicación del Ejecutivo que elimina el inciso final de su artículo 97°, norma que obligaba al Estado, una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión correspondiente, a adquirir la propiedad y titularidad tanto del trazado como de la infraestructura cuya construcción y operación fue licitada y adjudicada.

La comisión también acogió una indicación parlamentaria -respaldada verbalmente por los representantes del Ejecutivo en la sesión respectiva suscrita por los señores Aguiló , Auth , De Mussy , Monsalve , Lorenzini , Ortiz , Schilling , Jaramillo , Rincón y Macaya , para sustituir el inciso final del artículo 85°, por otro que dispone lo siguiente: “Las obras nuevas de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, deberán someterse al “Estudio de Franja” que dispone el artículo 93, sometiéndose a evaluación ambiental estratégica conforme lo señalado en dicho artículo.”.

Puestas en votación las normas de competencia de la comisión con las indicaciones referidas, fueron aprobadas por la unanimidad de los diputados presentes, quienes recomiendan a la Sala su aprobación del mismo modo.

Es todo cuanto puedo informar.

He dicho.

La señora PASCAL, doña Denise (Vicepresidenta).-

En discusión el proyecto de ley. Tiene la palabra el diputado Patricio Melero .

El señor MELERO.-

Señora Presidenta, por su intermedio, saludo en forma muy especial al ministro de Energía, señor Máximo Pacheco .

Sin duda, el hecho de que el Congreso Nacional esté abocado a establecer un sistema de transmisión de energía eléctrica distinto y a crear un organismo coordinador, va en la dirección correcta de la política energética que el gobierno fijó hace algún tiempo y que dio cuenta de los desafíos de Chile en materia de energía como un pilar esencial para generar condiciones que permitan no solo el crecimiento y el desarrollo del país y avanzar hacia una mayor inclusión social, sino también el buen aprovechamiento y la adecuada explotación de los recursos del país. Para ello precisamente se requiere de energía.

Al mirar la gran minería nos damos cuenta de que la energía es cada día más determinante en los costos que conlleva esa actividad. Vemos que la demanda eléctrica aumenta año a año en valores en torno al 7 por ciento o más, que deben ser suplidos. La comunidad reclama energías baratas, que Chile tiene en su faceta más importante: la energía hidroeléctrica, y avanza en un desafío mayor en la búsqueda de sistemas de energías distintas a las tradicionales, que sean confiables, sustentables y que lleguen a los consumidores a precios razonables.

Por consiguiente, alcanzar una matriz energética que cumpla adecuadamente con esas características es un desafío de Chile en materia energética. En ese sentido, este proyecto avanza en muchos aspectos en la dirección correcta.

Vamos a respaldar, en términos generales, esta iniciativa. Los diputados de la Comisión de Energía pedirán votaciones separadas de ciertas disposiciones referidas a aspectos más de fondo.

Quiero destacar algunos puntos del proyecto que nos parecen importantes.

El primero es que crea un nuevo y único coordinador que tendrá como base las funciones de los actuales Centros de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central. Ese ente coordinador estará dotado de personalidad jurídica propia, no tendrá fines de lucro y le serán aplicables las normas de transparencia de acceso a la información pública.

Nos parece que ese es un paso muy importante en lo que ha sido la anhelada interconexión que el país ha demandado desde hace mucho tiempo.

El segundo punto que quiero subrayar y que considero muy positivo se refiere al fortalecimiento de la institucionalidad con mayores atribuciones que las existentes actualmente en el sistema.

De acuerdo con este proyecto, desde ahora la administración estará a cargo de un consejo directivo integrado por miembros elegidos mediante concurso público por un comité especial de nominaciones.

También va en la dirección positiva el propósito de esta iniciativa de establecer una planificación de largo plazo.

Lo peor que les puede pasar a los países en estas materias es improvisar o no tener certidumbre sobre sus políticas energéticas, porque ello distrae la inversión o la aleja.

En una economía global, en la que los capitales y los inversionistas buscan certezas, el tener una planificación de largo plazo -lo explicó el diputado informante: la planificación energética se realizará cada cinco años, con un horizonte de treinta años, y será liderada por el Ministerio de Energía; la planificación de la transmisión se llevará a cabo anualmente, con un horizonte de veinte años, y la encabezará la Comisión Nacional de Energía constituye, sin duda, la determinación de una visión estratégica que no queda en lo mediático ni en lo contingente, sino que mira hacia delante -como señalé con una planificación mayor.

Uno de los aspectos complejos del proyecto son las sanciones que se imponen en relación con la calidad del servicio.

Las sanciones por indisponibilidad del suministro incrementan el valor de las compensaciones en 80 veces el precio que el cliente paga por la energía abastecida. Dichas compensaciones se determinarán valorizando la energía no suministrada al costo de la falla de corta duración.

A modo de ejemplo, la compensación tanto a clientes libres como regulados por una falla de 60 minutos en el Sistema Interconectado Central costará 92 millones de dólares. Esa misma falla en el Sistema Interconectado del Norte Grande costará 24 millones de dólares.

Para mayor claridad al respecto, debo mencionar que la falla de transmisión ocurrida el 14 de marzo de 2010 -o sea, con posterioridad al terremoto de ese mismo año-, con las nuevas sanciones que establece la presente iniciativa, pasaría, de los 3,8 millones de dólares que costó en esa época, a 62 millones de dólares, en circunstancias de que el precio final de la transmisión de la energía es marginal: tiene una incidencia de solo 3 por ciento.

Lo anterior implicaría -ello, si se mantuvieran las multas de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles que por el mismo hecho a una empresa se le podrían aplicar tres sanciones: por indisponibilidad del suministro y por indisponibilidad de instalaciones, más las multas de la SEC. Ello, a nuestro juicio, debe corregirse.

Finalmente, me referiré a las tres indicaciones que aprobamos en la Comisión de Hacienda y que consideramos positivas, pues subsanan situaciones, a nuestro entender, inconvenientes.

La primera modifica el artículo 85° contenido en el número 4) del artículo primero del texto del proyecto despachado por la comisión técnica. Al efecto, rebaja de 70 a 20 por ciento la proporción de energías renovables no convencionales para la producción de energía eléctrica, condición requerida para constituir un polo de desarrollo. Nos parece que esto tiene mucho mayor realismo, porque es lo que Chile puede alcanzar en una primera etapa. Fijar un guarismo tan alto como el aprobado por la Comisión de Minería implica autoimponernos una meta difícil de cumplir.

La segunda indicación -también la consideramos positiva reemplaza el inciso final del referido artículo 85°, que obliga a someter a evaluación ambiental estratégica la determinación de los polos de desarrollo.

Eso también fue muy debatido por los miembros de la Comisión de Minería y Energía. Se corrigió en la Comisión de Hacienda, y se estableció, entonces, que dicha evaluación deberá realizarse en el estudio de franja que dispone el artículo 93°, cuando se defina el trazado.

Mediante la tercera indicación aprobada por la Comisión de Hacienda -esta y la primera son del Ejecutivo se elimina el inciso final del artículo 97° contenido en el número 4) del artículo primero de la iniciativa, el cual señala que terminado el plazo de amortización de la inversión correspondiente la infraestructura de transmisión deberá pasar al Estado.

En consecuencia, pienso que esas tres indicaciones aprobadas por la Comisión de Hacienda perfeccionan este proyecto, que, en términos generales, consideramos positivo y cuyo articulado analizaremos en particular.

He dicho.

La señora PASCAL, doña Denise (Vicepresidenta).-

Tiene la palabra el diputado señor Patricio Vallespín .

El señor VALLESPÍN.-

Señora Presidenta, por su intermedio, saludo al señor ministro de Energía.

Parto señalando que quienes hemos estado siempre en la lucha por diversificar nuestra matriz energética y generar condiciones para hacer competitivas las energías renovables no convencionales y demandado que el Estado juegue un rol en la orientación estratégica del sector energético, mal podríamos decir que este proyecto no aporta a eso, porque si lo hiciéramos -qué duda cabe estaríamos faltando a la verdad.

Por eso esta iniciativa nos parece positiva, ya que es saludable que fortalezca el papel del Estado en la planificación energética de nuestro país y que no quedemos todos en manos de los privados -contrariamente a lo que ha ocurrido en el último tiempo-, a quienes les da lo mismo con qué tipo de fuente generan energía: si su proyecto es rentable, lo viabilizan por esa vía. Sin embargo, a través de esta iniciativa, eso se comienza a orientar de otra manera.

De alguna forma -qué duda cabe-, la iniciativa en debate crea condiciones para promover la competencia en la generación de energía eléctrica, porque hará más competitivos proyectos que antes no tenían ninguna viabilidad. Con el establecimiento de un coordinador único para el sistema eléctrico nacional interconectado, esta iniciativa también genera condiciones para mejorar el sistema en cuanto a la forma como se hacen hoy los análisis y distribución respectivos.

De igual modo, uno podría decir que esta iniciativa, si se aplica íntegramente, sin duda reducirá los costos del servicio de transmisión de energía eléctrica y probablemente conseguirá menores precios para el cliente final, porque interviene un modelo de generación y distribución de energía que está extremadamente concentrado y que no permite que proyectos atractivos ingresen al sistema. Por lo tanto, ese es un aspecto positivo.

Además, seguramente contribuirá a un mejor uso del territorio y transparentará el costo del mencionado servicio a las comunidades, lo que también es positivo.

No obstante lo anterior, quiero detenerme en una situación que, a mi modo de ver, no está bien resuelta en el proyecto.

Se nos ha dicho que esta iniciativa facilita la incorporación de energías renovables que posee nuestro país a través de un tipo de transmisión especial, con una definición de territorios distinta: los denominados “polos de desarrollo” o zonas de alto potencial de generación de energía limpia.

Ahora, yo siempre trato de ser consecuente con lo que pienso y planteo. Por tanto, debo manifestar que, cuando se habla acerca de qué porcentaje de energías renovables no convencionales se tiene que garantizar para la construcción de un polo de desarrollo con condiciones de alto potencial para la producción de energía limpia, la Comisión de Minería y Energía, a mi modo de ver, está inviabilizando muchos territorios con su propuesta del 70 por ciento, porque la proporción es muy grande.

A las grandes empresas les da lo mismo esa situación; no les preocupa, pues igual contarán con la red de transmisión.

En tal sentido, debemos pensar en cómo viabilizar una serie de proyectos que, sumados, pueden ser atractivos y dar sentido a un polo de desarrollo.

Respecto de la indicación del Ejecutivo que propone rebajar la referida proporción a 20 por ciento, el diputado Melero dijo que era espectacular. Yo considero que no es así, porque el exceso de realismo lleva -qué duda cabeal inactivismo en cuanto a la viabilización de una matriz energética más diversa.

El 70 por ciento de energía eléctrica proveniente de ese tipo de energías inviabilizará el proyecto desde el punto de vista operativo; en el papel quedará una norma que jamás se ejecutará, y perderemos un potencial de generación de energía limpia por habernos ido al otro extremo. Pero nadie me puede decir que el 20 por ciento viabilizará de mejor manera nuevos polos de desarrollo de energía limpia porque el 80 por ciento restante quedará para cualquier otra fuente de generación.

Por tanto, no me parece coherente la afirmación de que se facilitará la generación de energías limpias si se restringe a solo 20 por ciento la participación de energías renovables no convencionales en dicho proceso.

Ni siquiera se trata del porcentaje que la Presidenta Bachelet planteó en su programa de gobierno respecto de hacia dónde debemos avanzar al año 2030 en materia de composición de nuestra matriz energética. Y ello tampoco se condice de manera inteligente, creativa, constructiva con la posición que Chile planteó en la cumbre de París sobre el cambio climático.

Si solo se exige el 20 por ciento, debo decir que se trata de una cifra claramente exigua.

En consecuencia, solicité votar separadamente el artículo 85° contenido en el número 4) del artículo primero del proyecto, pues considero que el 20 por ciento ni siquiera es coherente con la política energética marco, con todos los hitos y fundamentos planteados por el ministro Pacheco .

Creo que deberíamos avanzar por lo menos a un tercio, porque eso mostraría cierta intencionalidad política. En efecto, a lo menos un tercio de la energía eléctrica debería provenir de de energías renovables no convencionales. Al Estado, en su rol de orientación estratégica del desarrollo energético, no debe darle lo mismo cómo se genera la energía eléctrica; debe tener una prioridad, y esa prioridad, a mí modo de ver, no se expresa claramente con un exiguo 20 por ciento. Sí podría expresarse con una exigencia de a lo menos un tercio. Ahí se vería una intencionalidad, una orientación de la autoridad política en cuanto a que quiere avanzar hacia allá.

Sin duda que esos temas son opinables y discutibles, y para eso está el debate en esta Sala: para discutirlo a buen nivel, con altura de miras, con consistencia, con coherencia, no con apreciaciones que muchas veces son frases para el bronce, pero no tienen el contenido técnico analítico pertinente.

Por lo tanto, voy a pedir votación separada de aquello, porque me parece que es una incongruencia entre lo que se dice en el mensaje de esta iniciativa y lo que se expresa después en las comisiones respectivas.

Insisto, 20 por ciento no muestra una orientación estratégica clara de prioridad de generar polos de desarrollo generadores de energía limpia, porque nadie nos garantiza qué tipos de proyectos pueden ingresar para el 80 por ciento restante; dependerá de la tipología de cuencas, y nada de eso viene definido en este proyecto, por lo cual quedaremos sujetos a lo que disponga el reglamento que dicte el Ejecutivo, sea cual sea el gobierno de turno.

Ahora, uno ve que hay una orientación, pero eso puede cambiar, por lo que el reglamento puede ser bastante antojadizo.

Por tanto, tiendo a pensar que en la Cámara de Diputados no podemos ingresar una indicación distinta en esa materia. Se podría ingresar solo la del 70 por ciento, lo que me parece un despropósito, porque inhibe la posibilidad de que muchos proyectos chicos se sumen para generar viabilidad.

Lo concreto, señora Presidenta, es que nadie en esta Sala -tampoco el ministro está en condiciones de decirme que con un exiguo 20 por ciento se garantiza un polo de desarrollo de generación de energía limpia, porque 20 por ciento es poco. Un tercio me dejaría medianamente tranquilo. No es lo ideal, pero me dejaría medianamente tranquilo porque mostraría claramente una intencionalidad de la política pública, del ente de orientación y estrategia del sector energético, el Estado, en cuanto a la búsqueda de entregar esa tranquilidad.

Por tanto, señora Presidenta, anuncio desde ya mi voto de rechazo a ese 20 por ciento, porque no da señales claras de la intencionalidad buscada. Si el gobierno no señala que quiere avanzar al menos hacia un tercio, mi voto no puede ser favorable en esa temática. No sería consecuente con lo que he pensado siempre en esta materia si votara a favor, y tampoco el proyecto sería consecuente consigo mismo al decir que facilita la incorporación de las energías renovables que posee el país para producir energía eléctrica limpia si solo se podrá exigir el 20 por ciento.

Ahí tenemos un problema. Por eso, me gustaría escuchar al ministro decir algo al respecto. Por lo menos yo ya tengo resuelto votar en contra lo que aprobó la Comisión de Hacienda en esta materia.

He dicho.

La señora PASCAL, doña Denise (Vicepresidenta).-

Tiene la palabra la diputada Daniella Cicardini .

La señorita CICARDINI (doña Daniella) .-

Señora Presidenta, sin duda, la discusión de hoy es bastante relevante para nuestro país, porque aborda un elemento esencial, central para nuestro desarrollo, porque eso es la energía. Lo vemos de distintas formas: como un motor en la producción, un motor en la industria y un elemento que permite mejorar la calidad de vida de la población.

En ese sentido, como parlamentaria aspiro a que este proyecto que establece un nuevo sistema de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, permita que haya competencia efectiva en el sector eléctrico y que podamos seguir bajando los costos de la energía eléctrica, que es, finalmente, la señal clara que queremos dar a todos los usuarios.

También espero que este proyecto signifique mayor inversión de la industria del sector energético en las regiones, sobre todo en la región de Atacama, a la que represento, donde ha crecido mucho la explotación de las energías renovables no convencionales en el último tiempo, por el potencial que tiene la zona en este ámbito.

Espero que contemos con garantías de que no se generarán impactos en nuestro medio ambiente, que haya un adecuado uso del territorio y, obviamente, respeto por el entorno social, para que se produzca un fuerte impulso en la incorporación de energía limpia y sustentable en el sistema, que es a lo que aspiramos, para que tengamos un desarrollo sustentable que no perjudique a las futuras generaciones.

Durante la discusión del proyecto en la Comisión de Hacienda se introdujeron algunas modificaciones a algunas indicaciones que habíamos aprobado en la Comisión de Minería y Energía, como aquella que modificó número 4) del artículo primero del proyecto, en lo que dice relación con la definición de polo de desarrollo, contenida en el inciso segundo del artículo 85°, del nuevo Título III que se propone para de Ley General de Servicios Eléctricos, a lo que muy bien se refirió el diputado Vallespín.

En dicha disposición se establecía que por polos de desarrollo se entenderá a aquellas zonas geográficas territorialmente identificables donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de fuentes de energías renovables.

Lo que nosotros agregamos en ese artículo fue que la producción de energía en dichos polos debería provenir en a lo menos 70 por ciento de energías renovables no convencionales, en razón de que su aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y la preservación de la naturaleza.

Posteriormente, la Comisión de Hacienda aprobó una indicación del Ejecutivo para reducir ese porcentaje del 70 al 20 por ciento, con el objetivo, según se dice, de no restringir el desarrollo de estos polos. En la argumentación se mencionó que con lo que habíamos aprobado en la Comisión de Minería y Energía no se habría podido considerar entre los polos de desarrollo a centrales de tamaño menor a 20 megawatts, cuando estas superan el 30 por ciento de la energía disponible en el respectivo polo.

Coincido con el diputado Vallespín en cuanto a que queremos ver una señal clara del Ejecutivo. Esperamos que en el Senado aumenten ese porcentaje. También me conformaría con 30 o 40 por ciento. Pero creo que 20 por ciento es insuficiente.

El gobierno de la Presidenta Bachelet se autoimpuso metas que se deben cumplir, entre ellas la de llegar a incorporar hasta el 20 por ciento de energías renovables no convencionales a la matriz energética nacional hacia 2025. Por lo tanto, la indicación que aprobamos es bastante coherente con ese propósito.

Por otra parte, en el mismo artículo 85°, en su inciso final, sobre la definición de polos de desarrollo, la Comisión de Minería y Energía había aprobado el siguiente inciso: “La determinación por parte del Ministerio de dichos Polos de Desarrollo será sometida a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo uno bis del título segundo de la ley 19.300 sobre bases generales del medio ambiente.”.

La Comisión de Hacienda, por indicación parlamentaria, reemplazó ese inciso por el siguiente: “Las obras nuevas de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, deberán someterse al “Estudio de Franja” que dispone el artículo 93, sometiéndose a evaluación ambiental estratégica conforme a lo señalado en dicho artículo.”.

La indicación de la Comisión de Minería y Energía tenía que ver con dar una señal clara e importante en cuanto a qué valor y relevancia vamos a dar como Estado, como sociedad y como país a la protección ambiental y al respeto de los territorios y comunidades.

La indicación buscaba plasmar la necesidad de tener un estudio estratégico de la línea de transmisión que permita determinar la franja de toda línea, pero establecer también la evaluación ambiental estratégica de los polos de desarrollo, y eso tiene que ver, en mi opinión, con evitar conflictos y daños innecesarios al medio ambiente, los habitantes y las comunidades de los sectores en los que se pretenda impulsar uno de estos polos.

Estoy segura de que situaciones como esta no terminarán en el corto plazo si Chile no considera una participación ciudadana vinculante que tome en consideración factores socioambientales y si no deja de tomar decisiones basadas solo en factores económicos.

También estoy segura de que para lograr aquello es necesario fortalecer e incorporar mecanismos como la evaluación ambiental estratégica. De ahí la importancia de incluirla no solo en la definición de trazados, sino también en la determinación de polos de desarrollo.

Esa es la razón de que hayamos pedido votación separada del nuevo artículo 85° que se propone para la Ley General de Servicio Eléctricos a través del número 4) del artículo primero del proyecto.

Finalmente, respecto del último inciso del nuevo artículo 97° que se propone incluir en la mencionada Ley General de Servicios Eléctricos, en lo referido a la titularidad de las instalaciones de transmisión, la Comisión de Minería y Energía había aprobado el siguiente texto: “Sin perjuicio de los derechos y adjudicaciones que establece la presente ley, una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión correspondiente, el Estado consolidará la propiedad y titularidad tanto del trazado como de la infraestructura cuya construcción y operación fue licitada y adjudicada.”. Esto, debido a que concluimos que, transcurrido un plazo razonable, de veinte o de veinticinco años, parecía lógico y de justicia que el empresario de transmisión dejara de rentar por el componente “inversión, servidumbres y fierros”; o sea, que la AVI, anualidad de valor de inversión, tendiera progresivamente a cero, y el empresario de transmisión siguiera cobrando solo la operación, la mantención y la administración de las líneas, pasando la titularidad de la infraestructura a manos del Estado, considerando además que el concesionado corresponde a un servicio público.

Por lo tanto, también pedimos votación separada del artículo 97.

Finalmente, reitero que espero y confío en que a partir de la discusión de este proyecto de ley tengamos como resultado un fortalecimiento de nuestro sistema de distribución de energía, un estímulo a la inversión en esta área clave para nuestra economía, el abaratamiento de costos a los consumidores y un impulso hacia las energías limpias.

Al mismo tiempo, reitero que en este y otro tipo de iniciativas tenemos el deber de legislar pensando en dar garantías respecto de cómo protegemos nuestro medio ambiente, como también buscamos que se puedan ejercer los derechos de las personas, considerando también los elementos territoriales y sociales.

Como representante de la Región de Atacama, debo señalar que ahí hemos sido testigos, al igual que todo el país, de cómo la falta de diálogo y el no incorporar a la comunidad desde el inicio de estos y otros tipos de proyectos, ha sido el origen del rechazo de la población a muchas de estas iniciativas. De allí que debemos hacer lo posible por construir un nuevo modelo de relacionamiento con las comunidades que reciben proyectos productivos de distinto tipo.

En definitiva, debemos ser capaces de responder a las necesidades de energía de Chile, pero no a cualquier costo.

He dicho.

El señor VALLESPÍN (Vicepresidente).-

¿Habría acuerdo para que ingrese a la Sala el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor Andrés Romero ?

Acordado.

Tiene la palabra el diputado señor Bernardo Berger .

El señor BERGER.-

Señor Presidente, me parece que es un proyecto de ley bien orientado en términos generales y que los cambios que introduce parecen necesarios para el desarrollo oportuno y eficiente de la infraestructura de transmisión eléctrica.

Por lo que sé, estamos frente a un proyecto bien formulado, que ha contado con la adecuada asesoría técnica y con altos niveles de participación.

Me parece buena la creación de un organismo coordinador independiente para el despacho de energía eléctrica, ya que hoy está controlado por los propios actores del sector. Sin embargo, creo que hay aspectos que preocuparán a la sociedad civil. El principal es la reforma al sistema de transmisión, cuyo centro es facilitar y blindar las inversiones privadas en el área con todos los atributos y procedimientos de las iniciativas estatales de interés público y por sobre los derechos de las comunidades territoriales, punto que, como ya sabemos, ha sido tremendamente controversial.

Por otro lado, se propone que el Estado establezca franjas fiscales, las que entregaría posteriormente al inversionista privado. Así se concedería de facto estatus desde las concesionarias a las empresas y consultoras por el solo ministerio de la ley y, a través de una decisión centralizada del Ministerio de Energía, constituiría polos de desarrollo para la explotación de recursos energéticos en terrenos privados, incluidos los de comunidades campesinas e indígenas, sin considerar de manera efectiva y vinculante las prioridades regionales, lo que me parece no menor, ya que seguiríamos con los conflictos que todos conocemos. A mi parecer, hay que resolver eso de una manera más integradora con los organismos regionales.

En conclusión, estoy por apoyar el proyecto, el que, como dije inicialmente, me parece bien estructurado, pero hago énfasis en estas dos aristas que creo deben ser revisadas con mucho detenimiento.

He dicho.

El señor VALLESPÍN (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado señor Miguel Ángel Alvarado .

El señor ALVARADO.-

Señor Presidente, el funcionamiento del sistema eléctrico comprende tres funciones básicas, a saber: la generación, la transmisión y la distribución.

El proyecto de ley se centra en la función de la conectividad o transmisión de la energía, respecto de la cual existen dos actividades centrales: la red y el operador del sistema.

El proyecto apunta a mejorar la regulación de ambos segmentos. En general, en el mundo es un desafío la manera de regular esta materia. El proyecto de su excelencia la Presidenta de la República platea anheladas mejoras, pero no es un cambio total, así que siempre es un sistema perfectible, hacia lo cual debemos avanzar a futuro en las características básicas del sistema actual.

La transmisión ha sido, en nuestro mercado, la base de la competencia y permite que el mercado se cree y luego circule el servicio. Sin embargo, este mercado ha desarrollado economías de escala, lo que afecta los precios a los consumidores finales. Por ejemplo, hasta antes de que esta ley en proyecto entre en vigencia, ha sido más barato construir una línea por potencia transmitida que dos líneas, o sea, es mejor que haya una línea potente que transmita, aunque sea un monopolio, porque en términos económicos es más conveniente que varias líneas más pequeñas.

Entre los ejes centrales de la agenda de energía se encuentra la conectividad. Este aspecto busca establecer mecanismos y garantías para la optimización global y futura del sistema y la planificación de la transmisión desarrollada por la autoridad de manera vinculante para las empresas, para permitir el desarrollo de proyectos de transmisión que generen un beneficio nacional que vaya más allá de la simple reducción de los costos operacionales de corto plazo del sistema eléctrico, lo que permite la reducción de barreras de entrada, elimina los desacoples económicos entre distintas zonas del país y facilita una mayor incorporación de las energías renovables que el país posee en alto potencial.

El proyecto de ley pretende traer una serie de mejoras; por ejemplo, en planificación, polos de desarrollo, remuneración de los actores y emplazamiento.

En efecto, en lo que respecta a la planificación, desde la instalación de los capitales privados en materia de energía había faltado una mirada de largo plazo. Hay energías baratas que no pueden llegar donde quieren. En el norte, por ejemplo, hay exceso de energía que no se puede llevar a Santiago porque no hay líneas para ello.

El proyecto hace una mejora sustancial en la planificación, toda vez que la transmisión troncal contará con una visión estratégica de largo plazo, al incorporar en los procesos de planificación variables fundamentales que hoy enfrentan quienes desarrollan proyectos de generación de energía y que redundan en la disminución de los riegos y la incertidumbre, y menores costos, además de contar con las herramientas para desarrollar un sistema de transmisión troncal que considere obras con holguras, en sintonía con la visión de largo plazo.

Los cambios que se efectuaron en la Comisión de Hacienda respecto del inciso segundo del artículo 85°, que se refiere a los proyectos de los polos de desarrollo, y que venía desde la Comisión de Minería y Energía, implica que el Estado identifica zonas y ayuda a generar las condiciones para sacar la energía de esos lugares y transmitirla, lo cual el proyecto de ley aborda apropiadamente, no obstante la disminución de generación eléctrica con energías renovables no convencionales de 70 a 20 por ciento.

Aunque entendemos que no son para megacentrales, que por sus tamaños pueden construir líneas de transmisión por sí mismas, quizás es un mensaje equivocado a las zonas que representamos, como la Región de Coquimbo u otras más al norte, en donde ya existen procesos muy avanzados y con bastante éxito respecto de la producción de electricidad con energías renovables no convencionales.

Quizá sería posible desechar ese guarismo o modificarlo para dar una mirada hacia el futuro que apunta el país.

En el ámbito de la remuneración, había mucha incertidumbre a la hora de cobrar los peajes, ya que los generadores determinaban ese costo en sus contratos, lo que eventualmente termina perjudicando a los consumidores.

Para simplificar y transparentar el proceso, el proyecto de ley propone que paguen la transmisión quienes consumen la energía, es decir, la demanda. Esto debería implicar, al final, una reducción de los costos, con lo que no se premiarían los riesgos ni las deficiencias operativas.

Respecto del emplazamiento de proyectos, también existe un problema de planificación. Actualmente, el privado debe hacer todo y los problemas que surjan los debe resolver por su cuenta. En este ámbito, el proyecto de ley da un nuevo rol activo al Estado como garante del bien común.

En este sentido, pienso que las comunidades deben ser escuchadas y respetadas, en lugar de recurrir a ese concepto atávico que existe en cada uno de ellos desde épocas prehispánicas respecto del atropello que sufren y cómo ven el paso del desarrollo desde la vera del camino.

El operador del sistema es el Centro de Despacho Económico de Carga. El proyecto de ley busca independizar el sistema para que no esté sujeto a ninguna presión por parte de las empresas, dotándolo de independencia y autonomía, lo cual pasa por el nombramiento de sus miembros y la determinación de sus remuneraciones, fijada por el proyecto de manera democrática y transparente, lo que constituye, sin lugar a dudas, un gran avance.

Finalmente, destacamos que el proyecto también realiza otros cambios regulatorios relativos a la definición de segmentos de la transmisión, el libre acceso a las instalaciones dedicadas, la expansión de la transmisión zonal, el establecimiento de una nueva tasa de descuento, entre otros. De modo que los principales problemas que busca resolver el proyecto de ley se refieren a la transmisión y a la coordinación del sistema, los cuales se verían zanjados.

La transmisión está hoy muy ajustada, por lo que el principio es contar con una transmisión más holgada, invertir en los polos de desarrollo, eliminar las centrales más ineficientes para así bajar los precios de la energía, observaciones que hicimos en la Comisión de Minería y Energía. Lo fundamental es bajar los precios -los actuales son los más caros de América Latina-, con lo que se dará una satisfacción a los chilenos.

Por todo lo anterior, no puedo menos que dar mi voto favorable al proyecto de ley, dejando claras las observaciones al artículo 85°.

He dicho.

El señor VALLESPÍN (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado señor Lautaro Carmona .

El señor CARMONA.-

Señor Presidente, en primer lugar, vayan mis saludos al ministro de Energía, señor Máximo Pacheco , y al secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor Andrés Romero .

El debate que estamos realizando debemos contextualizarlo con los grandes desafíos no solo de nuestro país, sino del planeta. Es un tema que requiere una mirada de largo plazo, considerando que supera con largueza nuestra presencia en la Tierra, incluso, de los que hoy están naciendo.

¿Cuáles son los grandes desafíos para la sobrevivencia planetaria? Resolver la crisis del agua, el tema de la energía, el tema ambiental, que está directamente relacionado con el anterior, y la ausencia de una política alimentaria. Si no resolvemos bien esas materias, la vida en nuestro planeta será corta, pero como el mundo es desigual, será muy dura para una parte de la población. La otra parte tendrá resueltos esos temas y podrá gozar hasta la última gota o molécula de energía, sin verse afectada mayormente.

Esos grandes temas no encuentran solución solo en el mercado, porque este no puede planificar el desarrollo de un país. Entonces, el Estado debe jugar un rol proactivo. Ello no tiene que ver con mi propuesta de país socialista, sino que es algo que hacen muchos países capitalistas, que se dan cuenta de que los inversionistas privados no tienen la obligación de preocuparse por el futuro estratégico de la nación. Lo anterior está lejos de ser parte de nuestro lenguaje.

Todo lo que huela a jugar un papel resulta sospechoso y, francamente, creo que hay un prejuicio. Lo digo, a pesar de que me acusan de ser prejuicioso respecto del mercado.

Lamentablemente, ese prejuicio se concreta en un daño al desarrollo, y quienes apuntan en esa tendencia, como se dice en el barrio, terminan haciendo un juego de piernas, es decir, llaman la atención, distraen, pero no van al tema de fondo.

El debate tiene que ver con la forma como abordamos los desafíos vinculados al acceso de la comunidad a la energía y con sus necesidades energéticas. El proyecto tiene ciertas cualidades que valoramos, pues aborda la construcción de un concepto nuevo: el polo de desarrollo, que permitirá concebir en la gestión, ya sea privada o estatal, contribuciones de iniciativas más locales a toda la matriz energética.

Sin lugar a dudas, valoramos aquello, porque redundará en bajar los costos y, espero, también en bajar los precios, que no es lo mismo. Bajar los costos significa mayores utilidades para los productores, en cambio, bajar los precios son posibilidades de ahorro para los consumidores.

Espero que ambas bajas se junten, porque no hay una ley que obligue a aquello. Para que suceda, hay que insinuar que ese es el fin que persigue este proyecto de ley. Es cierto, podemos bajar los costos, pero no obligar a bajar los precios, pues el diferencial que produce las utilidades no está determinado por ninguna ley.

Anuncio que solicitaré votación separada para el inciso segundo del artículo 85°, contenido en el número 4) del artículo 1° del proyecto; para el inciso final del artículo 85°, contenido en el número 4) del artículo 1° del proyecto, y para el inciso final del artículo 97, contenido en el número 4) del artículo 1° del proyecto. Espero contar con la adhesión de la mayoría de la Sala.

La primera solicitud de votación separada es porque, tras haber aprobado en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara una proporción de producción en los polos de desarrollo de 70 por ciento de energía renovable no convencional y 30 por ciento tradicional, luego, a instancias del Ejecutivo, se hizo un “pequeño ajuste” -espero que los ajustes de los salarios de la gente que trabaja con ellos se hagan de la misma forma-, en el sentido de cambiar la proporción a 20 y 80 por ciento, respectivamente.

¿Por qué la inhibición del Ejecutivo al conceder ese 20 por ciento, en circunstancias de que pudo haber planteado una proporción de 10 y 90 por ciento o de 0 y 100 por ciento? ¿Para qué estimular el uso de energías renovables no convencionales si vivimos en un mundo lleno de abundancias? ¿Para qué discutir esta materia en la Comisión de Energía de la Cámara? Uno de los asesores del ministro me señaló que tuvieron argumentos de mucho peso para hacer ese cambio.

Al parecer, a algunos de nosotros nos faltan neuronas para comprender esos argumentos de mucho peso. Ellos nunca se dieron el tiempo para tratar siquiera de referenciar que las cosas iban en esa dirección. Me parece irrespetuoso desde el punto de vista de los diálogos que se hacen para construir opinión y llegar a acuerdos.

Lo lamento, porque estamos hablando de crisis energética y, al menos, los que nos hacemos mala sangre perdemos nuestra energía. Lo siento mucho, porque es algo que podría haberse evitado.

Francamente, no entiendo la nueva propuesta del Ejecutivo en la Comisión de Hacienda, en donde en un breve tiempo logró sacar ese acuerdo. Al parecer, el Ejecutivo desechó el debate con gente más limitada -hablo por mí en la Comisión de Energía. Intento comprender cuando me explican, pero es imposible entender algo cuando se elude el debate o se disminuye al interlocutor.

Pediré votación separada de las normas respectivas, porque quiero proteger el rol y los recursos del Estado. Una vez que el inversionista recupera el capital y saca sus utilidades, las instalaciones deberían volver a manos del Estado.

Lo mismo respecto del estudio de impacto ambiental estratégico, que puede estar referido no solo al tema de la franja, sino al concepto geográfico que constituye el polo de desarrollo. Para no ir por la vida buscando construir trabas y problemas, punto a punto, en términos generales, creo que el Ejecutivo debiera contextualizar este proyecto en la crisis energética, vinculado al rol del Estado y a los resguardos medioambientales.

He dicho.

El señor VALLESPÍN (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado señor Issa Kort .

El señor KORT.-

Señor Presidente, por su intermedio, saludo al ministro de Energía, señor Máximo Pacheco , y al secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor Andrés Romero .

Cuando en la Sala se inicia la discusión de proyectos como este, sobre energía, tan importantes para el futuro del desarrollo del país, debemos tener sumamente claro que el debate y, sobre todo, las indicaciones y lo que aprobemos o rechacemos en relación con esta materia van a repercutir en el futuro, y no en el presente, porque no necesariamente vamos a solucionar los problemas actuales en relación con el tema energético. Pero podremos proyectar una política energética seria, segura y limpia.

Celebro que el ministro Pacheco haya tenido una agenda legislativa sobre energía desde el primer año y le haya dicho al Congreso Nacional, particularmente a la Cámara de Diputados y a la propia comisión técnica, la de Minería y Energía: “Señores, esta es la agenda energética que quiero propiciar”.

Muchas veces vemos que el propio oficialismo se sorprende por los proyectos de ley que presenta el gobierno y su reacción es votarlos en contra, aunque sean de su propia coalición.

¿Seguimos o no con una política de enfrentamiento entre el oficialismo y la oposición? En ese sentido, por su intermedio, señor Presidente, quiero expresar al ministro de Energía que tenga la certeza y la seguridad de que esta oposición va a tener la seriedad y la responsabilidad para apoyar los proyectos de ley que sean de futuro y que busquen resolver los problemas de la gente más pobre del país. No se trata de darse un gustito político o ideológico y no estar dispuestos a sentarnos a dialogar con el gobierno, como lo hacen muchas veces los parlamentarios de la propia coalición de gobierno. Este tema debe llamar la atención y motivar la reflexión de los parlamentarios.

Invito a los parlamentarios a revisar las actas de la comisión técnica, la de Minería y Energía, en que consta que se vulneraron, por ejemplo, las urgencias que establecía el gobierno. ¿Cuántas veces el Ejecutivo calificó con discusión inmediata o suma urgencia al proyecto, pero este no era despachado por la comisión? ¿Cuántas veces el ministro asistió a la comisión, pero el proyecto no se despachaba?

Reconozco la labor legislativa que realizó el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor Andrés Romero , presente en la Sala. ¿Cuántas veces estuvo negociando indicaciones, pero igual no se despachaba el proyecto? ¿Cuánto tiempo estuvimos tramitándolo?

Cuando el ministro Pacheco nos presentó este proyecto de ley, dijo que tenía que estar listo, ojalá, en enero. Está claro que no va a ser así. ¿Por qué en enero? Para que el próximo proceso de licitación, durante abril, se rija por esta normativa. ¿Y cuál es el objetivo que se busca con esta normativa? Bajar los precios en las licitaciones, para que la gente más humilde del país tenga acceso a energía más barata, más eficiente, más limpia y más eficaz. No obstante, estamos terminando enero y recién estamos tratando el proyecto de ley en la Sala de la Cámara de Diputados.

Deseo suerte al ministro de Energía en la tramitación del proyecto en el Senado, y espero que el conglomerado oficialista lo apoye con más claridad.

Respecto del proyecto de ley en particular, este define siete grandes objetivos:

1. Crea el coordinador independiente del Sistema Eléctrico Nacional, que reemplaza al CDEC.

2. Planificación energética y de la expansión de la transmisión.

3. Define polos de desarrollo.

4. Definición de trazados.

5. Acceso abierto.

6. Remuneración del sistema.

7. Desarrollo normativo, regulación, seguridad y calidad de servicio.

Los objetivos se ven bonitos en el proyecto, pero si no hay acuerdo, no hay convicción o no estamos dispuestos a ceder, a crear y a construir una política energética duradera, seria, responsable y transversal, los objetivos pierden sentido.

En la Comisión de Minería y Energía, comisión bastante técnica, se recibió y se escuchó en audiencia a gran parte de los expertos que nosotros mismos propusimos, pero después se convirtió automáticamente en una comisión totalmente política, donde se utilizaron las mayorías circunstanciales.

En las actas están recogidas las veces que pedimos el resguardo de la constitucionalidad.

¿Cuántas indicaciones eran totalmente inadmisibles, pero, por una mayoría circunstancial, finalmente eran declaradas admisibles? ¡El propio Ejecutivo decía que eran indicaciones inadmisibles, tal como lo había planteado la oposición, pero la mayoría circunstancial permitía que esas indicaciones prosperaran! ¿Dónde quedó la responsabilidad? ¿Cuál fue el espíritu de diálogo que se tuvo con el Ejecutivo? Los resultados están a la vista.

Por ello, desde ya anunciamos que vamos a pedir votación separada de tres artículos que vienen de la Comisión de Minería y Energía, que no se trataron en la Comisión de Hacienda: artículos 92°, 93° y 212°-7.

Queremos mantener esa misma consecuencia que exigimos, y así como los votamos en contra en la comisión técnica, también lo haremos en los mismos términos en la Sala.

Desde ya anuncio al ministro y a la Sala que vamos a votar a favor el proyecto en general, como lo hicimos también en la comisión técnica, pero creemos que las modificaciones que se plantearon al proyecto son poco razonables, porque vienen de un sector cooptado por una mirada poco constructiva para definir entre todos una política energética como el país espera y merece.

Por su intermedio, señor Presidente, quiero hacer un llamado al ministro Pacheco , para que sigamos trabajando con responsabilidad, tal como lo ha plantado, porque sin diálogo, sin convicción y sin complicidad avanzaremos a una velocidad que no va de la mano con las necesidades actuales del país.

Destaco y celebro que el ministro tenga la convicción de que el país se desarrolle efectivamente a través de la definición de nuevas políticas energéticas.

Recién, el diputado Lautaro Carmona dijo que esta es una discusión totalmente de futuro y planetaria. Pero cabe hacerse una pregunta clave y legítima: ¿Cuál es el rol que tiene que cumplir el Estado en la política energética? Algunos diputados tenemos la convicción de que el Estado debe ser el que organiza, regula, propicia y define políticas públicas energéticas a largo plazo y no el que interrumpa esas políticas. Además, el Estado debe promover una política energética limpia, en que las energías renovables no convencionales estén consideradas, tal como ocurre con este proyecto.

Los guarismos no aparecen por casualidad y no se trata simplemente de decir 70/30 o 80/20. Debe existir un análisis técnico, que debe respetarse.

Por eso, considero -lo digo con mucha responsabilidad que se necesita una definición de la política pública energética para un país en vías de desarrollo, como el chileno, que se siente orgulloso de formar parte de la OCDE. ¿Sabían que no formamos parte de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), que depende de la OCDE? Para ello hay que participar en las ligas mayores -y el ministro Pacheco lo sabe y Chile aún no está en esas ligas mayores en el tema energético. Si seguimos con las indicaciones y las políticas que han propiciado algunos diputados, vamos a seguir fracasando en la línea energética.

Creo que tenemos que construir, seria y responsablemente, una política energética coherente, integral y consecuente. Tenemos que apoyar el rol del Estado, porque es fundamental -ni siquiera es casual para definir políticas públicas de largo plazo.

Apoyamos este proyecto de ley, que busca potenciar el segundo tramo más importante, fundamental y vital del proceso de producción energética. En tema de energía, está la generación, la transmisión y la distribución. Si no se ha pensado en la necesaria actualización de la transmisión, la generación y la distribución valdrán muy poco para el objetivo de que la energía llegue a la gente. No sacamos nada con producir energía muy eficiente, muy verde y muy eficaz si no tenemos cómo transmitirla a los usuarios. Por eso, este proyecto de ley va de la mano con ese objetivo.

Hago un llamado a la responsabilidad de quienes formamos parte de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados, para que todos estemos dispuestos a ceder y a construir una política pública energética transversal de largo plazo.

Pero la Comisión de Minería y Energía y este proyecto de ley no están para darnos el gustito de entregar señales. Estas deben darse en el diálogo, construyendo un debate que vaya de la mano de solucionar los problemas reales de la gente.

He dicho.

El señor VALLESPÍN (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el diputado señor Fuad Chahin .

El señor CHAHIN.-

Señor Presidente, no formo parte de la comisión que examinó el proyecto, aunque, sin duda, este tipo de iniciativas merecen algún tipo de comentario.

No hay duda de que la necesidad de desarrollo energético en nuestro país es muy significativa; pero la pregunta que debemos hacernos es si esa necesidad de aumentar nuestra capacidad de generación energética debe primar respecto de cualquier otra consideración. Lo digo porque recientemente hemos visto que la voluntad y la decisión del ministro de Energía de aumentar la capacidad de generación energética ha ido más allá de cualquier límite y ha puesto de rodillas nuestra institucionalidad medioambiental. La señal que ha dado –repito es que la necesidad de generar energía se puede imponer respecto de cualquier consideración medioambiental, social o cultural.

Por eso, hace algunas semanas la Cámara aprobó la constitución de una comisión especial investigadora de la actuación de los organismos públicos en el proceso de evaluación ambiental del proyecto Cardones Polpaico y del proyecto de generación eléctrica Doña Alicia, de Curacautín. En el caso más cercano que conozco, la comisión regional rechazó el proyecto por 8 votos contra 3; sin embargo, por instrucción del ministro de Energía, sin discusión y en tiempo récord, se aprobó en el Comité de Ministros por unanimidad. Es decir, hubo una sanción de carácter político

¡De qué institucionalidad medioambiental estamos hablando entonces! ¡De qué objetividad! Con el tema de los polos de desarrollo estamos dando aún más manga ancha para que se siga imponiendo la voluntad ministerial.

Ayer, ilegítimamente, vulnerando los tratados internacionales y nuestra legislación medioambiental, se aprobó el proyecto Central Hidroeléctrica Cuervo. El compromiso era no llenar de represas la Región de Aysén, y eso se está incumpliendo.

¿Qué queremos? ¿Entregar más facilidades al ministro para que siga impulsando proyectos por sobre cualquier institucionalidad o legislación? Dicho proyecto no es para responder a la demanda energética chilena, sino, según lo que el propio ministro ha dicho a través de los medios de comunicación, para exportar energía a Argentina.

Le importa más exportar energía que la destrucción de territorios con proyectos que no cumplen los estándares internacionales desde el punto de vista de la protección medioambiental y de la cultura. No trepidan en mentir, en engañar, en hacer triquiñuelas y jugarretas para impulsar eso.

¡No le creo a este ministro! No tengo confianza en los proyectos que él impulsa, pues lo único que busca es seguir poniendo de rodillas derechos garantizados en instrumentos internacionales y en nuestra Constitución, con el pretexto de seguir impulsando la generación y la distribución eléctrica.

Porque no tengo confianza en el ministro -él sabe muy bien por qué-, voy a votar en contra el proyecto íntegramente.

He dicho.

El señor VALLESPÍN (Vicepresidente).-

Tiene la palabra la diputada señora Denise Pascal .

La señora PASCAL (doña Denise).-

Señor Presidente, una de las políticas de nuestro gobierno es aumentar la matriz energética. Todos sabemos que es necesario y que debemos buscar las diferentes fórmulas y miradas para obtener una mayor producción de energía.

Cualquiera que sea el camino -se ha señalado en distintas intervenciones-, necesitamos polos de desarrollo, definiciones de trazado, acceso abierto, un nuevo régimen de remuneración de la transmisión, desarrollo normativo y otros aspectos institucionales.

Por la necesidad de contar con esa energía, se nos están olvidando los ciudadanos y el aspecto medioambiental.

Me referiré a mi territorio. Allí se han recibido tres propuestas para llevar la red de transmisión desde un punto a otro, buscando accesibilidad para entregar mayor energía a Santiago y el norte. Sin embargo, si observamos la realidad local, nos damos cuenta de que esas propuestas fueron elaboradas en un escritorio, pues no se ha constatado lo que realmente existe en las zonas rurales de nuestro país, especialmente en los casos de Melipilla y de Talagante.

El primer proyecto se elaboró sin conocer las comunidades locales. Se levantaron torres cuyo tendido eléctrico pasó por siete comunidades y por tres colegios. La última torre se haría a la entrada de Pomaire, dejándola prácticamente en el acceso principal, pero se cambió de ubicación.

Hoy se está estudiando un nuevo trazado. En lugar de pasar por esas zonas su recorrido, considera hacerlo por Altos de Cantillana y la reserva nacional El Yali, el humedal más importante de nuestro país y donde anidan los principales pájaros que se reproducen en Chile.

Se han olvidado del efecto que producen las grandes transmisiones generadas por las torres de alta tensión. Hemos consultado a personas expertas en el tema y sabemos que la evaluación medioambiental aún no se lleva a cabo; sin embargo, ya se están haciendo algunas reuniones en las que no se está tomando en cuenta a la ciudadanía, los cuidados medioambientales y las leyes respectivas. No hay preocupación por zonas declaradas reservas medioambientales históricas.

Por lo tanto, al pensar en la necesidad de una matriz energética, se deja a un lado lo que es nuestro país desde el punto de vista medioambiental, materia que tanto nos ha costado sacar adelante.

Cuando participamos en diferentes encuentros internacionales y globales, donde se desarrollan diversos temas relacionados con este aspecto, Chile es el primero que propone una serie de ideas. Sin embargo, en nuestro propio territorio solo aplicamos una mirada económica, que considera la necesidad de contar con mayor energía y bajar los costos domiciliarios, pero no otros aspectos relevantes.

Me voy abstener de votar el proyecto. Si no conversamos previamente sobre las diferentes maneras de producir energía -el factor “20 por ciento” relacionado con las energías renovables no convencionales-, no estaremos mirando realmente lo que el país requiere en otros aspectos.

Por su intermedio, señor Presidente, quiero pedir al ministro que escuche a la gente. Es importante que escuche a los diputados que han intervenido. Ojalá que las personas que trabajan en esto, tanto en el Ministerio de Energía como en el de Medio Ambiente, escuchen a los ciudadanos antes de formular proyectos de estas características en nuestras zonas.

He dicho.

El señor VALLESPÍN (Vicepresidente).-

Tiene la palabra la diputada Paulina Núñez .

La señora NÚÑEZ (doña Paulina).-

Señor Presidente, creo de suma importancia poner en contexto la situación de la energía en nuestro país. Se ha dicho una y otra vez que es la más cara de Latinoamérica, que tenemos fuertes presiones de la minería en el incremento del consumo, el cual, según ha informado recientemente Cochilco , se incrementaría en 53,3 por ciento en el periodo 2015-2026, a una tasa de 4,0 por ciento anual. Asimismo, nuestra escasa matriz energética y la dependencia de actores externos en esta materia hacen indispensables reformas que permitan fortalecer nuestra matriz propia y la solidez de nuestro sistema de transmisión eléctrica.

Ahora, dentro de las decisiones que mayor relevancia han tenido para alcanzar estos dos últimos objetivos puede contarse la unificación de los mayores sistemas de transmisión eléctrica del país: el Sistema Interconectado Central (SIC), y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). En este contexto se inserta el proyecto de ley que hoy discutimos.

Si bien el proyecto sometido a nuestra consideración tiene como ejes favorecer un mercado más competitivo, mejorar los estándares de seguridad y calidad del servicio, fortalecer las compensaciones a usuarios frente a indisponibilidades, incorporar al Estado en la definición de trazados y en el emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión, mejorar la planificación pública del desarrollo de la transmisión eléctrica con perspectiva de largo plazo y establecer el marco jurídico para el funcionamiento de lo que será el sucesor de los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), creo que su principal virtud radica en que, a fin de cuentas, permitirá contar con energía más barata y, generando sinergias con la ley Nº 20.805, sobre perfeccionamiento del sistema de licitaciones de suministro eléctrico para clientes sometidos a regulaciones de precios, que los usuarios finales cuenten con mejores y más bajas tarifas. Es decir, permite lograr una eficiencia que resulta socialmente justa en el uso de los recursos eléctricos.

Quiero referirme a dos puntos del proyecto que considero especialmente relevante que sean votados a favor, sobre todo aquel que fue mejorado en la Comisión de Hacienda: la situación de los polos de desarrollo y la consolidación de la propiedad estatal sobre bienes privados una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión en las franjas.

Respecto de lo primero, estimo que la introducción del concepto “polos de desarrollo” es prometedor para la consolidación de zonas con potencial generador, porque su diseño es precisamente para pequeños generadores. No se busca con ello instalar en las sombras -como han dicho algunos megacentrales, sino que potenciar la pequeña generación y fomentar la competencia. Por ello, me parece bien el cambio que realizó la Comisión de Hacienda, en orden a determinar que los polos de desarrollo cuenten con hasta un 20 por ciento de energías renovables no convencionales en vez de un 70 por ciento. Esto no obedece a una falta de compromiso, sino a una realidad objetiva: un 70 por ciento limitaría el desarrollo de muchos polos, especialmente en lugares del país donde hay potencial hidroeléctrico. Recordemos que en nuestro país se considera una energía renovable no convencional a las centrales hidroeléctricas de hasta 20 megawatts. Sin embargo, se espera que con los polos de desarrollo, en las zonas donde existe potencial generador, existan centrales hidroeléctricas levemente superiores a 20 megawatts. En este aspecto es donde se reprocha la introducción subrepticia de megacentrales. Pero hay que recordar que ellas son inviables en los polos de desarrollo, pues en estos no se permiten líneas de transmisión con la capacidad para llevar la producción que una megacentral genera. Es decir, la limitación -la garantía, si se quiere está dada por un factor técnico y objetivo.

En relación con lo segundo, la Comisión de Minería y Energía estableció que respecto de las líneas de transmisión y del terreno en que se emplazan, serían de propiedad estatal una vez que su valor fuere amortizado. Es decir, una vez que el privado recupera el valor de la inversión, esta se vuelve de propiedad estatal. Tal como se indicó en la Comisión de Minería y Energía por parte de diversos técnicos, la vida útil de las instalaciones parten desde los cuarenta años; sin embargo, el plazo de amortización, de acuerdo a la ley, es de veinte años. Ello implica tres problemas: el primero, y más básico, es que la disposición es derechamente expropiatoria, porque el hecho de la amortización no constituye en caso alguno indemnización de acuerdo a lo que prescribe la Constitución; el segundo, un poco más sofisticado, es que la modificación de la Comisión de Minería y Energía no se armoniza con el resto del proyecto y de la legislación vigente, pues el eje es la servidumbre eléctrica, manteniéndose la propiedad de los terrenos en sus dueños y compensándolos en lo necesario. El tercer problema nace porque, como reza el dicho, el camino al infierno está empedrado de buenas intenciones. Esta modificación aumentaría los costos para los clientes finales, cosa que los expertos técnicos nos demostraron con números. Los promotores de la indicación en la Comisión de Minería y Energía solo nos hablaron de sus buenas intenciones. Por ello, celebro el hecho de que la Comisión de Hacienda haya revertido la modificación tan poco acertada que se aprobó en la Comisión de Minería y Energía.

Al igual que el diputado Issa Kort , anuncio que votaremos en contra los artículos 92°, 93° y 212°-7 introducidos por el proyecto en la Ley General de Servicios Eléctricos, como lo hicimos en la Comisión de Minería y Energía. La razón de votar en contra el artículo 212°-7 es que no estamos de acuerdo con la composición ni con el funcionamiento establecidos para el Comité Especial de Nominaciones.

Este es un proyecto extenso, complejo en sus materias y altamente técnico, por lo que demandó de la Comisión de Minería y Energía un extenso e intenso trabajo. No puedo dejar pasar mis felicitaciones al equipo del Ministerio de Energía, porque en la tramitación de esta instancia hizo todo lo contrario a lo que suele hacer el gobierno: no dialogar y no escuchar. En este caso sí dialogamos, sí se nos escuchó y sí se concordaron algunas indicaciones.

Por lo expuesto, anuncio que votaremos a favor el proyecto, salvo los artículos que mencioné anteriormente, entre ellos –reitero el artículo 212°-7, porque, como lo hicimos ver en la comisión, nos parece que el Comité Especial de Nominaciones que se crea aún no ha quedado establecido como un organismo técnico.

He dicho.

La señora PASCAL, doña Denise (Vicepresidenta).-

Tiene la palabra el diputado Enrique Jaramillo .

El señor JARAMILLO.-

Señora Presidenta, al escuchar los comentarios vertidos en la Sala, a veces no tan simples, quiero señalar que, de igual manera, todos trabajamos por el bien de Chile y queremos que nos vaya bien. Lo digo porque la forma de discutir los proyectos de ley en ocasiones nos lleva a decir cosas que luego tenemos que lamentar. Lo hago presente a título personal.

Creo que merecemos una nueva ley que establezca el marco por medio del cual se rijan los sistemas de transmisión eléctrica del país.

Como se ha señalado en varias sesiones de la Cámara de Diputados, el sistema actual está resultando ineficiente, caro y poco competitivo, ya que no hay actores nuevos que se interesen en ingresar a él. Esto ha provocado que poco a poco se genere un monopolio en el sector. No hay duda de ello. Ojalá se tramite y apruebe pronto el proyecto que modifica el Código de Aguas, ya que su normativa tiene mucho que ver con los proyectos futuros en materia de energía, como el que estamos tratando hoy.

El ministro ha señalado que esta iniciativa, junto con fortalecer el rol del Estado en materia de regulación, es muy interesante, ya que crea un coordinador independiente de las empresas, lo cual me parece bien. Esta futura ley no solo permitirá el ingreso de nuevos actores al mercado y una mayor participación de las comunidades que reciban el impacto de los proyectos, sino que, además, establecerá mecanismos para la generación energética que serán más amigables con el medio ambiente, lo cual es muy importante.

¿Queremos más? ¡Claro que sí! Hay que tener en cuenta que los mayores conflictos medioambientales que se han producido en el país dicen relación con la producción y distribución de energía. Esa es la razón, a veces, del encendido discurso de algunas señoras diputadas y de algunos señores diputados.

A todos nos interesa que de este trámite resulte un buen proyecto.

La zona que represento en la Cámara de Diputados, junto con ser la más bonita de Chile, posee grandes potenciales para la generación de energías renovables. Seguramente será pensada como uno de los polos de desarrollo a que se refiere el proyecto. Por lo mismo, nos interesa que cualquier iniciativa que quiera realizarse a futuro no perjudique el valor paisajístico y patrimonial que posee nuestra Región de Los Ríos, ya que con ello se afectaría el gran potencial de producción limpia que tenemos, cual es el turismo. Así ha sucedido ya en la Región de Los Ríos, en las localidades de Neltume, de la comuna de Panguipulli, y de San Pedro, de la comuna de Los Lagos. Por eso, apoyo la discrepancia que genera la conformación de “polos de desarrollo” que contemplen ese 20 por ciento de generación de energías renovables no convencionales. En ese sentido, me parece que el artículo 85°, inciso segundo, que el proyecto introduce en la Ley General de Servicios Eléctricos, debe ser votado en forma separada. No lo voy a apoyar.

Sin perjuicio de lo anterior, considero que este proyecto que establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica avanza.

No es tan fácil bajar los costos para los consumidores. Por eso hay que generar mayor competencia y, sobre todo, considerar el desarrollo acorde con la calidad de vida de los distintos sectores de nuestro país.

Sí, valoro lo planteado en la Comisión de Minería y Energía. Pero hay que tener en cuenta que no todo lo que se trate en comisiones tiene que ser aprobado en la Sala, porque debe ser sometido también al consenso de ella. En esta Sala, quien habla ha sacado una conclusión diferente sobre el artículo 85°.

Por lo tanto, no apoyo aquello, pero sí el proyecto. He dicho.

La señora PASCAL, doña Denise (Vicepresidenta).-

Tiene la palabra, por cinco minutos, la diputada señora Alejandra Sepúlveda .

La señora SEPÚLVEDA (doña Alejandra).-

Señora Presidenta, antes que todo, quiero manifestar que valoro este proyecto de ley por la necesidad urgente que tenemos de contar con una estructura jurídica que nos permita ir desarrollando el sector eléctrico con ciertas normativas que nos permitan resguardar algunos principios; pero debemos discutir sobre ellos. Al respecto, concuerdo con lo plantado por la mayoría de los colegas que, por lo menos en esta Cámara, he escuchado.

Creo que todos concordamos en la necesidad de diversificar nuestra matriz energética, que además es hacia lo que va el resto del mundo. Pero esto no lo ve con coherencia -lo señalo, dado lo que ocurrió con el proyecto en dicha instancia la Comisión de Hacienda. Quizá no debamos ir al extremo planteado por la Comisión de Minería y Energía; pero tenemos que entender el sentido de su propuesta.

Por tal razón, anuncio que votaré en contra la proporción 80/20 propuesta, porque no me parece que tenga que ver con la visión de futuro con que debemos tratar esta materia en nuestro país. O sea, con aquella proporción estamos incluso incorporando una normativa que no corresponde a lo que hemos acordado en los tratados que hemos suscrito durante todo este tiempo ni a la señal que debemos dar además como país chico, tal vez sin liderazgo en el tema energético.

Estoy absolutamente de acuerdo con lo planteado por el diputado Vallespín : hemos sido líderes en materia económica, en lo relativo a la banca, etcétera, pero no hemos sido capaces de ejercer liderazgo en esto. Me refiero a un liderazgo positivo y entendiendo que debemos potenciar el uso de energías renovables no convencionales, no solo en Chile y en América Latina, sino también en el mundo.

No puedo hablar sino desde la realidad que conozco y que me ha tocado vivir todos estos años, precisamente por la incorporación de las centrales hidroeléctricas. Eso lo he manifestado aquí, en la Sala, y también se lo dije al ministro en una sesión de la Comisión de Agricultura.

¿Sabe, señor Presidente? Luego de haber leído este proyecto de ley me quedó la sensación de que en esta materia también dejaremos que los privados hagan lo que estimen conveniente.

Al respecto -ello, por intermedio del señor Presidente-, le señalo al ministro señor Pacheco que entiendo que su realidad y la cartera que dirige se relacionan con el desarrollo energético -en este punto emplearé las palabras pronunciadas por algunos diputados-, pero no a cualquier costo. Aquí, nosotros tenemos ese rol: impedir que dicho desarrollo se realice a cualquier costo. Sin embargo, eso no lo hemos hecho en nuestro país, porque, por ejemplo, la central hidroeléctrica instalada río arriba en el Tinguiririca solo ha destruido nuestra zona.

¡Lo único que ha hecho es destruirla!

Siempre lamenté que el ministro de Energía de la época fuera a inaugurar la referida central -entiendo que lo hizo en su rol de titular de dicha secretaría de Estado; pero lo que opina la ciudadanía sobre esto es tremendo-, ya que el nivel de destrucción de nuestra flora y fauna, del bosque esclerófilo, que era uno de los pocos que quedaban en la zona central del país, ha sido nefasto. ¡Nefasto!

Las empresas dueñas de la hidroeléctrica tuvieron poca capacidad de entender que en la zona donde se emplazó la central vivían personas desde antes de que ellos llegaran, que había un sistema productivo que se debía cuidar. ¡No han tenido ninguna capacidad de pensar en el entorno! ¡Ninguna! ¿Sabe qué me preocupa, señor Presidente? Que tampoco la tiene el propio Ministerio de Energía.

Las dudas que planteamos al ministerio las tenemos porque vivimos la situación en carne propia todos los días.

En este sentido, quiero señalarles a sus señorías que la hidroeléctrica Tinguiririca Energía llegó hasta la Corte Suprema, y ganó. Puede construir un contra embalse. ¡Pero no hizo nada en dos años! ¡Hasta la fecha no ha hecho nada!

La Junta de Vigilancia del Río Tinguiririca es una organización que se constituyó conforme a lo dispuesto al Código de Aguas. ¿Cómo van a ir ellos ahí si la empresa no hace caso absolutamente de nada?

Hoy me dicen que tenemos que flexibilizar las exigencias del estudio de impacto ambiental. ¡No! Al contrario, yo creo que debemos hacerlos mucho más rigurosos y que el Estado tiene que tener la capacidad de fiscalizar el cumplimiento de lo que se pide.

Y qué decir de los caminos. ¿Saben, sus señorías, la cantidad de tractores, de maquinaria pesada que pasa por los sectores rurales para la construcción de centrales hidroeléctricas y las dificultades que ello les genera?

Asimismo, en lo que se refiere a los trabajadores, en esta materia el trato, las prácticas antisindicales son permanentes. Sin embargo, nada de eso se dice, porque lo que importa es la energía.

Todos queremos regular y ayudar en esto, pero con inteligencia, con la capacidad de mirar no solo ese pedacito, que es la energía, sino también el país, de forma integral.

En tal sentido, el bien común en la materia en debate no solo es entregar energía para la actividad productiva, que es lo que yo quiero, pero con otro tipo de…

La señora PASCAL, doña Denise (Vicepresidenta).-

Ha terminado su tiempo, señora diputada.

La señora SEPÚLVEDA (doña Alejandra).-

Señora Presidenta, solo quiero decirle que yo puedo tener las mismas dudas que muchos de los aquí presentes.

He dicho.

La señora PASCAL, doña Denise (Vicepresidenta).-

Tiene la palabra la diputada señorita Camila Vallejo .

La señorita VALLEJO (doña Camila) .-

Señora Presidenta, a grandes rasgos, quiero valorar lo manifestado por la diputada Alejandra Sepúlveda al inicio de su intervención: que podamos discutir y tratar de normar la generación de energía en nuestro país más allá de lo realizado en tal sentido hasta el momento. Sin embargo, debo señalar que tengo grandes reparos sobre el proyecto de ley en debate, en particular respecto del texto despachado por la Comisión de Hacienda.

Lamento que este proyecto -en cierta forma, ello es algo sintomático no fuera analizado por la Comisión de Medio Ambiente y Recursos Naturales. Pero, a pesar de eso, algunos miembros de la Comisión de Minería y Energía intentaron introducir una perspectiva medioambiental en la materia durante el estudio de la iniciativa, lo que se tradujo en indicaciones que apuntaban a una visión sistémica y holística acerca del impacto de los proyectos de generación eléctrica para la transmisión de esta energía a nivel nacional.

Solo quiero contar a sus señorías que en la Comisión de Medio Ambiente hemos escuchado varias exposiciones de comunidades -entre otras, las del valle Colbún , del sector Rincón de Patagua afectadas por distintos proyectos energéticos, particularmente por la instalación de torres de alta tensión cerca de ellas. En tales presentaciones los representantes de dichas comunidades nos mostraron el impacto que genera a diario la radiación electromagnética no solo en el medio ambiente, sino también en la salud de los vecinos.

A ese respecto, cabe señalar que en materia de salud no hay estudios concluyentes sobre los efectos que genera en las personas la exposición permanente a la radiación electromagnética. De hecho, existen posiciones contrapuestas sobre el impacto real que dicha exposición tiene en la salud de la población afectada. Sin embargo, las referidas comunidades hoy viven en carne propia el aumento de intensos dolores de cabeza, de cáncer, de Alzheimer y de fallecimientos recurrentes en los últimos cinco años. Ello llamó la atención de la Comisión de Medio Ambiente, al menos, en un sentido preventivo.

En la Comisión de Minería se aprobaron indicaciones que apuntaban a establecer una evaluación ambiental estratégica no solo para la franja, sino también para la definición de polo de desarrollo. Nos pareció que ello constituía un resguardo desde la perspectiva de evitar el impacto en el medio ambiente y, sobre todo, en la salud de las personas, para impedir que se afecte a las población cercana a las zonas que se determinen como polos de desarrollo.

Es lamentable que el Ministerio de Energía no haya sido capaz de evitar que la Comisión de Hacienda rechazara esas indicaciones que apuntaban a resguardar la salud y el medio ambiente en las comunidades que serían afectadas en la definición de tales territorios. Pero más preocupante aún es que no se haya impedido este retroceso tremendo en la definición de polos de desarrollo: la rebaja de 70 a 20 por ciento de la participación de energías renovables no convencionales en la producción de energía eléctrica.

Estamos hablando de que el 80 por ciento de la generación de ese tipo de energía podrá provenir de energías renovables convencionales y solo el 20 por ciento de energías renovables no convencionales.

¿Qué quiere decir eso políticamente? Se lo consulto, por intermedio de la señora Presidenta, al ministro. Estamos dando preponderancia a las energías renovables convencionales y no a las energías renovables no convencionales, que es lo que el programa de gobierno señala como camino en esta materia.

Ello me preocupa, además, porque los casos de colusión que hemos conocido muestran nuestra imposibilidad legal para aplicar penas claras que castiguen esa conducta, y también por los problemas de concentración que afectan a nuestros mercados, por lo cual podríamos estar permitiendo que se reduzcan al mínimo las posibilidades de diversificación de la matriz energética a base de energía renovable no convencional, como la energía solar, la energía eólica u otras. Ese espacio permite que se perpetúe la concentración de los mercados en materia de fuentes energéticas en nuestro país.

Señora Presidenta, el proyecto en debate podría hacerle bien al país, pero, tal como ha salido de su tramitación en comisiones, no le hará nada de bien.

Hay mucha desconfianza en las comunidades, pero no solo por la forma en que el Parlamento y la institucionalidad política han actuado en este último año, sino por la forma como viene actuado desde hace décadas y por el impacto que eso ha tenido en los territorios. Lo hemos visto en el caso de las zonas de sacrificio, no solo por malas decisiones y por privilegiar el negocio de los privados, sino también por la ausencia de resguardo de nuestra institucionalidad medioambiental por parte del Estado, que más bien ha obrado para favorecer a los privados, a los proyectos mineros, a los proyectos energéticos, por sobre su misión de resguardar la salud de las personas y el medio ambiente.

Así como está por salir este proyecto, más que crear polos de desarrollo para la sustentabilidad del país, ayudará a crear más polos de sacrificio.

Por lo expuesto, anuncio que rechazaré las indicaciones aprobadas por la Comisión Hacienda.

He dicho.

La señora PASCAL, doña Denise (Vicepresidenta).-

Tiene la palabra el diputado señor Marcos Espinosa .

El señor ESPINOSA (don Marcos).-

Señora Presidenta, por su intermedio saludo al ministro de Energía, señor Máximo Pacheco , y al secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor Andrés Romero .

Sin lugar a dudas, los componentes que conforman el sistema eléctrico de nuestro país deben ser robustecidos. No debemos preocuparnos solo de la generación eléctrica, sino también de la transmisión. Si lo que queremos es vigorizar la transmisión, es necesario pensar en cómo inyectar energía al sistema, sobre todo la de los proyectos que forman parte de los programas de producción a base de energías renovables no convencionales.

La gran dificultad que tiene el desarrollo de ese tipo de energías, sobre todo en la zona norte del país -estamos hablando de energía solar y energía eólica es la falta de posibilidades para inyectar en el sistema eléctrico su producción, lo que trae asociado, como consecuencia, el encarecimiento del desarrollo y la implementación de ese tipo de proyectos.

Valoro especialmente el fortalecimiento que propone el proyecto al papel o rol que desempeña el Estado en esta materia, principalmente por la necesidad de contar con un gran sistema de transmisión troncal para dar más holgura a nuestras posibilidades de desarrollo a largo plazo, y solucionar la falta de coordinación y participación del Estado que se detecta en esta materia, a fin de revertir esa situación, dar más participación al ente fiscal en la conectividad energética y armonizar los objetivos económicos con la protección ambiental y social.

Asimismo, valoro que el proyecto busque facilitar la inversión privada en el sector eléctrico, para entregar un servicio de alta calidad y a precios menores que los que actualmente soporta el consumidor final, que somos los clientes regulados, quienes pagamos mes a mes la cuenta de la luz, pues de esa manera se socializa el sistema y se hace más cercano a la gente.

En cuanto al contenido del proyecto, destaco la implementación del estudio de franjas que llevará a cabo el Estado, el que se someterá a consulta ciudadana, evaluación ambiental estratégica y consulta indígena, según sea necesario.

También valoro la creación de los polos de desarrollo como zonas aptas para la generación de energía; el mejoramiento de la respuesta ante contingencias, mediante la creación de servicios complementarios; la transparencia en las operaciones para los consumidores en el pago de la transmisión, y la mayor calidad y seguridad en el servicio, para lograr, como objetivo final, un mejor y más competitivo mercado que permita bajar los precios al consumidor final, que es una de las principales dificultades al momento de enfrentar la posibilidad de contar con más actores en el mercado de la transmisión.

La creación de un coordinador del sistema más robusto e independiente, particularmente en lo referente al establecimiento y aplicación de sanciones y multas más altas para los casos en que existan malas prácticas por parte de las empresas distribuidoras o generadoras, es otro de los contenidos que valoro del proyecto.

No obstante lo dicho, es fundamental indicar que queda pendiente -espero que la Sala lo resuelva el conflicto entre la Comisión de Minería y Energía y la Comisión de Hacienda respecto de los polos de desarrollo, dado que, en mi opinión y en la del resto de los integrantes de la Comisión de Minería y Energía, esas zonas deberían cumplir más requisitos y estar sometidas a evaluación ambiental estratégica. Se trata de un materia altamente delicada y de gran cuidado, por lo que merece ser analizada y tratada en profundidad y con detalles, dadas las consecuencias negativas que podría generar el catalogar un determinado territorio como polo de desarrollo, sin mayores restricciones ni exigencias.

Por último, es preciso señalar que durante la tramitación del proyecto, en la Comisión de Minería y Energía hubo algunos desacuerdos con el Ejecutivo respecto a la regulación medioambiental, pero finalmente se alcanzó un acuerdo que se tradujo en tres puntos fundamentales: el establecimiento de evaluación ambiental estratégica para los polos de desarrollo; que los polos de desarrollo deberán incluir al menos 70 por ciento de energías renovables no convencionales, y que una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión, el Estado consolidará la propiedad y titularidad, tanto del trazado como de la infraestructura licitada.

Este proyecto aporta puntos muy positivos y significa un gran avance respecto de lo que tenemos en materia de transmisión eléctrica, por lo cual, como bancada del Partido Radical, vamos a apoyar la iniciativa del Ejecutivo en este primer trámite constitucional para permitir que siga luego su discusión y tramitación en la cámara revisora.

He dicho.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Está por concluir el tiempo del Orden del Día y el señor ministro de Energía ha solicitado hacer uso de la palabra.

Los diputados David Sandoval , Yasna Provoste , Luis Lemus , Pepe Auth , Ernesto Silva , Ricardo Rincón , Daniel Melo y Felipe Letelier , quienes estaban inscritos, pero no alcanzaron a intervenir, podrán insertar sus discursos.

Tiene la palabra el ministro de Energía, señor Máximo Pacheco .

El señor PACHECO, don Máximo (ministro de Energía).-

Señor Presidente, saludo por su intermedio a las señoras diputadas y a los señores diputados.

He seguido con especial atención la discusión de la Sala respecto de este proyecto, por lo que quiero ser lo más claro posible para referirme a lo que, en mi opinión, ha sido lo fundamental en el debate de la iniciativa.

En primer lugar, Chile no merece tener la energía eléctrica más cara de América Latina. Chile está sufriendo las alzas en las cuentas de la luz, pero este proyecto nos permitirá revertir esa situación y, como dice el proyecto de energía 20-50, pasar a ser uno de los tres países de la OCDE con el menor costo de energía eléctrica.

El proyecto también nos permitirá detener las alzas de las cuentas de la luz, que están subiendo por las insuficiencias del sistema de transmisión, ya que está colapsado en al menos siete lugares, por los cuales no puede seguir pasando la energía eléctrica necesaria, ya que no hay capacidad para ello. Ello se debe a que no hemos hecho las inversiones necesarias en ese sector, pero, por sobre todo, a que el Estado no ha hecho la pega.

Este sector no soporta que el Estado sea un espectador; este sector necesita al Estado planificando la transmisión.

El bien común existe y al que le corresponde representarlo es al Estado, aunque hasta ahora lo hemos visto ausente de esa tarea. A través de este proyecto de ley sobre transmisión le estamos devolviendo al Estado el rol que le corresponde.

El proyecto no solo devuelve al Estado el rol que debe tener, no solo significa más Estado en la transmisión: también permite más competencia.

La gran barrera de entrada que hay en Chile para las centrales eléctricas de tamaño pequeño y mediano es la falta de competencia y la inexistencia de líneas de transmisión. Cuando no hay líneas de transmisión abiertas a nuevos actores, no hay competencia.

En tercer lugar, quiero hacerme cargo de una preocupación que he escuchado reiteradamente en la Sala.

El proyecto permitirá que exista más energía renovable no convencional, que Chile tenga menos concentración de la propiedad y que se utilicen nuevas tecnologías basadas en el agua, en el viento, en el sol, en la biomasa y en la geotermia, las que jugarán un rol más importante en nuestra matriz energética.

Aquí tengo el documento elaborado por un comité consultivo transversal de 27 personas, de todos los mundos. La meta que se pone es que de aquí al 2050 el país tenga una matriz del 70 por ciento de energías renovables no convencionales. Eso está dicho acá. El 30 de diciembre la Presidenta de la República firmó un decreto mediante el cual le encargó al Ministerio de Energía que monitoree, conduzca y vaya ejecutando ese plan, que va a permitir que el país tenga más energías renovables no convencionales.

Si nosotros nos atenemos a la propuesta de que el 70 por ciento de los polos de desarrollo sea para energías renovables no convencionales, lo que estaremos haciendo es cerrar la puerta a las energías renovables no convencionales. Lo voy a explicar con un ejemplo.

Si tenemos una cuenca con 120 megawatts de potencial y se instalan dos centrales de 25 megawatts, minihidroeléctricas, hemos ocupado 50 megawatts de los 120 de esa cuenca. Pues bien, si otras centrales quieran ingresar para aprovechar esa cuenca, no lo podrán hacer, porque 50 megawatts representa el 58 por ciento de los 120 megawatts de la cuenca.

En consecuencia, si le ponemos el límite de 70 por ciento, el resto de las minihidroeléctricas quedan sin acceso a la línea de transmisión del polo de desarrollo.

Quiero ser categórico en un punto: el proyecto viabiliza las energías renovables no convencionales, las apoya y permite que se fortalezcan.

Hemos escuchado la propuesta de modificar del 20 por ciento al 30 por ciento la producción de electricidad mediante energías renovables no convencionales.

Creo que es justo decir que el Ministerio de Energía y el gobierno estamos en condiciones de tomar el compromiso de llevar esta propuesta al Senado, con el objeto de que allá se aumente ese porcentaje desde el 20 al 30 por ciento. De esa manera estamos recogiendo lo que aquí se nos ha planteado.

Quiero hacerme cargo de lo señalado por el diputado señor Carmona , quien dijo que considera que de alguna manera faltamos al respeto que se merece la discusión en el Parlamento, porque no tratamos este tema como es debido en la Comisión de Energía.

Quiero informar a los señores diputados y a las señoras diputadas que el artículo original del proyecto no establecía porcentaje alguno, pero en la Comisión de Minería y Energía se presentaron varias indicaciones. La primera, para agregar 70 por ciento; luego, dos tercios; posteriormente, de nuevo 70 por ciento, y finalmente, 20 por ciento.

Este tema se discutió en esa comisión, y quedó registrado en varias páginas de su informe. Lo propio hizo la Comisión de Hacienda.

También quiero señalar que el proyecto permite hacer algo que el país está pidiendo a gritos, cual es un ordenamiento territorial, para lo cual introduce la obligación del Estado de cuidar el medio ambiente cuando se realizan obras para la transmisión eléctrica.

Por eso hemos tomado el compromiso de que cada línea de transmisión que se haga en los polos de desarrollo debe ir acompañada con una evaluación ambiental estratégica, porque es lo que necesitamos como país para cuidar el medio ambiente.

Para concluir, debo señalar que el proyecto significa más Estado en la transmisión, más competencia, más energías renovables no convencionales, más cuidado del medio ambiente.

Es un proyecto que el gobierno está empujando con enorme energía, porque es parte de nuestra convicción de que el país no quiere más alzas en las cuentas de suministro eléctrico.

He dicho.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Cerrado el debate.

-Con posterioridad, la Sala se pronunció sobre este proyecto de ley en los siguientes términos:

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Corresponde votar en general el proyecto de ley, iniciado en mensaje, que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, con la salvedad del inciso quinto del artículo 95°, contenido en el número 4) del artículo 1°, por tratar materias propias de ley de quorum calificado.

El señor JIMÉNEZ.-

Señor Presidente, pido la palabra.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Tiene la palabra, su señoría.

El señor JIMÉNEZ.-

Señor Presidente, de acuerdo al artículo 5° B de la Ley Orgánica Constitucional del Congreso Nacional, y al artículo 7, letra h), del Código de Conductas Parlamentarias, me inhabilito para votar el proyecto.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Muy bien, señor diputado.

El señor BARROS.-

Señor Presidente, pido la palabra.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Tiene la palabra, su señoría.

El señor BARROS.-

Señor Presidente, de acuerdo al artículo 5° B de la Ley Orgánica Constitucional del Congreso Nacional, me inhabilito de la votación de la iniciativa.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Señor diputado, Secretaría tomará nota de ello.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 92 votos; por la negativa, 2 votos. Hubo 6 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Álvarez Vera, Jenny ; Álvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo ; Andrade Lara, Osvaldo ; Arriagada Macaya, Claudio ; Auth Stewart, Pepe ; Becker Alvear, Germán ; Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Browne Urrejola, Pedro ; Campos Jara, Cristián ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Cicardini Milla, Daniella ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; Cornejo González, Aldo ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Edwards Silva, José Manuel ; Espejo Yaksic, Sergio ; Espinosa Monardes, Marcos ; Espinoza Sandoval, Fidel ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fernández Allende, Maya ; Fuentes Castillo, Iván ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Gutiérrez Gálvez, Hugo ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hernando Pérez, Marcela ; Hoffmann Opazo , María José ; Jackson Drago, Giorgio ; Jaramillo Becker, Enrique ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Kast Rist, José Antonio ; Kast Sommerhoff, Felipe ; Kort Garriga, Issa ; Lavín León, Joaquín ; Lemus Aracena, Luis ; Lorenzini Basso, Pablo ; Macaya Danús, Javier ; Melero Abaroa, Patricio ; Melo Contreras, Daniel ; Meza Moncada, Fernando ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Monsalve Benavides, Manuel ; Morales Muñoz, Celso ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Arancibia, Daniel ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Núñez Urrutia , Paulina ; Ojeda Uribe, Sergio ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Pacheco Rivas, Clemira ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Arriagada, José ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Pilowsky Greene, Jaime ; Poblete Zapata, Roberto ; Provoste Campillay, Yasna ; Rincón González, Ricardo ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Sabag Villalobos, Jorge ; Sabat Fernández, Marcela ; Saffirio Espinoza, René ; Sandoval Plaza, David ; Santana Tirachini, Alejandro ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Silber Romo, Gabriel ; Silva Méndez, Ernesto ; Soto Ferrada, Leonardo ; Squella Ovalle, Arturo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Torres Jeldes, Víctor ; Trisotti Martínez, Renzo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto, Osvaldo ; Vallespín López, Patricio ; Venegas Cárdenas, Mario ; Verdugo Soto, Germán ; Walker Prieto, Matías ; Ward Edwards, Felipe .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Boric Font, Gabriel ; Chahin Valenzuela, Fuad .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Mirosevic Verdugo, Vlado ; Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Rivas Sánchez, Gaspar ; Urízar Muñoz, Christian ; Vallejo Dowling , Camila .

-Se inhabilitaron los diputados señores:

Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes, Tucapel ;

El señor LETELIER.-

Señor Presidente, solicito que considere mi voto a favor.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Quedará constancia en el acta, señor diputado.

Corresponde votar en general el inciso quinto del artículo 95°, contenido en el número 4) del artículo 1° del proyecto, para cuya aprobación se requiere el voto favorable de 60 señoras diputadas y señores diputados.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 94 votos; por la negativa, 2 votos. Hubo 3 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Álvarez Vera, Jenny ; Álvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo ; Andrade Lara, Osvaldo ; Arriagada Macaya, Claudio ; Auth Stewart, Pepe ; Becker Alvear, Germán ; Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Browne Urrejola, Pedro ; Campos Jara, Cristián ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Cicardini Milla, Daniella ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; Cornejo González, Aldo ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Edwards Silva, José Manuel ; Espejo Yaksic, Sergio ; Espinosa Monardes, Marcos ; Espinoza Sandoval, Fidel ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fernández Allende, Maya ; Fuentes Castillo, Iván ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Gutiérrez Gálvez, Hugo ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hernando Pérez, Marcela ; Hoffmann Opazo , María José ; Jackson Drago, Giorgio ; Jaramillo Becker, Enrique ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Kast Rist, José Antonio ; Kast Sommerhoff, Felipe ; Kort Garriga, Issa ; Lavín León, Joaquín ; Lemus Aracena, Luis ; Lorenzini Basso, Pablo ; Macaya Danús, Javier ; Melero Abaroa, Patricio ; Melo Contreras, Daniel ; Meza Moncada, Fernando ; Mirosevic Verdugo, Vlado ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Monsalve Benavides, Manuel ; Morales Muñoz, Celso ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Arancibia, Daniel ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Núñez Urrutia , Paulina ; Ojeda Uribe, Sergio ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Pacheco Rivas, Clemira ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Arriagada, José ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Pilowsky Greene, Jaime ; Poblete Zapata, Roberto ; Provoste Campillay, Yasna ; Rincón González, Ricardo ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Sabag Villalobos, Jorge ; Sabat Fernández, Marcela ; Saffirio Espinoza, René ; Sandoval Plaza, David ; Santana Tirachini, Alejandro ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Silber Romo, Gabriel ; Silva Méndez, Ernesto ; Soto Ferrada, Leonardo ; Squella Ovalle, Arturo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Torres Jeldes, Víctor ; Trisotti Martínez, Renzo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto, Osvaldo ; Vallejo Dowling, Camila ; Vallespín López, Patricio ; Venegas Cárdenas, Mario ; Verdugo Soto, Germán ; Walker Prieto, Matías ; Ward Edwards, Felipe .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Boric Font, Gabriel ; Chahin Valenzuela, Fuad .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Urízar Muñoz, Christian .

-Se inhabilitaron los diputados señores:

Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes , Tucapel .

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Corresponde votar en particular el texto de la Comisión de Minería y Energía, con la salvedad de los artículos 85° y 97°, contenidos en el número 4) del artículo 1°, por haber sido objeto de modificaciones por la Comisión de Hacienda y haberse pedido votación separada; de los artículos 93°, 94° y 99°, contenidos en el número 4) del artículo 1°, y del artículo 212°-7, contenido en el número 32) del artículo 1°, por haberse solicitado su votación separada, y del inciso quinto del artículo 95°, contenido en el número 4) del artículo 1° del proyecto, por tratar materias propias de ley de quorum calificado.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 89 votos; por la negativa, 6 votos. Hubo 5 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Álvarez Vera, Jenny ; Álvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo ; Andrade Lara, Osvaldo ; Arriagada Macaya, Claudio ; Auth Stewart, Pepe ; Becker Alvear, Germán ; Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Boric Font, Gabriel ; Browne Urrejola, Pedro ; Campos Jara, Cristián ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Cicardini Milla, Daniella ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Edwards Silva, José Manuel ; Espejo Yaksic, Sergio ; Espinosa Monardes, Marcos ; Espinoza Sandoval, Fidel ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fernández Allende, Maya ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Gutiérrez Gálvez, Hugo ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hernando Pérez, Marcela ; Hoffmann Opazo , María José ; Jackson Drago, Giorgio ; Jaramillo Becker, Enrique ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Kast Rist, José Antonio ; Kast Sommerhoff, Felipe ; Kort Garriga, Issa ; Lavín León, Joaquín ; Lemus Aracena, Luis ; Letelier Norambuena, Felipe ; Lorenzini Basso, Pablo ; Macaya Danús, Javier ; Melero Abaroa, Patricio ; Melo Contreras, Daniel ; Meza Moncada, Fernando ; Mirosevic Verdugo, Vlado ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Monsalve Benavides, Manuel ; Morales Muñoz, Celso ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Arancibia, Daniel ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Núñez Urrutia , Paulina ; Ojeda Uribe, Sergio ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Pacheco Rivas, Clemira ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Arriagada, José ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Pilowsky Greene, Jaime ; Poblete Zapata, Roberto ; Rincón González, Ricardo ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Sabag Villalobos, Jorge ; Sabat Fernández, Marcela ; Santana Tirachini, Alejandro ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Silber Romo, Gabriel ; Silva Méndez, Ernesto ; Soto Ferrada, Leonardo ; Squella Ovalle, Arturo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Trisotti Martínez, Renzo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto, Osvaldo ; Vallespín López, Patricio ; Venegas Cárdenas, Mario ; Verdugo Soto, Germán ; Walker Prieto, Matías ; Ward Edwards, Felipe .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Chahin Valenzuela, Fuad ; Fuentes Castillo, Iván ; Provoste Campillay, Yasna ; Rivas Sánchez, Gaspar ; Saffirio Espinoza, René ; Urízar Muñoz, Christian .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Sandoval Plaza, David ; Torres Jeldes, Víctor ; Vallejo Dowling, Camila .

-Se inhabilitaron los diputados señores:

Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes , Tucapel .

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Corresponde votar en particular el inciso segundo del artículo 85°, contenido en el número 4) del artículo 1° del proyecto, con las modificación propuesta por la Comisión de Hacienda, cuya votación separada ha sido solicitada.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 56 votos; por la negativa, 39 votos. Hubo 5 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Álvarez Vera, Jenny ; Álvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo ; Andrade Lara, Osvaldo ; Auth Stewart, Pepe ; Becker Alvear, Germán ; Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Browne Urrejola, Pedro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Edwards Silva, José Manuel ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hoffmann Opazo , María José ; Jaramillo Becker, Enrique ; Kast Rist, José Antonio ; Kast Sommerhoff, Felipe ; Lavín León, Joaquín ; Lorenzini Basso, Pablo ; Macaya Danús, Javier ; Melero Abaroa , Patricio ; Monckeberg Bruner, Cristián ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Monsalve Benavides, Manuel ; Morales Muñoz, Celso ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Núñez Urrutia , Paulina ; Ojeda Uribe, Sergio ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Arriagada, José ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Sabag Villalobos, Jorge ; Sabat Fernández, Marcela ; Santana Tirachini, Alejandro ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Silva Méndez, Ernesto ; Squella Ovalle, Arturo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Trisotti Martínez, Renzo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto, Osvaldo ; Venegas Cárdenas, Mario ; Verdugo Soto, Germán ; Walker Prieto, Matías ; Ward Edwards, Felipe .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Arriagada Macaya, Claudio ; Boric Font, Gabriel ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Chahin Valenzuela, Fuad ; Cicardini Milla, Daniella ; Cornejo González, Aldo ; Espejo Yaksic, Sergio ; Espinosa Monardes, Marcos ; Espinoza Sandoval, Fidel ; Fernández Allende, Maya ; Fuentes Castillo, Iván ; Gutiérrez Gálvez, Hugo ; Hernando Pérez, Marcela ; Jackson Drago, Giorgio ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Lemus Aracena, Luis ; Melo Contreras, Daniel ; Meza Moncada, Fernando ; Mirosevic Verdugo, Vlado ; Núñez Arancibia, Daniel ; Pacheco Rivas, Clemira ; Poblete Zapata, Roberto ; Provoste Campillay, Yasna ; Rincón González, Ricardo ; Rivas Sánchez , Gaspar ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Saffirio Espinoza, René ; Sandoval Plaza, David ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Silber Romo, Gabriel ; Soto Ferrada, Leonardo ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Urízar Muñoz, Christian ; Vallejo Dowling, Camila ; Vallespín López , Patricio .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Campos Jara, Cristián ; Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Pilowsky Greene, Jaime ; Torres Jeldes, Víctor .

-Se inhabilitaron los diputados señores:

Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes , Tucapel .

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Corresponde votar en particular el inciso final del artículo 85°, contenido en el número 4) del artículo 1° del proyecto, con la modificación propuesta por la Comisión de Hacienda, cuya votación separada ha sido solicitada.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 60 votos; por la negativa, 33 votos. Hubo 5 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Álvarez Vera, Jenny ; Álvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo ; Andrade Lara, Osvaldo ; Auth Stewart, Pepe ; Becker Alvear, Germán ; Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Browne Urrejola, Pedro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Edwards Silva, José Manuel ; Espejo Yaksic, Sergio ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hoffmann Opazo , María José ; Kast Rist, José Antonio ; Kast Sommerhoff, Felipe ; Kort Garriga, Issa ; Lavín León, Joaquín ; Lorenzini Basso, Pablo ; Macaya Danús, Javier ; Melero Abaroa, Patricio ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Monsalve Benavides, Manuel ; Morales Muñoz, Celso ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Núñez Urrutia, Paulina ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Pilowsky Greene, Jaime ; Rincón González, Ricardo ; Sabag Villalobos, Jorge ; Sabat Fernández, Marcela ; Santana Tirachini, Alejandro ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Silber Romo, Gabriel ; Silva Méndez, Ernesto ; Squella Ovalle, Arturo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Trisotti Martínez, Renzo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto, Osvaldo ; Vallespín López, Patricio ; Venegas Cárdenas, Mario ; Verdugo Soto, Germán ; Walker Prieto, Matías ; Ward Edwards, Felipe .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Arriagada Macaya, Claudio ; Boric Font, Gabriel ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Chahin Valenzuela, Fuad ; Cicardini Milla, Daniella ; Cornejo González, Aldo ; Espinosa Monardes, Marcos ; Fernández Allende, Maya ; Fuentes Castillo, Iván ; Gutiérrez Gálvez, Hugo ; Hernando Pérez, Marcela ; Jackson Drago, Giorgio ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Lemus Aracena, Luis ; Melo Contreras, Daniel ; Meza Moncada, Fernando ; Mirosevic Verdugo, Vlado ; Núñez Arancibia, Daniel ; Ojeda Uribe, Sergio ; Pacheco Rivas, Clemira ; Pérez Arriagada, José ; Poblete Zapata, Roberto ; Provoste Campillay, Yasna ; Rivas Sánchez , Gaspar ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Saffirio Espinoza, René ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Soto Ferrada, Leonardo ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Urízar Muñoz, Christian ; Vallejo Dowling , Camila .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Campos Jara, Cristián ; Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Sandoval Plaza, David ; Torres Jeldes, Víctor .

-Se inhabilitaron los diputados señores:

Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes , Tucapel .

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Corresponde votar en particular el artículo 93°, contenido en el número 4) del artículo 1° del proyecto.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 77 votos; por la negativa, 9 votos. Hubo 7 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Álvarez Vera, Jenny ; Álvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo ; Andrade Lara, Osvaldo ; Arriagada Macaya, Claudio ; Auth Stewart, Pepe ; Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Cicardini Milla, Daniella ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; Cornejo González, Aldo ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Espejo Yaksic, Sergio ; Espinosa Monardes, Marcos ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fernández Allende, Maya ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hernando Pérez, Marcela ; Hoffmann Opazo , María José ; Jaramillo Becker, Enrique ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Kast Rist, José Antonio ; Kort Garriga, Issa ; Lavín León, Joaquín ; Lemus Aracena, Luis ; Lorenzini Basso, Pablo ; Macaya Danús, Javier ; Melero Abaroa, Patricio ; Meza Moncada, Fernando ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Monsalve Benavides, Manuel ; Morales Muñoz, Celso ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Núñez Urrutia , Paulina ; Ojeda Uribe, Sergio ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Pacheco Rivas, Clemira ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Arriagada, José ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Pilowsky Greene, Jaime ; Poblete Zapata, Roberto ; Rincón González, Ricardo ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Sabag Villalobos, Jorge ; Sabat Fernández, Marcela ; Santana Tirachini, Alejandro ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Silber Romo, Gabriel ; Silva Méndez, Ernesto ; Soto Ferrada, Leonardo ; Squella Ovalle, Arturo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Trisotti Martínez, Renzo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto, Osvaldo ; Vallespín López, Patricio ; Venegas Cárdenas, Mario ; Verdugo Soto, Germán ; Walker Prieto, Matías ; Ward Edwards, Felipe .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Boric Font, Gabriel ; Chahin Valenzuela, Fuad ; Fuentes Castillo, Iván ; Gutiérrez Gálvez, Hugo ; Jackson Drago, Giorgio ; Provoste Campillay, Yasna ; Rivas Sánchez, Gaspar ; Saffirio Espinoza, René ; Urízar Muñoz, Christian .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Campos Jara, Cristián ; Mirosevic Verdugo , Vlado ; Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Sandoval Plaza, David ; Torres Jeldes, Víctor ; Vallejo Dowling, Camila .

-Se inhabilitaron los diputados señores:

Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes , Tucapel .

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Corresponde votar el artículo N° 94°, contenido en el número 4) del artículo primero del proyecto, cuya votación separada ha sido solicitada.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 87 votos; por la negativa, 5 votos. Hubo 8 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Álvarez Vera, Jenny ; Álvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo ; Andrade Lara, Osvaldo ; Arriagada Macaya, Claudio ; Auth Stewart, Pepe ; Becker Alvear, Germán ; Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Browne Urrejola, Pedro ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Cicardini Milla, Daniella ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; Cornejo González, Aldo ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Edwards Silva, José Manuel ; Espejo Yaksic, Sergio ; Espinosa Monardes, Marcos ; Espinoza Sandoval, Fidel ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fernández Allende, Maya ; Fuentes Castillo, Iván ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Gutiérrez Gálvez, Hugo ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hernando Pérez, Marcela ; Hoffmann Opazo , María José ; Jaramillo Becker, Enrique ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Kast Rist, José Antonio ; Kast Sommerhoff, Felipe ; Kort Garriga, Issa ; Lavín León, Joaquín ; Lemus Aracena, Luis ; Lorenzini Basso, Pablo ; Macaya Danús, Javier ; Melero Abaroa, Patricio ; Melo Contreras, Daniel ; Meza Moncada, Fernando ; Monckeberg Bruner, Cristián ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Monsalve Benavides, Manuel ; Morales Muñoz, Celso ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Arancibia, Daniel ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Núñez Urrutia , Paulina ; Ojeda Uribe, Sergio ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Pacheco Rivas, Clemira ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Arriagada, José ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Pilowsky Greene, Jaime ; Poblete Zapata, Roberto ; Rincón González, Ricardo ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Sabag Villalobos, Jorge ; Sabat Fernández, Marcela ; Saffirio Espinoza, René ; Sandoval Plaza, David ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Silber Romo, Gabriel ; Silva Méndez, Ernesto ; Soto Ferrada, Leonardo ; Squella Ovalle, Arturo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Trisotti Martínez, Renzo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto, Osvaldo ; Vallespín López, Patricio ; Venegas Cárdenas, Mario ; Verdugo Soto, Germán ; Walker Prieto, Matías ; Ward Edwards, Felipe .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Boric Font, Gabriel ; Chahin Valenzuela, Fuad ; Jackson Drago, Giorgio ; Provoste Campillay, Yasna ; Rivas Sánchez , Gaspar .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Campos Jara, Cristián ; Mirosevic Verdugo , Vlado ; Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Torres Jeldes, Víctor ; Urízar Muñoz, Christian ; Vallejo Dowling , Camila .

-Se inhabilitaron los diputados señores: Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes , Tucapel .

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Corresponde votar el inciso quinto del artículo N° 95°, contenido en el número 4) del artículo primero del proyecto, para cuya aprobación se requiere el voto favorable de 60 señoras diputadas y señores diputados en ejercicio.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 84 votos; por la negativa, 3 votos. Hubo 9 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Álvarez Vera, Jenny ; Álvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo ; Andrade Lara, Osvaldo ; Arriagada Macaya, Claudio ; Auth Stewart, Pepe ; Becker Alvear, Germán ; Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Browne Urrejola, Pedro ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Cicardini Milla, Daniella ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; Cornejo González, Aldo ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Espejo Yaksic, Sergio ; Espinosa Monardes, Marcos ; Espinoza Sandoval, Fidel ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fernández Allende, Maya ; Fuentes Castillo, Iván ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hernando Pérez, Marcela ; Hoffmann Opazo , María José ; Jaramillo Becker, Enrique ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Kast Rist, José Antonio ; Kast Sommerhoff, Felipe ; Kort Garriga, Issa ; Lavín León, Joaquín ; Lemus Aracena, Luis ; Lorenzini Basso, Pablo ; Macaya Danús, Javier ; Melero Abaroa, Patricio ; Meza Moncada, Fernando ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Monsalve Benavides, Manuel ; Morales Muñoz, Celso ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Arancibia, Daniel ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Núñez Urrutia , Paulina ; Ojeda Uribe, Sergio ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Pacheco Rivas, Clemira ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Arriagada, José ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Pilowsky Greene, Jaime ; Poblete Zapata, Roberto ; Provoste Campillay, Yasna ; Rincón González, Ricardo ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Sabag Villalobos, Jorge ; Sabat Fernández, Marcela ; Saffirio Espinoza, René ; Santana Tirachini, Alejandro ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Silber Romo, Gabriel ; Silva Méndez, Ernesto ; Soto Ferrada, Leonardo ; Squella Ovalle, Arturo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Trisotti Martínez, Renzo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto, Osvaldo ; Vallespín López, Patricio ; Venegas Cárdenas, Mario ; Verdugo Soto, Germán ; Walker Prieto, Matías ; Ward Edwards, Felipe .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Boric Font, Gabriel ; Chahin Valenzuela, Fuad ; Rivas Sánchez , Gaspar .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Campos Jara, Cristián ; Mirosevic Verdugo , Vlado ; Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Sandoval Plaza, David ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Torres Jeldes, Víctor ; Urízar Muñoz, Christian ; Vallejo Dowling , Camila .

-Se inhabilitaron los diputados señores:

Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes, Tucapel ;

El señor MELO.-

Señor Presidente, solicito que se agregue mi abstención.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Se dejará constancia en el acta, señor diputado.

Corresponde votar el artículo N° 97°, contenido en el número 4) del artículo primero del proyecto, con la modificación propuesta por la Comisión de Hacienda, cuya votación separada ha sido solicitada.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 63 votos; por la negativa, 30 votos. Hubo 5 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Álvarez Vera, Jenny ; Álvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo ; Andrade Lara, Osvaldo ; Auth Stewart, Pepe ; Becker Alvear, Germán ; Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Browne Urrejola, Pedro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; Cornejo González, Aldo ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Edwards Silva, José Manuel ; Espejo Yaksic, Sergio ; Espinoza Sandoval, Fidel ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hoffmann Opazo , María José ; Jaramillo Becker, Enrique ; Kast Rist, José Antonio ; Kast Sommerhoff, Felipe ; Kort Garriga, Issa ; Lavín León, Joaquín ; Lorenzini Basso, Pablo ; Macaya Danús, Javier ; Melero Abaroa, Patricio ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Monsalve Benavides, Manuel ; Morales Muñoz, Celso ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Núñez Urrutia, Paulina ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Pilowsky Greene, Jaime ; Rincón González, Ricardo ; Sabag Villalobos, Jorge ; Sabat Fernández, Marcela ; Sandoval Plaza, David ; Santana Tirachini, Alejandro ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Silber Romo, Gabriel ; Silva Méndez, Ernesto ; Squella Ovalle, Arturo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Trisotti Martínez, Renzo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto, Osvaldo ; Venegas Cárdenas, Mario ; Verdugo Soto, Germán ; Walker Prieto, Matías ; Ward Edwards, Felipe .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Boric Font, Gabriel ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Chahin Valenzuela, Fuad ; Cicardini Milla, Daniella ; Espinosa Monardes, Marcos ; Fernández Allende, Maya ; Fuentes Castillo, Iván ; Gutiérrez Gálvez, Hugo ; Hernando Pérez, Marcela ; Jackson Drago, Giorgio ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Lemus Aracena, Luis ; Melo Contreras, Daniel ; Meza Moncada, Fernando ; Mirosevic Verdugo, Vlado ; Núñez Arancibia, Daniel ; Pacheco Rivas, Clemira ; Pérez Arriagada, José ; Poblete Zapata, Roberto ; Provoste Campillay, Yasna ; Rivas Sánchez , Gaspar ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Saffirio Espinoza, René ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Soto Ferrada, Leonardo ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Urízar Muñoz, Christian ; Vallejo Dowling , Camila .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Campos Jara, Cristián ; Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Torres Jeldes, Víctor ; Vallespín López , Patricio .

-Se inhabilitaron los diputados señores:

Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes, Tucapel ;

El señor OJEDA.-

Señor Presidente, solicito que se agregue mi voto a favor.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Se dejará constancia en el acta, señor diputado.

Corresponde votar el artículo N° 99°, contenido en el número 4) del artículo primero del proyecto, cuya votación separada ha sido solicitada.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 84 votos; por la negativa, 4 votos. Hubo 10 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Álvarez Vera, Jenny ; Álvarez-Salamanca Ramírez , Pedro Pablo ; Andrade Lara, Osvaldo ; Arriagada Macaya, Claudio ; Auth Stewart, Pepe ; Becker Alvear, Germán ; Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Browne Urrejola, Pedro ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Cicardini Milla, Daniella ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; Cornejo González, Aldo ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Edwards Silva, José Manuel ; Espejo Yaksic, Sergio ; Espinosa Monardes, Marcos ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fernández Allende, Maya ; Fuentes Castillo, Iván ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hernando Pérez, Marcela ; Hoffmann Opazo , María José ; Jaramillo Becker, Enrique ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Kast Rist, José Antonio ; Kast Sommerhoff, Felipe ; Kort Garriga, Issa ; Lavín León, Joaquín ; Lemus Aracena, Luis ; Lorenzini Basso, Pablo ; Macaya Danús, Javier ; Melero Abaroa, Patricio ; Melo Contreras, Daniel ; Meza Moncada, Fernando ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Monsalve Benavides, Manuel ; Morales Muñoz, Celso ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Arancibia, Daniel ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Núñez Urrutia , Paulina ; Ojeda Uribe, Sergio ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Pacheco Rivas, Clemira ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Arriagada, José ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Pilowsky Greene, Jaime ; Poblete Zapata, Roberto ; Provoste Campillay, Yasna ; Rincón González, Ricardo ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Sabag Villalobos, Jorge ; Sabat Fernández, Marcela ; Saffirio Espinoza, René ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Silber Romo, Gabriel ; Silva Méndez, Ernesto ; Soto Ferrada, Leonardo ; Squella Ovalle, Arturo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Trisotti Martínez, Renzo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto, Osvaldo ; Vallespín López, Patricio ; Venegas Cárdenas, Mario ; Verdugo Soto, Germán ; Walker Prieto, Matías ; Ward Edwards, Felipe .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Boric Font, Gabriel ; Chahin Valenzuela, Fuad ; Jackson Drago, Giorgio ; Rivas Sánchez , Gaspar .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Campos Jara, Cristián ; Letelier Norambuena, Felipe ; Mirosevic Verdugo, Vlado ; Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Sandoval Plaza, David ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Torres Jeldes, Víctor ; Urízar Muñoz, Christian ; Vallejo Dowling , Camila .

-Se inhabilitaron los diputados señores:

Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes , Tucapel .

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Corresponde votar el artículo N° 212°-7, contenido en el número 32) del artículo primero del proyecto, cuya votación separada ha sido solicitada.

En votación.

-Efectuada la votación en forma económica, por el sistema electrónico, dio el siguiente resultado: por la afirmativa, 60 votos; por la negativa, 28 votos. Hubo 10 abstenciones y 2 inhabilitaciones.

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Aprobado.

-Votaron por la afirmativa los siguientes señores diputados:

Aguiló Melo, Sergio ; Alvarado Ramírez, Miguel Ángel ; Álvarez Vera, Jenny ; Andrade Lara, Osvaldo ; Arriagada Macaya, Claudio ; Auth Stewart, Pepe ; Becker Alvear, Germán ; Boric Font, Gabriel ; Browne Urrejola, Pedro ; Cariola Oliva, Karol ; Carmona Soto, Lautaro ; Castro González, Juan Luis ; Ceroni Fuentes, Guillermo ; Chávez Velásquez, Marcelo ; Cicardini Milla, Daniella ; Cornejo González, Aldo ; Espejo Yaksic, Sergio ; Espinosa Monardes, Marcos ; Espinoza Sandoval, Fidel ; Farcas Guendelman, Daniel ; Fernández Allende, Maya ; Fuentes Castillo, Iván ; Hernando Pérez, Marcela ; Jackson Drago, Giorgio ; Jaramillo Becker, Enrique ; Jarpa Wevar, Carlos Abel ; Kast Rist, José Antonio ; Kast Sommerhoff, Felipe ; Lavín León, Joaquín ; Lemus Aracena, Luis ; Letelier Norambuena, Felipe ; Lorenzini Basso, Pablo ; Melero Abaroa, Patricio ; Melo Contreras, Daniel ; Meza Moncada, Fernando ; Monsalve Benavides, Manuel ; Norambuena Farías, Iván ; Núñez Arancibia, Daniel ; Núñez Lozano, Marco Antonio ; Ojeda Uribe, Sergio ; Ortiz Novoa, José Miguel ; Pacheco Rivas, Clemira ; Pérez Arriagada, José ; Pilowsky Greene, Jaime ; Poblete Zapata, Roberto ; Provoste Campillay, Yasna ; Rincón González, Ricardo ; Robles Pantoja, Alberto ; Rocafull López, Luis ; Sabag Villalobos, Jorge ; Saffirio Espinoza, René ; Schilling Rodríguez, Marcelo ; Silber Romo, Gabriel ; Soto Ferrada, Leonardo ; Tarud Daccarett, Jorge ; Teillier Del Valle, Guillermo ; Tuma Zedan, Joaquín ; Vallespín López, Patricio ; Venegas Cárdenas, Mario ; Walker Prieto , Matías .

-Votaron por la negativa los siguientes señores diputados:

Bellolio Avaria, Jaime ; Berger Fett, Bernardo ; Chahin Valenzuela, Fuad ; Coloma Alamos, Juan Antonio ; De Mussy Hiriart, Felipe ; Edwards Silva, José Manuel ; Fuenzalida Figueroa, Gonzalo ; Gahona Salazar, Sergio ; García García, René Manuel ; Hasbún Selume, Gustavo ; Hoffmann Opazo , María José ; Kort Garriga, Issa ; Monckeberg Díaz, Nicolás ; Morales Muñoz, Celso ; Núñez Urrutia, Paulina ; Paulsen Kehr, Diego ; Pérez Lahsen, Leopoldo ; Rivas Sánchez, Gaspar ; Sabat Fernández, Marcela ; Santana Tirachini, Alejandro ; Silva Méndez, Ernesto ; Squella Ovalle, Arturo ; Turres Figueroa , Marisol ; Ulloa Aguillón, Jorge ; Urrutia Bonilla, Ignacio ; Urrutia Soto , Osvaldo ; Verdugo Soto, Germán ; Ward Edwards, Felipe .

-Se abstuvieron los diputados señores:

Campos Jara, Cristián ; Gutiérrez Gálvez, Hugo ; Mirosevic Verdugo, Vlado ; Molina Oliva, Andrea ; Pascal Allende, Denise ; Sandoval Plaza, David ; Sepúlveda Orbenes, Alejandra ; Torres Jeldes, Víctor ; Urízar Muñoz, Christian ; Vallejo Dowling , Camila .

-Se inhabilitaron los diputados señores:

Barros Montero, Ramón ; Jiménez Fuentes , Tucapel .

El señor NÚÑEZ, don Marco Antonio (Presidente).-

Despachado el proyecto.

VALPARAÍSO, 19 de enero de 2016

Oficio Nº12.317

A S.E. EL PRESIDENTE DEL H. SENADO

Con motivo del mensaje, informes y demás antecedentes que tengo a honra pasar a manos de V.E., la Cámara de Diputados ha tenido a bien prestar su aprobación al proyecto de ley que establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, correspondiente al boletín N°10240-08, del siguiente tenor:

PROYECTO DE LEY:

“Artículo 1°.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N°4/20.018, de 2006, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la ley General de Servicios Eléctricos:

1) Modifícase el artículo 7° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “troncal y de subtransmisión” por “nacional, zonal y para polos de desarrollo de generación”.

b) Reemplázase en el inciso cuarto la expresión “troncal” por “nacional” e incorpórese a continuación de la palabra “abiertas” la siguiente frase “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”.

c) Reemplázase en el inciso séptimo las expresiones “troncal” por “nacional”.

d) Elimínanse los incisos octavo y noveno.

2) Intercálase, a continuación del artículo 8°, el siguiente artículo 8° bis, nuevo:

“Artículo 8° bis.- Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote a cualquier título centrales generadoras interconectadas al sistema eléctrico y sujetas a coordinación del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante el Coordinador, deberá constituir sociedades de giro de generación eléctrica con domicilio en Chile.”.

3) Intercálase, a continuación del artículo 72°, el siguiente Título II BIS, nuevo:

“Título II BIS: De la Coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional

Artículo 72°-1.- Principios de la Coordinación de la Operación. La operación de las instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, deberá coordinarse con el fin de:

1.- Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico;

2.- Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico, y

3.- Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión, en conformidad a esta ley.

Esta coordinación deberá efectuarse a través del Coordinador, de acuerdo a las normas técnicas que determinen la Comisión, la presente ley y la reglamentación pertinente.

Adicionalmente, el Coordinador deberá realizar la programación de la operación de los sistemas medianos en que exista más de una empresa generadora, conforme a la ley, el reglamento y las normas técnicas. Dichas empresas deberán sujetarse a esta programación del Coordinador.

El Coordinador sólo podrá operar directamente las instalaciones sistémicas de control, comunicación y monitoreo necesarias para la coordinación del sistema eléctrico.

Artículo 72°-2.- Obligación de Sujetarse a la Coordinación del Coordinador. Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien opere, a cualquier título, centrales generadoras, sistemas de transporte, instalaciones de distribución e instalaciones de clientes libres y que se interconecten al sistema, en adelante “coordinado”, estará obligado a sujetarse a la coordinación del sistema que efectúe el Coordinador y a proporcionarle oportunamente toda la información que éste le solicite para el cumplimiento de sus funciones.

Asimismo, estarán sujetos a la coordinación de la operación del Coordinador los sistemas de almacenamiento de energía que se interconecten al sistema eléctrico. El reglamento definirá las normas de optimización y remuneración que le sean aplicables a esta clase de instalaciones.

También estarán sujetos a la coordinación los medios de generación que se conecten directamente a instalaciones de distribución, a que se refiere el inciso sexto del artículo 149° y que no cumplan con las condiciones y características indicadas en el artículo 149° bis, en adelante “pequeños medios de generación distribuida.

El Coordinador podrá auditar y verificar la información entregada por los coordinados.

La omisión del deber de información, sea que medie requerimiento de información o cuando proceda sin mediar aquél, así como la entrega de información falsa, incompleta o manifiestamente errónea, serán sancionadas por la Superintendencia.

Asimismo, corresponderá al Coordinador tomar todas las medidas tendientes a optimizar un mejor servicio, así como también velar por un adecuado funcionamiento de las instalaciones, para ello el Coordinador gestionará inspecciones al menos una vez al año para dar cumplimiento a los dispuesto en este inciso.

Artículo 72°-3.- Coordinación del Mercado Eléctrico. Asimismo, le corresponderá al Coordinador la coordinación y determinación de las transferencias económicas entre empresas sujetas a su coordinación, para lo que deberá calcular los costos marginales instantáneos del sistema, las transferencias resultantes de los balances económicos de energía, potencia, servicios complementarios, uso de los sistemas de transmisión, y todos aquellos pagos y demás obligaciones establecidas en la normativa vigente respecto del mercado eléctrico.

Artículo 72°-4.- Procedimientos Internos del Coordinador. Para su funcionamiento el Coordinador podrá definir procedimientos internos, los que estarán destinados a determinar las normas internas que rijan su actuar, las comunicaciones con las autoridades competentes, los coordinados y con el público en general, y/o las metodologías de trabajo y requerimientos de detalle que sean necesarios para el adecuado cumplimiento y ejecución de sus funciones y obligaciones, los que deberán ajustarse a las disposiciones de la ley, el reglamento, normas técnicas que dicte la Comisión y demás normativa vigente.

Artículo 72°-5.- Atribuciones del Coordinador relativas al Acceso Abierto. Para el cumplimiento del fin señalado en el N°3 del artículo 72-1, el Coordinador deberá autorizar la conexión a los sistemas de transmisión por parte de terceros y establecer los requisitos y exigencias a la que ésta deberá sujetarse, debiendo instruir las medidas necesarias para asegurarla dentro de los plazos definidos en la respectiva autorización.

Asimismo, el Coordinador deberá determinar fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados y autorizar el uso de dicha capacidad.

Artículo 72°-6.- Seguridad del Sistema Eléctrico. El Coordinador deberá exigir el cumplimiento de la normativa técnica, en particular de los estándares contenidos en ella y los requerimientos técnicos que éste instruya, incluyendo la provisión de los servicios complementarios a que hace referencia el artículo 72°-7, a toda instalación interconectada, o que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por toda instalación que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por su propietario, sean éstos empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, y que sean exigibles conforme a la normativa vigente, en términos de su aporte a la coordinación de la operación del sistema eléctrico.

El Coordinador, con el fin de preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico, deberá instruir la prestación obligatoria de los servicios complementarios definidos por la Comisión en conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-7 siguiente.

Artículo 72°-7.- Servicios Complementarios. Los coordinados deberán prestar al sistema eléctrico los servicios complementarios que dispongan, que permitan realizar la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1, conforme la normativa técnica que dicte la Comisión. En caso que sean insuficientes los recursos disponibles para la prestación de estos servicios, el Coordinador podrá instruir su implementación obligatoria a través de un proceso de licitación o instalación directa, de acuerdo a los requerimientos del sistema.

La Comisión definirá los servicios complementarios mediante resolución exenta, considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos y las características tecnológicas de éstos.

La valorización de los equipos necesarios para la prestación de estos servicios y los recursos técnicos requeridos en la operación del sistema eléctrico, podrán ser determinados mediante estudios de costos eficientes o como resultado de licitaciones, los que serán efectuados por el Coordinador mediante bases aprobadas por la Comisión. Los resultados de los estudios de costos señalados precedentemente podrán ser sometidos al dictamen del Panel dentro de los diez días siguientes a su comunicación.

Para estos efectos, anualmente el Coordinador presentará a la Comisión una propuesta de los servicios complementarios requeridos por el sistema eléctrico, señalando la vida útil de las instalaciones, según corresponda, y los que pueden ser valorizados a través de un proceso de licitación o a través de un estudio de costos. Dicha propuesta se desarrollará considerando un proceso público y participativo. Las etapas, plazos e hitos procedimentales necesarios para llevar a cabo el proceso de participación serán establecidas por el Coordinador.

La Comisión, considerando la propuesta señalada en el inciso anterior, definirá los servicios complementarios, su mecanismo de pago y remuneración, su vida útil cuando corresponda, y dependiendo de la naturaleza de los mismos y de las condiciones de mercado observadas, definirá los que serán valorizados a través de un proceso de licitación y aquellos que serán valorizados a través de un estudio de costos eficientes.

Las inversiones asociadas a nuevos equipos instruidos mediante instalación directa, serán remuneradas durante un período equivalente a su vida útil considerando la anualidad de éstas, considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118 y los costos de operación, mantenimiento y administración eficiente que determine la Comisión. Asimismo, aquellos equipos que se instruyan mediante licitación, recibirán una remuneración igual al valor de adjudicación de la oferta durante la vida útil.

La remuneración de la prestación de los servicios complementarios deberá ser compatible con lo señalado en el artículo 181º y evitar en todo momento el doble pago de servicios.

Artículo 72°-8.- Sistemas de Información Pública del Coordinador. El Coordinador deberá implementar sistemas de información pública que contengan las principales características técnicas y económicas de las instalaciones sujetas a coordinación. Dichos sistemas deberán contener, al menos, la siguiente información:

a) Características técnicas detalladas de todas las instalaciones de generación, transmisión y clientes libres sujetas a coordinación, tales como, eléctricas, constructivas y geográficas; y de instalaciones de distribución, según corresponda;

b) Antecedentes de la operación esperada del sistema, tales como costos marginales esperados, previsión de demanda, cotas y niveles de embalses, programas de operación y mantenimiento, stock de combustibles disponible para generación, entre otros;

c) Antecedentes relativos al nivel del cumplimiento de la normativa técnica de las instalaciones de los coordinados;

d) Antecedentes de la operación real del sistema, incluyendo las desviaciones respecto de la operación programada;

e) Información respecto a las transferencias económicas que debe determinar entre las empresas sujetas a coordinación, tales como costos marginales reales, demanda real por barra y retiro, antecedentes de cargo por uso de los sistemas de transmisión, de servicios complementarios, y en general de todos aquellos pagos que le corresponda calcular de acuerdo a la normativa vigente;

f) Información con las características principales respecto de los contratos de suministro vigentes entre empresas suministradoras y clientes, incluyendo al menos fecha de suscripción del contrato, plazos de vigencia, puntos y volúmenes de retiros acordados en los respectivos contratos, salvo aquellos aspectos de carácter comercial y económico contenido en los mismos;

g) Información respecto a estudios e informes que deba elaborar el Coordinador en cumplimiento de la normativa vigente, así como los resultados que de ellos emanen;

h) Los informes de las auditorías desarrolladas o solicitadas por el Coordinador, e

i) Toda aquella información que determine el Reglamento, la Norma Técnica, o le sea solicitada incorporar por el Ministerio de Energía, la Comisión o la Superintendencia.

Será de responsabilidad del Coordinador asegurar la completitud, calidad, exactitud y oportunidad de la información publicada en los respectivos sistemas de información.

Artículo 72°-9.- Monitoreo de la Competencia en el Sector Eléctrico. Con el objetivo de garantizar los principios de la coordinación del sistema eléctrico, establecidos en el artículo 72°-1, el Coordinador monitoreará permanentemente las condiciones de competencia existentes en el mercado eléctrico.

En caso de detectar indicios de actuaciones que podrían llegar a ser constitutivas de atentados contra la libre competencia, conforme las normas del Decreto con Fuerza de Ley N°1, del año 2004, del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, el Coordinador deberá ponerlas en conocimiento de la Fiscalía Nacional Económica o de las autoridades que corresponda.

Artículo 72°-10.- Monitoreo de la Cadena de Pagos. Le corresponderá, asimismo, al Coordinador adoptar las medidas pertinentes que tiendan a garantizar la continuidad en la cadena de pagos de las transferencias económicas sujetas a su coordinación, conforme a lo dispuesto en el reglamento. Asimismo, el Coordinador deberá informar en tiempo y forma a la Superintendencia cualquier conducta que ponga en riesgo la continuidad de dicha cadena.

Artículo 72°-11.- Coordinación de los Intercambios Internacionales de Energía. El Coordinador será responsable de la coordinación de la operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional, debiendo preservar la seguridad y calidad de servicio en el sistema eléctrico nacional, y asegurar la utilización óptima de los recursos energéticos del sistema en el territorio nacional. Para ello, deberá sujetarse a las disposiciones establecidas en el decreto supremo al que hace referencia el artículo 82°.

Artículo 72°-12.- Responsabilidad de los Coordinados. Los coordinados serán responsables individualmente por el cumplimiento de las obligaciones que emanen de la ley, el reglamento, las normas técnicas que dicte la Comisión y de los procedimientos, instrucciones y programaciones que el Coordinador establezca.

Artículo 72°-13.- Del Desempeño del Sistema de Eléctrico y de los niveles de Seguridad de Servicio. El Coordinador deberá elaborar reportes periódicos del desempeño del sistema eléctrico, con indicadores de corto, mediano y largo plazo, tales como, costo marginal, costo de suministro, niveles de congestión del sistema de transmisión, niveles óptimos de despacho, cantidad y duración de fallas, generación renovable no convencional, entre otros.

La elaboración de los reportes deberá ser al menos anual, iniciando en el mes de marzo de cada año. Tendrán el carácter de públicos y deberán ser comunicados a la Comisión y a la Superintendencia en un plazo de quince días, posterior a la conclusión de dicho reporte.

Artículo 72°-14.- Fiscalización de las funciones y obligaciones del Coordinador. Le corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimento de las funciones y obligaciones que la ley le asigna al Coordinador y a los consejeros de dicho organismo, pudiendo ordenarle las modificaciones y rectificaciones que correspondan y/o aplicar las sanciones que procedan.

Artículo 72°-15.- De la construcción, interconexión, puesta en servicio y operación de las Instalaciones Eléctricas. Las instalaciones de generación, las instalaciones de transmisión y las instalaciones de interconexión al sistema de clientes libres, deberán ser declaradas en construcción por la Comisión, a solicitud de cada interesado, a través del correspondiente acto administrativo. Esta declaración sólo se podrá otorgar a aquellas instalaciones que cuenten con los permisos, órdenes de compra y demás antecedentes que permitan acreditar fehacientemente la construcción de dichas instalaciones o los avances reales en la construcción, conforme lo determine el reglamento.

Toda unidad generadora, instalación de transmisión y de cliente libre deberá comunicar por escrito su fecha de interconexión al sistema, con una anticipación no inferior a seis meses, a la Comisión, a la Superintendencia y al Coordinador.

Las empresas propietarias de unidades generadoras, instalaciones de transmisión y los propietarios de instalaciones de clientes libres deberán cumplir cabalmente los plazos informados con el fin de preservar el cumplimiento de los objetivos establecidos en el artículo 72°-1. Todo atraso o prórroga en los mismos, deberá presentarse al Coordinador y deberá estar debidamente justificado por un informe de un consultor independiente contratado al efecto, el que podrá ser auditado por el Coordinador. No obstante, en casos calificados y previo informe de seguridad del Coordinador, la Comisión podrá eximir a una empresa del cumplimiento de este plazo.

Se entenderá por puesta en servicio al período que comprende la energización de las instalaciones, sus pruebas y hasta la certificación de cumplimiento por parte de éstas de la normativa técnica. La mencionada certificación será un requisito previo a la entrada en operación de las instalaciones.

Sólo podrán iniciar su puesta en servicio, aquellas instalaciones que hayan sido declaradas en construcción por la Comisión y que cuenten con la respectiva autorización por parte del Coordinador para energizar dichas instalaciones. La energización de toda instalación deberá ser comunicada a la Superintendencia, por lo menos con quince días de anticipación.

La operación de las instalaciones interconectadas al sistema eléctrico no comprende la etapa de puesta en servicio. Sin perjuicio de lo anterior, los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes interconecten instalaciones al sistema eléctrico que estén en etapa de puesta en servicio, deberán sujetarse a la coordinación del Coordinador y tendrán la calidad de coordinados.

Sólo podrán entrar en operación aquellas instalaciones solicitadas por sus propietarios y que cuenten con la certificación del cumplimiento normativo y la aprobación del Coordinador.

Sólo las instalaciones de generación que se encuentren en operación tendrán derecho a participar en las transferencias de potencia a que hace referencia el artículo 149°. Las inyecciones de energía en la etapa de puesta en servicio, se remunerarán por las normas generales de transferencia. Sin perjuicio de lo anterior, en esta etapa, dichas inyecciones no deberán ser consideradas para la determinación del costo marginal del Sistema, ni para la repartición de ingresos por capacidad.

Artículo 72°-16.- Retiro, modificación y desconexión de instalaciones. El retiro, modificación, desconexión, o el cese de operaciones sin que éste obedezca a fallas o a mantenimientos programados, de unidades del parque generador y de las instalaciones del sistema de transmisión, deberán comunicarse por escrito al Coordinador, a la Comisión y a la Superintendencia, con una antelación no inferior a veinticuatro meses en el caso de unidades generadoras y treinta y seis meses respecto de instalaciones de transmisión. Adicionalmente, tratándose de instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo, su retiro, modificación, desconexión, o el cese de operaciones sin que éste obedezca a fallas o a mantenimientos programados, deberá ser autorizado previamente por la Comisión, previo informe de seguridad del Coordinador. La Comisión en estos casos podrá negar el retiro o la desconexión o cese de operaciones basado en el carácter de servicio público de los servicios que sustentan dichas instalaciones.

No obstante, en casos calificados y previo informe de seguridad del Coordinador, la Comisión podrá eximir a una empresa del cumplimiento de los plazos señalados en el presente artículo. Asimismo, la Comisión podrá prorrogar hasta por doce meses los plazos establecidos en el inciso anterior en caso de determinar que el retiro, modificación, desconexión o cese de operaciones de una instalación del sistema puede generar riesgos para la seguridad del mismo, previo informe de seguridad del Coordinador.

Las infracciones a este artículo se sancionarán por la Superintendencia en conformidad a las disposiciones legales aplicables.

Artículo 72°-17.- Normas Técnicas para el funcionamiento de los sistemas eléctricos. La Comisión deberá analizar permanentemente los requerimientos normativos para el correcto funcionamiento del sector eléctrico, y fijará mediante resolución exenta, la normativa técnica que rija los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento de dicho sector. Para ello, anualmente, establecerá un plan de trabajo que permita proponer, facilitar y coordinar el desarrollo de éstas.

Estas normas serán establecidas considerando un procedimiento público y participativo, en el que deberán participar, al menos, el Coordinador y representantes de las empresas coordinadas.

La Comisión deberá mantener disponible permanentemente en su sitio web, para cualquier interesado, la normativa técnica vigente e informar sobre los procesos de cambios normativos en desarrollo.

El Coordinador, deberá comunicar a la Comisión cualquier elemento que permita perfeccionar, mejorar o completar la normativa técnica, pudiendo proponer modificaciones o nueva normativa según el caso.

Artículo 72°-18.- Compensaciones por Incumplimiento de los estándares normativos de disponibilidad. Sin perjuicio de las sanciones que corresponda, todo evento de indisponibilidad de suministro o de instalaciones que supere los estándares a los que hace referencia el artículo 72°-6, deberán ser informadas por el Coordinador a la Superintendencia para que ésta instruya a las concesionarias respectivas o al mismo Coordinador, el cálculo y abono de una compensación por evento en caso de indisponibilidad de suministro o de instalaciones, según corresponda.

Las compensaciones por incumplimiento de los estándares de indisponibilidad de suministro corresponderán a la energía no suministrada durante ese evento, valorizada al costo de falla de corta duración definido en la normativa técnica.

Los usuarios finales afectados por las indisponibilidades, serán compensados por su suministrador en la facturación más próxima. La compensación se hará sin perjuicio del o los actos administrativos de la Superintendencia que determinen la responsabilidad por la interrupción.

Dentro de los diez días siguientes de haber realizado el abono, y conforme a lo que se indique en el reglamento, los suministradores que han abonado deberán informar al Coordinador, entre otros datos, los montos y cantidad de usuarios compensados, para que éste, en ejercicio de sus facultades, proceda a requerir la contribución a quienes la Superintendencia individualice como responsables, a prorrata de dicha responsabilidad. Lo anterior, sin perjuicio de lo que se resuelva en las impugnaciones judiciales que se puedan interponer, ni de las acciones de repetición contra quienes finalmente resulten responsables, en cuyo caso y de existir diferencias, estas deberán ser reliquidadas por la misma entidad y pagadas por el o los responsables.

En el caso de compensaciones por incumplimiento de los estándares de indisponibilidad de instalaciones, éstas corresponderán a los sobrecostos incurridos por el sistema eléctrico. El reglamento deberá establecer la forma de cálculo de dicho sobrecosto como la determinación de los afectados por la respectiva indisponibilidad a quienes haya que compensar.

Las compensaciones abonadas que correspondan a indisponibilidades de instalaciones de transmisión nacional, zonal, de polos de desarrollo o dedicadas, utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios, serán descontadas del valor anual de la transmisión por tramo del período siguiente y hasta que el monto de dicha compensación sea cubierto.

Las compensaciones abonadas que correspondan a indisponibilidades de instalaciones de generación serán descontadas del pago anual de la potencia firme y hasta que el monto de dicha compensación sea cubierto.”.

Artículo 72-19.- Disposiciones Reglamentarias. Un reglamento regulará las materias necesarias para la debida y eficaz implementación de las disposiciones contenidas en el presente título.

4) Reemplázase el Título III por el siguiente:

“Título III: De los Sistemas de Transmisión Eléctrica

Capítulo I: Generalidades

Artículo 73°.- Definición de Sistema de Transmisión. El “sistema de transmisión o de transporte de electricidad” es el conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema eléctrico, y que no están destinadas a prestar el servicio público de distribución, cuya operación deberá coordinarse según lo dispone el artículo 72°-1 de esta ley.

En cada sistema de transmisión se distinguen líneas y subestaciones eléctricas de los siguientes segmentos: “sistema de transmisión nacional”, “sistema de transmisión para polos de desarrollo”, “sistema de transmisión zonal” y “sistema de transmisión dedicado”. Una vez determinados los límites de cada uno de estos sistemas de transmisión, se incluirán en él todas las instalaciones que sean necesarias para asegurar la continuidad de tal sistema.

Forman parte también del sistema de transmisión los sistemas de interconexión internacionales, los que se someterán a las normas especiales que se dicten al efecto.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la debida y eficaz implementación de las disposiciones contenidas en el presente título.

Artículo 74°.- Definición de Sistema de Transmisión Nacional. El sistema de transmisión nacional es aquel sistema que permite la conformación de un mercado eléctrico común, interconectando los demás segmentos de la transmisión, y estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que permiten el desarrollo de este mercado y posibilitan el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico, frente a diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la presente ley, los reglamentos y las normas técnicas.

Artículo 75°.- Definición de Sistema de Transmisión para Polos de Desarrollo. Los sistemas de transmisión para polos de desarrollo estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas, destinadas a transportar la energía eléctrica producida por medios de generación ubicados en un mismo polo de desarrollo, hacia el sistema de transmisión, haciendo un uso eficiente del territorio nacional.

Los polos de desarrollo serán determinados por el Ministerio de Energía en conformidad a lo dispuesto en el artículo 85°.

Artículo 76°.- Definición de Sistemas de Transmisión Dedicados. Los sistemas de transmisión dedicados estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están destinadas esencialmente para el suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios, o para permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico, sin perjuicio del uso por parte de clientes regulados de estos sistemas de transmisión dedicados.

El transporte por sistemas dedicados se regirá por lo previsto en los respectivos contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones, sin perjuicio de la regulación de precios para el pago del uso efectuado por parte de clientes regulados de este tipo de instalaciones.

Artículo 77°.- Definición de Sistema de Transmisión Zonal. Cada sistema de transmisión zonal estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están dispuestas esencialmente para el abastecimiento de clientes regulados, territorialmente identificables, sin perjuicio del uso por parte de clientes libres o medios de generación de estos sistemas de transmisión zonal.

Artículo 78°.- Definición de Sistema de Interconexión Internacional. Los sistemas de interconexión internacional estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas destinadas a transportar la energía eléctrica para efectos de posibilitar su exportación o importación, desde y hacia los sistemas eléctricos ubicados en el territorio nacional. Los términos y condiciones en que se efectuará dicho intercambio de energía se establecerán en el decreto supremo a que hace referencia el artículo 82° y demás normativa aplicable.

Artículo 79°.- Definición de Acceso Abierto. Las instalaciones de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión que corresponda de acuerdo con las normas de este Título.

Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión, con excepción del sistema dedicado, no podrán negar el acceso al servicio de transporte o transmisión a ningún interesado por motivos de capacidad técnica, sin perjuicio que, en virtud de las facultades que la ley o el reglamento le otorguen al Coordinador para la operación coordinada del sistema eléctrico, se limiten las inyecciones o retiros sin discriminar a los usuarios.

Los señalados propietarios de instalaciones de transmisión deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien lo solicite, sin discriminaciones de ninguna especie u origen, debiendo en su caso efectuar las ampliaciones, adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión.

El Coordinador aprobará la conexión a los sistemas de transmisión previa verificación que la solución de conexión propuesta permita cumplir con los criterios de operación óptima y acceso abierto del sistema respectivo. Asimismo, le corresponderá al Coordinador establecer los pagos, a partir de la aplicación de las tarifas que determine el Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, por concepto de costos de conexión, adecuaciones, obras adicionales o anexas o derechos de uso de dichas instalaciones, así como los requisitos técnicos y plazos para realizar dichas obras, conforme al procedimiento que determine el reglamento.

En todo caso, el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto deberá participar en el proceso de conexión, formulando las observaciones y sugerencias que estime pertinentes para procurar la operación segura del sistema. En la respectiva autorización de conexión, el Coordinador deberá pronunciarse aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas por el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto. Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de la autorización de conexión, el propietario podrá presentar una discrepancia ante el Panel, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de treinta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211.

Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión deberán dar las facilidades necesarias para que terceros ejecuten las obras que deban realizarse, accedan en tiempo y forma a subestaciones, patios, salas de control, y a todas aquellas instalaciones a las que se deba ingresar o hacer uso para materializar la nueva conexión.

Sin perjuicio de las atribuciones de los demás organismos contemplados en la ley, corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimiento de las condiciones de acceso abierto.

Artículo 80°.- Acceso Abierto en los Sistemas de Transmisión Dedicados. Los propietarios de las instalaciones de los sistemas dedicados no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión, sin perjuicio de la capacidad contratada o de los proyectos propios que se hayan contemplado al momento de diseñar la capacidad del sistema dedicado, conforme a las normas del presente artículo. Asimismo, dichos propietarios no podrán negar el acceso a empresas concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios. Cuando se tratare de instalaciones de sistemas dedicados existentes, el o los propietarios de éstas deberán informar al Coordinador el uso estimado de la capacidad excedente en proyectos propios, actualizando además la concreción de dichos proyectos.

El Coordinador determinará fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados, sin considerar las congestiones de transmisión debido a limitaciones de capacidad de otros tramos de transmisión. Para estos efectos, el propietario del sistema dedicado deberá poner en conocimiento del Coordinador los contratos de transporte existentes y los proyectos que impliquen el uso de la capacidad del sistema dedicado. Dichos contratos, deberán a lo menos constar por escritura pública, incluir las fechas de los compromisos y establecer las obligaciones y derechos de cada parte.

Para hacer uso de la capacidad técnica de transmisión disponible, el o los interesados deberán presentar al Coordinador junto con la solicitud de uso de dicha capacidad, una garantía a beneficio del propietario del sistema dedicado respectivo que caucione la seriedad de la solicitud, conforme a los plazos, órdenes de prelación, formatos, requisitos y procedimiento que determine el reglamento y la norma técnica respectiva. A contar del momento que el Coordinador aprueba la solicitud de acceso respectiva, la capacidad técnica de transmisión solicitada por el interesado no será considerada por el Coordinador como capacidad técnica de transmisión disponible.

La o las instalaciones del solicitante deberán haber sido declaradas en construcción de conformidad lo señalado en el artículo 72°-15, dentro del plazo señalado por el Coordinador en su respectiva autorización. Transcurrido dicho plazo sin que las instalaciones hayan sido declaradas en construcción caducará la referida aprobación.

El uso de la capacidad autorizada por el Coordinador será transitoria mientras no se concreten los proyectos señalados en el inciso primero o no se ejerzan los derechos de uso pactados contractualmente. Transcurridos quince años desde la fecha de la respectiva autorización, ésta se transformará en definitiva.

El uso de la capacidad de los sistemas dedicados deberá ajustarse a los estándares de seguridad y calidad de servicio con los que fue diseñado el respectivo sistema en base a la información de diseño entregada por el propietario, lo que deberá ser determinado por el Coordinador.

Los propietarios de instalaciones de transmisión dedicados deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien cuente con la autorización del Coordinador, debiendo en su caso posibilitar las adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión. Los costos de estas obras serán de cargo del solicitante, los que deberán reflejar precios de mercado en procesos abiertos y competitivos. En caso de existir discrepancias entre el solicitante y el propietario de las instalaciones dedicadas respecto a los costos de conexión y aspectos del proyecto, éstas podrán ser presentadas y resueltas por el Panel de Expertos.

El Reglamento establecerá los criterios y condiciones para determinar la capacidad técnica de transmisión disponible y el o los períodos de tiempo en que ésta exista.

Artículo 81°.- Presunción de Uso de los Sistemas de Transmisión. Toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema eléctrico con plantas de generación propias o contratadas, así como toda empresa eléctrica que efectúe retiros de energía y potencia desde el sistema eléctrico para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, hace uso de los sistemas de transmisión respectivos para todos los efectos legales.

Artículo 82°.- Intercambio Internacional de Energía. La exportación y la importación de energía eléctrica desde y hacia los sistemas eléctricos ubicados en territorio nacional, no se podrá efectuar sin previa autorización del Ministerio de Energía, la que deberá ser otorgada por decreto supremo, previo informe de la Superintendencia, de la Comisión y del Coordinador, según corresponda.

El decreto supremo deberá definir los aspectos regulatorios aplicables a la energía destinada al intercambio, establecer las condiciones generales de la operación, incluyendo al menos el plazo de duración y las condiciones específicas en que se autoriza la exportación o importación, tales como el modo de proceder a la exportación o importación de energía eléctrica, las condiciones bajo las que se puede suspender o interrumpir el intercambio de energía en caso de generar alguna amenaza o perturbación a la seguridad sistémica nacional, el régimen de acceso a dichas instalaciones, y las causales de caducidad por eventuales incumplimientos de las condiciones de autorización o por un cambio relevante en las circunstancias bajo las que se otorga el permiso.

Con todo, las condiciones de operación establecidas en el permiso de exportación o importación deberán asegurar la operación más económica del conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico y garantizar el cumplimiento de los estándares de seguridad y calidad del suministro eléctrico.

El reglamento establecerá los requisitos, plazos y procedimientos a los que se deberá sujetar la respectiva solicitud de exportación o importación de energía eléctrica.

Capítulo II: De la Planificación Energética y de la Transmisión

Artículo 83°.- Planificación Energética. Cada cinco años, el Ministerio de Energía deberá desarrollar un proceso de planificación energética de largo plazo, para los distintos escenarios energéticos de expansión de la generación y del consumo, en un horizonte de al menos treinta años.

El proceso de planificación energética deberá incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, considerando la identificación de polos de desarrollo de generación, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, y objetivos de eficiencia energética entre otros, elaborando sus posibles escenarios de desarrollo. Asimismo, la planificación deberá considerar dentro de sus análisis los planes estratégicos con los que cuenten las regiones en materia de energía. Anualmente, el Ministerio podrá actualizar la proyección de la demanda, los escenarios macroeconómicos, y los demás antecedentes considerados en los escenarios definidos en el decreto a que hace referencia el artículo 86.

Por razones fundadas el Ministerio de Energía podrá desarrollar el proceso de planificación energética antes del vencimiento del plazo señalado en el inciso primero.

El reglamento establecerá el procedimiento y las demás materias necesarias para la implementación eficaz del presente artículo.

Artículo 84°.- Procedimiento de Planificación Energética. Al menos veinticuatro meses antes del vencimiento del plazo del decreto que fije la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá dar inicio al proceso. Dentro de los ocho meses siguientes al inicio del proceso señalado precedentemente, el Ministerio deberá emitir un informe preliminar de planificación energética.

Con la antelación que señale el reglamento, el Ministerio deberá abrir un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, conforme a las normas que establezca el Ministerio de Energía por resolución dictada al efecto.

Artículo 85°.- Definición Polos de Desarrollo. En la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá identificar las áreas donde pueden existir polos de desarrollo de generación.

Se entenderá por polos de desarrollo a aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables y, al menos, en un veinte por ciento de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y la preservación de la naturaleza.

Las obras nuevas de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, deberán someterse al estudio de franja que dispone el artículo 93, sometiéndose a evaluación ambiental estratégica conforme lo señalado en dicho artículo.

Artículo 86°.- Decreto de Planificación Energética. Conforme a lo señalado en el artículo 83°, el Ministerio elaborará escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo.

Antes del vencimiento del plazo del respectivo período quinquenal de planificación, el Ministerio de Energía, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, deberá definir dichos escenarios energéticos, incluyendo sus respectivos polos de desarrollo, debiendo acompañar los antecedentes fundantes que correspondan.

Artículo 87°.- Planificación de la Transmisión. Anualmente la Comisión deberá llevar a cabo un proceso de planificación de la transmisión, el que deberá considerar, al menos, un horizonte de veinte años. Esta planificación abarcará las obras de expansión necesarias del sistema de transmisión nacional, de polos de desarrollo, zonal, dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios y de interconexión internacional, según corresponda.

En este proceso se deberá considerar la planificación energética de largo plazo que desarrolle el Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 83° y los objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación que establece la ley para el sistema eléctrico. Por tanto, la planificación de la transmisión deberá realizarse considerando:

a) La minimización de los riesgos en el abastecimiento, considerando eventualidades, tales como aumento de costos o indisponibilidad de combustibles, atraso o indisponibilidad de infraestructura energética, desastres naturales o condiciones hidrológicas extremas;

b) La creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, propendiendo al mercado eléctrico común para el abastecimiento de la demanda a mínimo costo con el fin último de abastecer los suministros a mínimo precio;

c) Instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico, en los distintos escenarios energéticos que defina el Ministerio en conformidad a lo señalado en el artículo 86°, y

d) La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan realizar las expansiones necesarias del sistema de una manera eficiente.

El proceso de planificación que establece el presente artículo deberá contemplar las holguras o redundancias necesarias para incorporar los criterios señalados precedentemente, y tendrá que considerar la información sobre criterios y variables ambientales y territoriales disponible al momento del inicio de éste, incluyendo los objetivos de eficiencia energética, que proporcione el Ministerio de Energía en coordinación con los otros organismos sectoriales competentes que correspondan. Para estos efectos, el Ministerio deberá remitir a la Comisión, dentro del primer trimestre de cada año, un informe que contenga los criterios y variables señaladas precedentemente.

Asimismo, el proceso a que se refiere el presente artículo deberá considerar la participación ciudadana en los términos establecidos en el artículo 90º.

Para efectos de la planificación de la transmisión deberá considerarse como tasa de actualización la tasa social de descuento establecida por el Ministerio de Desarrollo Social para la evaluación de proyectos de inversión de acuerdo a lo dispuesto en la ley N°20.530. En el caso que dicho Ministerio no fije la tasa mencionada, esta deberá ser calculada por la Comisión, en conformidad a lo que señale el reglamento.

Artículo 88°.- Incorporación en el Plan de Expansión de Sistemas de Transmisión para Polos de Desarrollo. Si, por problemas de coordinación entre distintos propietarios de proyectos de generación, que no sean entidades relacionadas según los términos señalados en la ley N°18.045, de Mercados de Valores, la totalidad o parte de la capacidad de producción de uno o más polos de desarrollo definidos por el Ministerio de Energía en el decreto respectivo no pudiere materializarse, la Comisión podrá considerar en el plan de expansión anual de la transmisión sistemas de transmisión para dichos polos de desarrollo. El reglamento podrá establecer la obligación para que los proyectos de generación incorporados en el polo caucionen su materialización futura.

Asimismo, la Comisión podrá incorporar en dicho plan, como sistemas de transmisión para polos de desarrollo, líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, con el objeto de permitir su uso por nuevos proyectos de generación, pudiendo modificar sus características técnicas, como trazado, nivel de tensión o capacidad de transporte en magnitudes mayores a las previstas originalmente. Para estos efectos, el Coordinador deberá informar a la Comisión, con la periodicidad que determine el reglamento, los proyectos de transmisión informados a dicho organismo. El reglamento deberá establecer la antelación con la que los desarrolladores y promotores de proyectos deberán informar éstos al Coordinador.

Para dichos efectos, las soluciones de transmisión deberán cumplir con los siguientes requisitos:

a) Que la capacidad máxima de generación esperada que hará uso de dichas instalaciones justifique técnica y económicamente su construcción;

b) Que la capacidad máxima de generación esperada, que hará uso de dichas instalaciones, para el primer año de operación, sea mayor o igual al veinticinco por ciento de su capacidad;

c) Que los proyectos de generación indicados en la letra b) anterior hayan sido declarados en construcción conforme lo señalado en el artículo 72°-15;

d) Que la solución de transmisión sea económicamente eficiente para el Sistema Eléctrico, y

e) Que la solución de transmisión sea coherente con los instrumentos de ordenamiento territorial vigentes.

Artículo 89°.- Obras Nuevas y Obras de Ampliación de los Sistemas de Transmisión. Son obras de expansión de los respectivos sistemas de transmisión las obras nuevas y obras de ampliación.

Son obras de ampliación aquellas que aumentan la capacidad o la seguridad y calidad de servicio de líneas y subestaciones eléctricas existentes. Se entenderá por obras nuevas aquellas líneas o subestaciones eléctricas que no existen y son dispuestas para aumentar la capacidad o la seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico.

No corresponderán a obras de ampliación aquellas inversiones necesarias para mantener el desempeño de las instalaciones conforme a la normativa vigente.

Podrán incorporarse como obras de expansión elementos que permitan garantizar la seguridad y calidad de servicio, tales como, sistemas de control y comunicación.

Artículo 90°.- Participantes y Usuarios e Instituciones Interesada. La Comisión abrirá un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, en adelante los “participantes”, y toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, en adelante “usuarios e instituciones interesadas”.

El reglamento deberá especificar el procedimiento o trámite a través del que se hará público el llamado a los usuarios e instituciones interesadas, y la información que éstos deberán presentar para su registro. Asimismo, establecerá los medios y la forma en que la Comisión hará público los distintos documentos sometidos a un proceso de participación ciudadana, la oportunidad y forma de entregar sus observaciones, y el mecanismo de actualización del registro.

En todo caso, los antecedentes que solicite la autoridad para constituir dicho registro deberán estar dirigidos a acreditar la representación, el interés y la correcta identificación de cada usuario o entidad, y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Las notificaciones y comunicaciones a los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Artículo 91°.- Procedimiento de Planificación de la Transmisión. Dentro de los primeros quince días de cada año, el Coordinador deberá enviar a la Comisión una propuesta de expansión para los distintos segmentos de la transmisión, la que deberá considerar lo dispuesto en el artículo 87°, y podrá incluir los proyectos de transmisión presentados a dicho organismo por sus promotores. Los proyectos de transmisión presentados al Coordinador por sus promotores deberán contener como requisitos mínimos los siguientes: descripción del proyecto e identificación de generadores de electricidad. Estos antecedentes deberán ser validados por el Coordinador.

La Comisión, dentro de los cinco días contados desde la recepción de la propuesta del Coordinador, deberá publicarla en su sitio web y deberá convocar, mediante un medio de amplia difusión pública, a una etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión. Los promotores de dichos proyectos de expansión deberán presentar a la Comisión sus propuestas fundadas dentro del plazo de sesenta días corridos desde la convocatoria, las que deberán ser publicadas en su sitio web.

El reglamento establecerá los requisitos y la forma en que deberán presentarse las propuestas de expansión del Coordinador y de los promotores de proyectos.

En el plazo que señale el reglamento, la Comisión emitirá un informe técnico preliminar con el plan de expansión anual de la transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web. Dentro del plazo de diez días a contar de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final del plan de expansión anual, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas, el que deberá ser publicado en su sitio web.

Dentro de los quince días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de cincuenta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de quince días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión, incorporando lo resuelto por el Panel.

Artículo 92°.- Decretos de Expansión de la Transmisión. El Ministro de Energía, dentro de quince días de recibidos el informe técnico definitivo de la Comisión a que hace referencia el artículo anterior, mediante decreto expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, fijará las obras de ampliación de los sistemas de transmisión que deban iniciar su proceso de licitación en los doce meses siguientes.

Las obras nuevas de los sistemas de transmisión que deban iniciar su proceso de licitación o estudio de franja, según corresponda, en los doce meses siguientes, serán fijadas por el Ministro de Energía, dentro de los sesenta días siguientes de recibido el informe técnico definitivo, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”. En dicho decreto se deberán distinguir aquellas obras nuevas que deben sujetarse al procedimiento para la determinación de sus franjas preliminares, en adelante e indistintamente “Estudio de Franja”, en caso de ser necesario, y de acuerdo a lo que se señala en los artículos siguientes.

Para la definición de las obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el Ministerio considerará criterios, tales como, los niveles de tensión de las instalaciones, el propósito de uso, las dificultades de acceso a o desde polos de desarrollo de generación, la complejidad de su implementación y la magnitud de las mismas, de acuerdo a lo que se establezca en el reglamento.

En caso que sea requerido por otras leyes, se entenderá que los obligados a ejecutar las obras de expansión del sistema de transmisión cuentan con la calidad de concesionarios de los servicios eléctricos. Lo anterior es sin perjuicio de lo dispuesto en las leyes Nos19.300 y 20.283, y demás normas legales pertinentes.

Las empresas podrán efectuar proyectos de expansión zonal que no se encuentren dentro del plan de expansión fijado por el Ministerio de Energía. En el siguiente proceso de valorización, la Comisión calificará la pertinencia de estas obras teniendo en consideración, no sólo la mayor eficiencia en el segmento, sino que también el diseño global de los sistemas de transmisión y distribución. Para el caso que la Comisión evalúe positivamente la pertinencia de dichas obras, su valorización se realizará considerando la efectuada para instalaciones similares.

Artículo 93°.- Procedimiento para la determinación de franjas. Una vez publicado en el Diario Oficial el decreto que fija las obras nuevas, el Ministerio deberá dar inicio al Estudio de Franja para aquellas obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el que será sometido a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del Título II de la ley N°19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente. El señalado procedimiento concluirá con la dictación de un decreto exento del Ministerio, expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, que fijará la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50 y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable.

El estudio preliminar de franja y su respectiva Evaluación Ambiental Estratégica deberá tener en especial consideración, respecto de las alternativas que pondere, los criterios y patrones de sustentabilidad por donde pudieren pasar las franjas. El estudio preliminar de franja deberá someterse en la etapa más temprana posible al proceso de Consulta Indígena contemplado en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo. Además, en todas sus etapas, y mientras no esté determinada oficialmente la franja definitiva, se velará siempre por asegurar el máximo de certidumbre jurídica a favor de las personas y territorios sujetos a dichos estudios.

El estudio será licitado, adjudicado y supervisado por el Ministerio en conformidad a las bases técnicas y administrativas que éste elabore, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles actuará como organismo técnico asesor.

El financiamiento del Estudio de Franja se establecerá a través de un presupuesto anual elaborado por la Subsecretaría de Energía. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

El Estudio de Franja contemplará franjas alternativas en consideración a criterios técnicos, económicos, ambientales y de desarrollo sustentable.

El señalado estudio deberá contener, a lo menos, lo siguiente:

a) Las franjas alternativas evaluadas;

b) Una zona indirecta de análisis o de extensión, a cada lado de la franja, que tenga la función de permitir movilidad al futuro proyecto;

c) Levantamiento de información en materias de uso del territorio y ordenamiento territorial;

d) Levantamiento de información vinculada a áreas protegidas y de interés para la biodiversidad;

e) Levantamiento de la información socioeconómica de comunidades y descripción de los grupos de interés;

f) Levantamiento de las características del suelo, aspectos geológicos y geomorfológicos relevantes de las franjas alternativas;

j) Diseño de ingeniería que permita identificar las franjas alternativas;

h) Identificación y análisis de aspectos críticos que podrían afectar la implementación de las franjas alternativas;

i) Indicación de los caminos, calles y otros bienes nacionales de uso público y de las propiedades fiscales, municipales y particulares que se ocuparán o atravesarán, individualizando a sus respectivos dueños;

j) Un análisis general del costo económico de las franjas alternativas, y

k) Un análisis general de aspectos sociales y ambientales, en base a la información recopilada.

Para el adecuado desarrollo del estudio regulado en los incisos precedentes, el Ministerio podrá ingresar a todas las propiedades fiscales, municipales y particulares en que sea necesario, a través de la o las personas que para tal efecto designe.

Un reglamento, expedido por intermedio del Ministerio de Energía, establecerá las disposiciones necesarias para la adecuada ejecución del proceso de determinación de franjas preliminares.

Artículo 94°.- Aprobación por el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad. El estudio a que se refiere el artículo precedente, concluirá con un informe del Ministerio que contenga la franja alternativa a proponer al Consejo de Ministros para la Sustentabilidad establecido en los artículos 71° y siguientes de la ley Nº19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente. El Consejo de Ministros para la Sustentabilidad, deberá acordar el uso de la propuesta de franja, para efectos que el Ministerio dicte un decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República” que fije la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50° y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable, para las obras nuevas sometidas a Estudio de Franja, sin perjuicio de lo resuelto en la correspondiente resolución de calificación ambiental. Dichas servidumbres se impondrán una vez que el adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva defina el trazado y cuente con la correspondiente resolución de calificación ambiental para la ejecución del proyecto. El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, debiendo entenderse que los propietarios de los predios comprendidos en la franja preliminar se encuentran notificados del eventual gravamen que se les podrá imponer una vez dictado el decreto a que se refiere el artículo 97°.

El gravamen establecido a través del decreto exento del Ministerio de Energía que fija la franja preliminar, se extinguirá una vez transcurridos cinco años contados desde la fecha de dictación de dicho decreto. Con todo, el referido plazo podrá prorrogarse por causas justificadas por una sola vez y hasta por dos años.

Artículo 95°.- Bases de Licitación del Coordinador de Obras Nuevas y de Ampliación. Corresponderá al Coordinador efectuar una licitación pública internacional de los proyectos de expansión contenidos en los decretos señalados en el artículo 92°. El costo de la licitación será de cargo del Coordinador.

Las bases de licitación de las obras nuevas y de ampliación serán elaboradas por el Coordinador y, a lo menos, deberán especificar las condiciones objetivas que serán consideradas para determinar la licitación, la información técnica y comercial que deberán entregar las empresas participantes, los requisitos técnicos y financieros que deberán cumplir los oferentes, los plazos, las garantías, la descripción del desarrollo del proceso y de las condiciones de adjudicación, así como las características técnicas de las obras de transmisión. Asimismo, las bases deberán contener las garantías de ejecución y operación de los proyectos y las multas por atraso en la entrada en operación del o los proyectos.

El Coordinador podrá agrupar una o más obras de ampliación y obras nuevas con el objeto de licitarlas y adjudicarlas conjuntamente.

Tratándose de la licitación de las obras de ampliación, la empresa propietaria deberá participar en la supervisión de la ejecución de la obra, conforme lo determine el reglamento.

La Comisión podrá fijar el valor máximo de las ofertas de las licitaciones de las obras de expansión en un acto administrativo separado de carácter reservado, que permanecerá oculto hasta la apertura de las ofertas respectivas, momento en el que el acto administrativo perderá el carácter reservado. El Coordinador deberá licitar nuevamente aquellas obras cuya licitación haya sido declarada desierta por no haberse presentado ninguna oferta económica inferior al valor máximo señalado precedentemente.

Artículo 96°.- Decreto que fija los derechos y condiciones de ejecución y explotación de obras nuevas y Decreto de adjudicación de construcción de obras de ampliación. El Coordinador en un plazo no superior a sesenta días de recibidas las propuestas, deberá resolver la licitación y adjudicará los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva, o la adjudicación de la construcción y ejecución de las obras de ampliación, según corresponda, en conformidad a las bases. Asimismo, se comunicará el resultado de la licitación a la empresa adjudicataria de la obra nueva respectiva y a las empresas transmisoras propietarias de las obras de ampliación, según corresponda, y se informará a la Comisión y a la Superintendencia respecto de la evaluación de los proyectos y de la adjudicación.

Dentro de los cinco días siguientes a dicho informe, la Comisión remitirá al Ministro de Energía un informe técnico con los resultados de la licitación, incluyendo en el caso de las obras de ampliación el A.V.I.+C.O.M.A. a remunerar a la empresa transmisora propietaria de dicha obra, con todos los antecedentes del proceso. Sobre la base de dicho informe técnico, el Ministerio dictará un decreto supremo, expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, que fijará, tratándose de las obras nuevas:

a) Los derechos y condiciones de ejecución y explotación de la obra nueva;

b) La empresa adjudicataria;

c) Las características técnicas del proyecto;

d) La fecha de entrada en operación;

e) El valor de la transmisión por tramo de las nuevas obras, conforme al resultado de la licitación, y

f) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra e) anterior.

En el caso de las obras de ampliación, el decreto señalado en el inciso anterior fijará:

a) El propietario de la o las obras de ampliación;

b) La empresa adjudicataria encargada de la construcción y ejecución de la obra o las obras de ampliación;

c) Las características técnicas del proyecto;

d) La fecha de entrada en operación;

e) El V.I. adjudicado;

f) El A.V.I. determinado a partir del VI señalado en la letra anterior;

g) El C.O.M.A que corresponderá aplicar hasta el siguiente proceso de valorización, y

h) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra g) anterior.

Artículo 97°.- Procesos posteriores a la adjudicación para obras nuevas sometidas al procedimiento para la determinación de franjas. El adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva que debe sujetarse a Estudio de Franja, deberá someter al sistema de evaluación de impacto ambiental, conforme a lo dispuesto en la ley Nº19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el respectivo proyecto, determinando el trazado sobre la base de la franja preliminar fijada mediante el decreto establecido en el artículo 94°.

Una vez obtenida la resolución de calificación ambiental de acuerdo a lo definido en la ley Nº19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el Ministerio dictará un decreto exento suscrito bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, mediante el que determinará el trazado definitivo y la franja de seguridad asociada a dicho trazado, constituyéndose, por el solo ministerio de la ley, servidumbre eléctrica sobre la referida franja.

El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, con el objeto de notificar a los propietarios de predios comprendidos en el trazado definitivo, y para el cual se solicitará la concesión eléctrica definitiva.

El titular del proyecto será considerado titular de concesión eléctrica para los efectos del artículo 31° bis y 34° bis de la presente ley.

Dentro de los treinta días siguientes a la publicación en el Diario Oficial del decreto referido en el inciso segundo, el titular del proyecto lo deberá reducir a escritura pública, a su costo. A partir de la fecha de reducción a escritura pública, el titular del proyecto deberá iniciar las gestiones para hacer efectivas las servidumbres conforme a los artículos 62° y siguientes de la ley.

En todo lo no regulado en el presente Capítulo, será aplicable, en lo que corresponda, lo dispuesto en el Capítulo V, del Título II, de la presente ley.

Artículo 98°.- Situación excepcional de Modificaciones de trazados. En caso que, una vez obtenida la resolución de calificación ambiental y durante la ejecución del proyecto, el titular del mismo requiera excepcionalmente modificar el trazado definitivo, deberá, en forma previa, solicitar en forma fundada la aprobación del Ministerio, el que deberá evaluar los antecedentes que justifican tal modificación y una vez obtenida la autorización de éste, el proyecto deberá sujetarse a lo dispuesto en la ley Nº19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente.

Calificada favorablemente la modificación del proyecto, el Ministerio procederá a modificar el decreto señalado en el artículo anterior, el que deberá ser publicado y reducido a escritura pública en los términos y condiciones señalados en dicho artículo.

Artículo 99°.- Remuneración de las Obras de Expansión. Las obras nuevas contenidas en los respectivos decretos que fijan el plan de expansión para los doce meses siguientes, señalados en el artículo 92° serán adjudicadas a una empresa de transmisión que cumpla con las exigencias definidas en la presente ley y la demás normativa aplicable. La licitación se resolverá según el valor anual de la transmisión por tramo que oferten las empresas para cada proyecto y sólo se considerarán de manera referencial el V.I. y C.O.M.A. definidos en el aludido decreto.

El valor anual de la transmisión por tramo resultante de la licitación y su fórmula de indexación constituirá la remuneración de las obras nuevas y se aplicará durante cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente.

La licitación de la construcción y ejecución de las obras de ampliación contenidas en el decreto señalado en el artículo 92°, se resolverán según el V.I. ofertado. El propietario de la obra de ampliación será el responsable de pagar al respectivo adjudicatario la referida remuneración, de acuerdo a lo que señalen las bases.

Por su parte, el propietario de la obra de ampliación recibirá como remuneración de dicha obra el A.V.I. más el C.O.M.A. correspondiente. El A.V.I. será determinado considerando el V.I. adjudicado y la tasa de descuento correspondiente utilizada en el estudio de valorización vigente al momento de la adjudicación. El A.V.I. resultante de la licitación corresponderá a la remuneración del adjudicatario por cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente, a que se hace referencia en el capítulo IV del presente Título.

Las obras de ampliación adjudicadas deberán ser consideradas en los procesos tarifarios siguientes para los efectos de determinar el C.O.M.A. aplicable.

Los pagos por el servicio de transporte o transmisión a la empresa propietaria de las obras nuevas y obras de ampliación de transmisión se realizarán de acuerdo con lo establecido en los artículos 115° y siguientes.

Capítulo III: De la Calificación de las Instalaciones de Transmisión

Artículo 100°.- Calificación de las Instalaciones de los Sistemas Transmisión. Las líneas y subestaciones eléctricas de cada sistema de transmisión nacional, para polos de desarrollo, de transmisión zonal y de los sistemas dedicados serán determinadas cuatrienalmente por la Comisión mediante resolución exenta dictada al efecto.

La Comisión deberá incorporar a la señalada resolución de calificación, en el momento en que entren en operación, las instalaciones futuras de transmisión, de construcción obligatoria, contenidas en los respectivos decretos de expansión, como aquellas otras que entren en operación dentro del período de vigencia de la referida resolución.

Las líneas y subestaciones eléctricas sólo podrán pertenecer a un segmento del sistema de transmisión.

En la resolución a que hace referencia el inciso primero, la Comisión podrá agrupar una o más áreas territoriales para conformar los respectivos sistemas de transmisión zonal. Tanto dicha agrupación como la incorporación de la línea o subestación en una de éstas, deberá mantenerse por tres períodos tarifarios, salvo que éstas fueren calificadas en otro segmento.

En este proceso se deberán definir asimismo la desconexión de aquellas líneas y subestaciones que no sean necesarias para el sistema eléctrico, considerando los antecedentes que emanen de los procesos de planificación de transmisión.

Para efectos de la calificación de las líneas y subestaciones eléctricas, tres meses antes del vencimiento del plazo señalado en el artículo 107°, el Coordinador deberá remitir a la Comisión el listado de instalaciones contenido en los sistemas de información a que hace referencia el artículo 72°-8.

Artículo 101°.- Informe Técnico de Calificación de Instalaciones e instancias de Participación. Dentro de los noventa días corridos siguientes a la recepción de la información señalada en el artículo anterior, la Comisión deberá emitir un informe técnico preliminar con la calificación de todas las líneas y subestaciones del sistema de transmisión. Los participantes y usuarios e instituciones interesadas referidos en el artículo 90°, dispondrán de quince días para presentar sus observaciones a dicho informe.

Dentro de los quince días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final de calificación de líneas y subestaciones de transmisión, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Concluido el plazo para presentar discrepancias, o emitido el Dictamen del Panel, según corresponda, la Comisión deberá, mediante resolución exenta, aprobar el informe técnico definitivo con la calificación de las líneas y subestaciones de transmisión para el cuatrienio siguiente, la que deberá ser publicada en su sitio web.

Capítulo IV: De la Tarificación de la Transmisión

Artículo 102°.- De la Tarificación. El valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios será determinado por la Comisión cada cuatro años en base a la valorización que se establece en los artículos siguientes de las instalaciones.

Las empresas eléctricas que interconecten sus instalaciones de transmisión al sistema eléctrico sin que estas formen parte de la planificación de que trata el artículo 87°, serán consideradas como obras existentes para efectos de su valorización, siempre y cuando la ejecución de estas obras hayan sido autorizadas excepcionalmente por la Comisión, previo informe fundado que justifique la necesidad y urgencia de la obra y su exclusión del proceso de planificación de la transmisión, aprobado por el Coordinador, de acuerdo a lo que señale el reglamento.

Artículo 103°.- Definición de V.A.T.T., V.I., A.V.I. y C.O.M.A. Para cada tramo de un sistema de transmisión se determinará el “valor anual de la transmisión por tramo”, compuesto por la anualidad del "valor de inversión", en adelante "V.I." del tramo, más los costos anuales de operación, mantenimiento y administración del tramo respectivo, en adelante "COMA", ajustados por los efectos de impuestos a la renta y depreciación correspondiente, de conformidad a la metodología que establezca el reglamento.

Cada tramo del sistema de transmisión estará compuesto por un conjunto mínimo de instalaciones económicamente identificables, agrupadas según los criterios que establezca el reglamento.

El V.I. de una instalación de transmisión es la suma de los costos eficientes de adquisición e instalación de sus componentes, de acuerdo con valores de mercado, determinado conforme a los incisos siguientes.

En el caso de las instalaciones existentes, el V.I. se determinará en función de sus características físicas y técnicas, valoradas a los precios de mercado vigentes de acuerdo a un principio de adquisición eficiente.

Sin perjuicio de lo anterior, respecto de los derechos relacionados con el uso de suelo, los gastos y las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres utilizadas, para efectos de incluirlos en el V.I. respectivo se considerará el valor efectivamente pagado, indexado de acuerdo a la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor. Para estos efectos, el Coordinador deberá elaborar y mantener un catastro de las servidumbres existentes y sus respectivas valorizaciones. Sólo se valorizarán aquellas servidumbres en las que se acredite fehacientemente el valor efectivamente pagado por ellas. Las discrepancias que surjan sobre esta materia podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos.

En el caso de Obras de Expansión, se considerará lo señalado en el artículo 99°.

La anualidad del V.I., en adelante “A.V.I.”, se calculará considerando la vida útil de cada tipo de instalación, la fecha de entrada en operación de la instalación y considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118º.

Para cada segmento de los sistemas de transmisión señalados en el artículo 100° y para cada sistema de transmisión zonal, el C.O.M.A. se determinará como los costos de operación, mantenimiento y administración de una única empresa eficiente y que opera las instalaciones permanentemente bajo los estándares establecidos en la normativa vigente, conforme lo especifique el reglamento.

Artículo 104°.- Vida Útil de las Instalaciones. La vida útil para efectos de determinar la anualidad del valor de inversión indicada en el artículo precedente será determinada por la Comisión. Para estos efectos, en la oportunidad que fije el reglamento, la Comisión comunicará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas definidos en el artículo 90° un informe técnico preliminar que contenga las vidas útiles de los elementos de transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web.

A más tardar veinte días contados desde la publicación de dicho informe, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán realizar observaciones, las que deberán ser aceptadas o rechazadas fundadamente en el informe técnico definitivo, el que será publicado en el sitio web de la Comisión dentro de los veinte días siguientes a la recepción de las observaciones.

Si se mantuviesen observaciones, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias ante el Panel de Expertos en un plazo de diez días contados desde la publicación. El Panel resolverá las discrepancias en un plazo de veinte días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

La Comisión comunicará y publicará en su sitio web el informe técnico definitivo de vida útil de las instalaciones, incorporando lo resulto por el Panel, dentro de los diez días siguientes a la comunicación de su dictamen. En caso de no haberse presentado discrepancias, la Comisión comunicará y publicará en su sitio web el informe técnico definitivo dentro de los cinco días de vencido el plazo para presentarlas.

Las vidas útiles de las instalaciones contenidas en la resolución de la Comisión que aprueba el informe técnico definitivo a que hace referencia el inciso anterior, se aplicarán por tres períodos tarifarios consecutivos. Excepcionalmente, los nuevos elementos por avances tecnológicos o nuevos desarrollos, que no hayan sido considerados en la resolución señalada, deberán ser incorporados, para efectos de fijar su vida útil, en las bases preliminares a que hace referencia el artículo 107°.

Artículo 105°.- Del o los Estudios de Valorización de los Sistemas de Transmisión. Dentro del plazo señalado en el artículo 107°, la Comisión deberá dar inicio al o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal, del sistema de transmisión para polos de desarrollo, y de las instalaciones de los sistemas de transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios, cuyo proceso de elaboración será dirigido y coordinado por la Comisión.

Artículo 106°.- Participación Ciudadana. Las empresas participantes y usuarios e instituciones interesadas a que hace referencia el artículo 90°, podrán participar del proceso y estudio de valorización de instalaciones conforme a las normas contenidas en los artículos siguientes y en el reglamento.

Artículo 107°.- Bases del o los Estudios Valorización. A más tardar veinticuatro meses antes del término del periodo de vigencia de las tarifas de los sistemas de transmisión, la Comisión enviará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas, las bases técnicas y administrativas preliminares para la realización del o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema nacional, zonal, de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Las bases técnicas preliminares del o los estudios deberán contener, al menos, lo siguiente:

a) Tasa de descuento calculada de acuerdo a lo establecido en los artículos 118° y 119°;

b) Economías de ámbito y escala;

c) Modelo de valorización, y

d) Metodología para la determinación del pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Por su parte, el reglamento determinará los criterios de selección de las propuestas del o los consultores para la realización del o los estudios, las garantías que éstos deberán rendir para asegurar su oferta y la correcta realización del o los estudios, incompatibilidades y todas las demás condiciones, etapas y obligaciones del o los consultores que deban formar parte de la bases administrativas y técnicas.

A partir de la fecha de recepción de las bases técnicas y administrativas preliminares y dentro del plazo de quince días, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones ante la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un término no superior a quince días, la Comisión les comunicará las bases técnicas y administrativas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Si se mantuviesen controversias, cualquiera de los participantes o usuarios e instituciones interesadas, podrán presentar sus discrepancias al Panel, en un plazo máximo de diez días contado desde la recepción de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe controversia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en las bases técnicas y administrativas definitivas.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias o una vez emitido el dictamen del Panel, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas a través de una resolución que se publicará en un medio de amplio acceso y se comunicará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas.

Artículo 108°.- Licitación y Supervisión del Estudio de Valorización. Conjuntamente con la publicación de las bases definitivas, la Comisión deberá llamar a licitación pública internacional del o los estudios de valorización de instalaciones de transmisión que correspondan.

El o los estudios de valorización serán adjudicados y supervisados en conformidad a las bases definitivas señaladas en el artículo anterior, por un Comité integrado por un representante del Ministerio de Energía, uno de la Comisión, que será quien lo presidirá, un representante del segmento de generación, uno del sistema de transmisión nacional, uno del segmento de transmisión zonal, uno del segmento de distribución, un representante de los clientes libres, y un representante del Coordinador, los que serán designados en la forma que establezca el reglamento.

El reglamento establecerá las normas sobre designación, constitución, funcionamiento, obligaciones y atribuciones de este comité, el plazo máximo del proceso de licitación y la forma en que se desarrollará el o los estudios.

El o los estudios deberán realizarse dentro del plazo máximo de ocho meses a contar del total trámite del acto administrativo que aprueba el contrato con el consultor, sin perjuicio de la obligación del consultor respecto de la audiencia pública a que se refiere el artículo 111°.

Artículo 109°.- Financiamiento del Estudio de Valorización. Las empresas de transmisión nacional, zonal y de sistemas de transmisión para polos de desarrollo deberán concurrir al pago del o los estudios de valorización de instalaciones, conforme a lo dispuesto en el reglamento. El valor resultante del proceso de adjudicación del estudio o los estudios serán incorporados en el proceso de valorización respectivo como parte del C.O.M.A.

Artículo 110°.- Resultados del Estudio de Valorización. Los resultados del o los estudios de valorización deberán especificar y distinguir, a lo menos, lo siguiente:

a) El V.I. y A.V.I por tramo de las instalaciones calificadas como de transmisión nacional, transmisión zonal y de transmisión para polos de desarrollo en la resolución exenta de la Comisión a que hace referencia el artículo 100°;

b) Los costos de operación, mantenimiento y administración por tramo de las instalaciones pertenecientes al sistema de transmisión nacional, para las instalaciones pertenecientes a los sistemas zonal y para las instalaciones de transmisión para polos de desarrollo;

c) El valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistemas de transmisión para polos de desarrollo y de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios, y

d) La determinación de las correspondientes fórmulas de indexación y su forma de aplicación para los valores indicados anteriormente, durante el período de cuatro años.

Para el caso de la transmisión para polos de desarrollo, se considerará sólo la porción de las líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, según corresponda, cuyas características técnicas hubiesen sido modificadas conforme a lo señalado en el artículo 88°.

Artículo 111°.- Audiencia Pública. La Comisión, en un plazo máximo de cinco días contado desde la recepción conforme del o los estudios, convocará a una audiencia pública a los participantes y a los usuarios e instituciones interesadas, audiencia en que el consultor deberá exponer los resultados del o los estudios de valorización. El reglamento establecerá el procedimiento y las demás normas a que se sujetará la audiencia pública.

Artículo 112°.- Informe Técnico y Decreto de Valorización. Concluido el procedimiento de audiencia pública conforme al artículo anterior, dentro del plazo de tres meses, la Comisión deberá elaborar un informe técnico preliminar basado en los resultados del o los estudios de valorización, el que deberá ser comunicado a las empresas transmisoras, a los participantes y a los usuarios e instituciones interesadas, al Coordinador, y se hará público a través de un medio de amplio acceso.

El informe técnico preliminar de la Comisión deberá contener las materias señaladas en el artículo 110°.

A partir de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y los usuarios e instituciones interesadas dispondrán de diez días para presentar sus observaciones a la Comisión.

Dentro de los veinte días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final de valorización de instalaciones de transmisión, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo de cuarenta y cinco días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo de valorización de instalaciones y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de veinte días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo de valorización, incorporando lo resuelto por dicho Panel, y sus antecedentes.

El Ministro de Energía, dentro de veinte días de recibido el informe técnico de la Comisión, mediante decreto expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República" y sobre la base de dicho informe, fijará el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y de las instalaciones de transmisión dedicada utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Artículo 113°.- Vigencia Decreto Tarifario. Una vez vencido el período de vigencia del decreto de señalado en el artículo anterior, los valores establecidos en él seguirán rigiendo mientras no se dicte el siguiente decreto conforme al procedimiento legal. Dichos valores podrán ser reajustados por las empresas de transmisión, en la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor desde la fecha en que debía expirar el referido decreto, previa publicación en un diario de circulación nacional efectuada con quince días de anticipación.

No obstante lo señalado en el inciso anterior, las empresas de transmisión deberán abonar o cargar a los usuarios del sistema de transmisión, de acuerdo con el procedimiento que establezca el reglamento, las diferencias que se produzcan entre lo efectivamente facturado y lo que corresponda acorde a los valores que en definitiva se establezcan, por todo el período transcurrido entre el día de terminación del cuatrienio a que se refiere el artículo anterior y la fecha de publicación del nuevo decreto.

Las reliquidaciones que sean procedentes serán reajustadas de acuerdo al Índice de Precios al Consumidor a la fecha de publicación de los nuevos valores, por todo el período a que se refiere el inciso anterior.

En todo caso, se entenderá que los nuevos valores entrarán en vigencia a contar del vencimiento del cuatrienio para el que se fijaron los valores anteriores.

Capítulo V: De La Remuneración de la Transmisión

Artículo 114°.- Remuneración de la Transmisión. Las empresas propietarias de las instalaciones existentes en los sistemas de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo deberán percibir anualmente el valor anual de la transmisión por tramo correspondiente a cada uno de dichos sistemas, definido en el artículo 103°. Este valor constituirá el total de su remuneración anual. Asimismo, los propietarios de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, deberán percibir de los clientes regulados la proporción correspondiente a dicho uso.

Para los efectos del inciso anterior, dentro de cada uno de los sistemas de transmisión nacional y zonal, se establecerá un cargo único por uso, de modo que la recaudación asociada a éste constituya el complemento a los ingresos tarifarios reales para recaudar el valor anual de la transmisión de cada tramo definido en el decreto señalado en el artículo 112°. Se entenderá por "ingreso tarifario real por tramo" a la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación real del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo.

Asimismo, se establecerá un cargo único de modo que la recaudación asociada a éste remunere la proporción de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, considerando la proporción de ingresos tarifarios reales asignables a ellos.

Del mismo modo, se establecerá un cargo único de manera que la recaudación asociada a éste remunere la proporción de las instalaciones para polos de desarrollo no utilizada por la generación existente. El valor anual de la transmisión para polos de desarrollo no cubierta por dicho cargo, será asumida por los generadores que inyecten su producción en el polo correspondiente.

Los cargos únicos a que hace referencia el presente artículo serán calculados por la Comisión en el informe técnico respectivo y fijado mediante resolución exenta.

El reglamento deberá establecer los mecanismos y procedimientos de reliquidación y ajuste de los cargos por uso correspondientes, de manera de asegurar que la o las empresas señaladas perciban la remuneración definida en el inciso primero de este artículo.

Artículo 115°.- Pago de la Transmisión. El pago de los sistemas de transmisión nacional, zonal y de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios será de cargo de los consumidores finales libres y regulados, y se regirá por las siguientes reglas:

a) El cargo por uso del sistema de transmisión nacional se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de los tramos de transmisión nacional y los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, de cada uno de dichos tramos, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales del sistema interconectado para el mismo semestre;

b) El cargo por uso de cada sistema de transmisión zonal se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de la transmisión por tramo y los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales en dicho sistema para el mismo semestre;

c) El cargo por uso de los sistemas de transmisión dedicada utilizada por parte de consumidores finales regulados se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de la transmisión por tramo asignada y la proporción de los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales en el sistema interconectado para el mismo semestre.

Los cargos únicos a que hace referencia el presente artículo serán calculados semestralmente por la Comisión en el informe técnico respectivo y fijado mediante resolución exenta, con ocasión de la determinación de los precios de nudo definidos en el artículo 162°. Dichos valores, así como las reliquidaciones o ajustes a que hubiere lugar, serán calculados por el Coordinador, según lo señalado en esta ley y conforme a los procedimientos que el reglamento establezca.

Las boletas o facturas a usuarios libres o regulados extendidas por sus respectivos suministradores deberán señalar separadamente los cobros por concepto de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo, de instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, distribución y cualquier otro cargo que se efectúe en ella, en la forma y periodicidad que determine el reglamento.

Artículo 116°.- Pago por uso de los Sistemas para Polos de Desarrollo. Para efectos de la determinación del cargo único para la remuneración de la proporción no utilizada por centrales generadoras existentes en los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, se entenderá como proporción no utilizada aquella resultante de la diferencia entre uno y el cociente entre la suma de la capacidad instalada de generación, respecto de la totalidad de la capacidad instalada de transmisión. Dicha proporción distinguirá las líneas y subestaciones dedicadas, nuevas de las existentes, según corresponda, cuyas características técnicas hubiesen sido modificadas conforme a lo señalado en el artículo 88°, según lo establezca el reglamento.

Si transcurrido los cinco periodos tarifarios a que hace referencia el artículo 99° no se ha utilizado la capacidad total de transporte prevista, se extenderá este régimen de remuneración hasta por dos periodos tarifarios adicionales. A partir de entonces, sólo se considerará la capacidad de la generación existente, para su valorización y remuneración.

El pago de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo de cargo de los consumidores finales libres y regulados, se determinará en base a la diferencia entre el 50% de la proporción del valor anual de los tramos, asignada a dichos consumidores, y la proporción de los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales del sistema interconectado para el mismo semestre.

El reglamento establecerá los mecanismos y procedimientos para la correcta determinación de dichos pagos.

Artículo 117°.- Repartición de Ingresos. Dentro de cada sistema de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo y transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios, los ingresos percibidos por concepto de cargo semestral por uso e ingresos tarifarios reales, serán repartidos entre los propietarios de las instalaciones de cada sistema de acuerdo con lo siguiente:

a) De la recaudación mensual total de cada segmento y sistema, se pagará en primer lugar el valor anual de la transmisión por tramo de las instalaciones declaradas como obra nueva y obra de ampliación, conforme lo señalado en el artículo 89º y de acuerdo a las fórmulas de indexación de éste, y la proporción de la transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios.

b) En cada segmento y sistema, el resto de las instalaciones recibirán el remanente de la recaudación a prorrata del A.V.I.+C.O.M.A. de las instalaciones resultante del o los estudios de valorización, conforme las fórmulas de indexación de los mismos.

c) En cada sistema y segmento, las diferencias que se produzcan entre la recaudación total y el valor anual de la transmisión por tramo, deberán ser consideradas en el período siguiente a fin de abonar o descontar dichas diferencias según corresponda, en el cálculo del cargo para el próximo período.

d) El Coordinador deberá realizar todos los cálculos necesarios para la repartición de ingresos a que hace referencia el presente artículo, de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente y deberá resguardar que la recaudación anual asignada a cada tramo no sea superior a su valorización anual.

Artículo 118°.- Tasa de Descuento. La tasa de descuento que deberá utilizarse para determinar la anualidad del valor de inversión de las instalaciones de transmisión será calculada por la Comisión cada cuatro años de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo siguiente. Esta tasa será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas de transmisión eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso la tasa de descuento no podrá ser inferior al siete por ciento ni superior al diez por ciento.

El riesgo sistemático señalado, se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa eficiente de transmisión 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 y su plazo deberán 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 descuento, así como su consistencia con el horizonte de planificación de la empresa eficiente. El período considerado para establecer el promedio corresponderá a un mes y corresponderá al mes calendario de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de descuento.

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.

De este modo, la tasa de descuento será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

Artículo 119°.- Procedimiento de Cálculo de la Tasa de Descuento. Antes de cinco meses del plazo señalado en el artículo 107° para comunicar las bases preliminares del o los estudios de valorización, la Comisión deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de descuento, los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en el artículo anterior.

Finalizado dicho estudio, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de descuento, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 107°, para efectos de ser observado por las empresas participantes y usuarios e instituciones interesadas a que se refiere el artículo 90°, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico señalado precedentemente deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.

Artículo 120°.- Peajes de Distribución. Los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad estarán obligados a prestar el servicio de transporte, permitiendo el acceso a sus instalaciones de distribución, tales como líneas aéreas o subterráneas, subestaciones y obras anexas, en las condiciones técnicas y de seguridad que se establezcan, para que terceros den suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro de su zona de concesión.

Quienes transporten electricidad y hagan uso de estas instalaciones conforme al inciso anterior estarán obligados a pagar al concesionario un peaje igual al valor agregado de distribución vigente en la zona en que se encuentra el usuario, dentro de la respectiva área típica, ajustado de modo tal que si los clientes no regulados adquirieran su potencia y energía a los precios de nudo considerados para establecer la tarifa de los clientes sometidos a regulación de precios de la concesionaria de servicio público de distribución en la zona correspondiente, el precio final resultará igual al que pagarían si se les aplicara las tarifas fijadas a la referida concesionaria en dicha zona.

Serán aplicables a este servicio las disposiciones establecidas en los artículos 126º, en lo referente a la garantía para caucionar potencias superiores a 10 kilowatts, 141º y 225°, letra q).

El Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, fijará estos peajes con ocasión de la fijación de tarifas de distribución correspondiente. El reglamento establecerá el procedimiento para la fijación y aplicación de dichos peajes.

Las discrepancias que se produzcan en relación a la fijación de peajes de distribución señalada en el presente artículo podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo 211°.

Artículo 121°.- Facturación, mora, titulo ejecutivo factura. En caso de mora o simple retardo en el pago de las facturas que se emitan entre las empresas sujetas a coordinación del Coordinador, éstas podrán aplicar sobre los montos adeudados el interés máximo convencional definido en el artículo 6º de la ley Nº18.010, vigente el día del vencimiento de la obligación respectiva.

Las facturas emitidas por las empresas de transmisión para el cobro de la remuneración del sistema de transmisión tendrán mérito ejecutivo.

Artículo 122°.- Garantías para proyectos de inversión en Sistemas de Transmisión. Las empresas de transmisión tendrán derecho a dar en garantía para la obtención de un financiamiento para la construcción y ejecución de un proyecto de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo, los derechos de ejecución y explotación de obras nuevas pertenecientes a dichos sistemas de transmisión, que se hayan fijado a través del decreto del Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 92. Para dichos efectos, se podrá optar por las siguientes alternativas:

1° Constituir una prenda civil sobre los derechos que para dichas empresas nacen del decreto indicado precedentemente. La prenda se entenderá constituida y se regirá por las reglas generales del Código Civil, efectuándose la tradición mediante la entrega por parte de la empresa de transmisión al acreedor prendario, del decreto en donde consten los derechos dados en prenda.

2° Ceder condicionalmente los derechos objeto del citado decreto, sujeto a la condición suspensiva de incumplimientos contemplados en el respectivo contrato de crédito celebrado entre la empresa transmisora y su o sus acreedores.

3° Otorgar un mandato irrevocable en los términos del artículo 241 del Código de Comercio, al o los acreedores de la empresa de transmisión para percibir las tarifas a que tenga derecho esta última de acuerdo al decreto referido en el inciso primero. Podrá convenirse en dicha cesión condicional, que el o los acreedores deberán imputar los montos percibidos en virtud del mandato con los correspondientes a la deuda existente entre la empresa de transmisión y dicho acreedor. La imputación de los montos percibidos se realizará de acuerdo a las reglas acordadas por las partes en el contrato de crédito en cuestión o, a falta de ellas, a las contenidas en el Código Civil.

En caso de otorgarse uno o más de los contratos indicados en los numerales anteriores, la empresa de transmisión deberá dar cumplimiento a lo indicado en el inciso siguiente, debiendo, además, el comprador en remate de los derechos ejecutados o el adquirente de los mismos por haberse cumplido la condición suspensiva en cuestión, reunir los requisitos establecidos en esta ley y en las bases de licitación de las obras de expansión, al igual que lo hiciera la empresa deudora, en los términos prescritos en el inciso siguiente.

Deberá ser sometido a la aprobación de la Comisión, las bases del remate a efecto de acreditar el cumplimiento de las exigencias establecidas en el inciso anterior, en forma previa al mismo. Tratándose de la cesión condicional del derecho, la empresa transmisora deberá notificar a la Comisión y a la Superintendencia de este hecho. El no cumplimiento por parte de la adquirente o cesionaria de los requisitos indicados en el inciso anterior, resolverá de pleno derecho la compra o cesión de los derechos de la cedente. La adquisición de los derechos de crédito no implicará la extinción de las obligaciones originadas por la normativa eléctrica de la empresa cedente, salvo que se demuestre la imposibilidad material de dar cumplimiento a las mismas y así lo resuelvan en conjunto la Superintendencia y la Comisión.”.

5) Suprímese el artículo 123°.

6) Modifícase el inciso segundo del artículo 128° en el siguiente sentido:

a) Intercálase a continuación del punto seguido la siguiente frase: “Para las empresas de transmisión, el interés deberá ser igual a la tasa de descuento establecida en el artículo 118°.”.

b) Reemplázase en la última oración la palabra “El” por “Para las empresas generadoras y distribuidoras, el”.

7) Elimínase en el inciso quinto del artículo 134° el párrafo final “contado desde la respectiva presentación.”, pasando la coma que le antecede a ser un punto aparte.

8) Reemplázase en el inciso final del artículo 135° ter la sigla “CDEC” por la expresión “Coordinador”, las dos veces que aparece.

9) Reemplázase en los incisos segundo, tercero, cuarto y sexto del artículo 135° quinquies, las veces que aparece, la sigla “CDEC” por “Coordinador”.

10) Suprímense los artículos 137° y 138°.

11) Reemplázase en los incisos segundo y tercero del artículo 146° ter, cada vez que aparece, el guarismo “137°” por “72°-1”.

12) Suprímese el artículo 146° quáter.

13) Modifícase el artículo 149° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso segundo el guarismo “137°” por “72°-1”;

b) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “organismo de coordinación de la operación o CDEC” por la expresión “Coordinador”;

c) Reemplázase en el inciso cuarto el guarismo “137°” por “72°-1”, y

d) Reemplázase en el inciso quinto la expresión “troncal, de subtransmisión” por “nacional, zonal”.

14) Reemplazase en el inciso segundo del artículo 149° quáter, la expresión “a las Direcciones de Peajes de los CDEC” por “al Coordinador”.

15) Elimínase el artículo 150°.

16) Modifícase el artículo 150° bis en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso primero, la expresión “la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “el Coordinador”.

b) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “a la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “al Coordinador”.

c) Sustitúyense en el inciso sexto, las frases “Las Direcciones de Peajes de los CDEC” y “las señaladas Direcciones de Peajes”, en ambos casos, por la expresión “el Coordinador”.

d) Sustitúyense en el inciso noveno, las frases “La Dirección de Peajes del CDEC respectivo” y “a la Dirección de Peajes”, por las expresiones “el Coordinador” y “al Coordinador”, respectivamente.

e) Modifícase el inciso décimo en el siguiente sentido:

i. Sustitúyese, la frase “la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “el Coordinador”; la frase “la referida Dirección” por “el referido Coordinador”; y, la expresión “la Dirección de Peajes” por “el Coordinador”;

ii. Reemplázase la oración “aplicable a las discrepancias previstas en el número 11 del artículo 208°” por la frase “establecido en el artículo 211°”.

17) Modifícase el artículo 150° ter en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso decimocuarto la frase “los factores de penalización de energía del sistema correspondiente,” por la siguiente “la razón entre el precio de nudo de energía en dicho punto particular del sistema y el precio de nudo de energía en el punto de inyección, ambos”.

b) Reemplázase en el inciso decimoséptimo la expresión “la Dirección de Peajes correspondiente” por “el Coordinador”.

c) Reemplázase en el inciso decimoctavo la expresión “cada Dirección de Peajes” por “el Coordinador”.

d) Modifícase el inciso décimonoveno en el siguiente sentido:

i. Reemplázase la expresión “inciso primero del artículo 119°” por la frase “inciso segundo del artículo 149°”;

ii. Reemplázase la expresión “dicha Dirección” por “el Coordinador,”.

e) Reemplázase en el inciso final la frase “la Dirección de Peajes que corresponda” por “el Coordinador”.

18) Modifícase el artículo 155° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase, en el número 2.- del inciso primero, la frase “del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra a) del artículo 102°” por “los cargos señalados en los artículos 115°, 116° y 212°-13”.

b) Modifícase el inciso tercero del siguiente modo:

i. Reemplázase, en el primer párrafo, la frase “el sistema de transmisión troncal conforme señala el artículo 102°” por “los sistemas de transmisión conforme señalan los artículos 115° y 116°”.

ii. Agrégase el siguiente párrafo tercero y final:

“- Cargo por Servicio Público a que hace referencia el artículo 212°-13.”.

19) Modifícase el artículo 157° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso primero la expresión “generación-transporte” por “generación”.

b) Sustitúyese en el inciso tercero la expresión “las Direcciones de Peajes de los CDEC respectivos, de manera coordinada” por “el Coordinador”.

20) Modifícase el artículo 162° en el siguiente sentido:

a) Intercálase en el número 1, entre las expresiones “instalaciones existentes y” y “en construcción” la expresión “aquellas declaradas por la Comisión”.

b) Reemplázanse en el número 2 el guarismo “166°” por “165°” y la frase “El valor así obtenido se denomina precio básico de la energía” por “Los valores así obtenidos, para cada una de las barras, se denominan precios básicos de la energía”.

c) Elimínase el número 4.

d) Modifícase el número 5 en el siguiente sentido:

i. Sustitúyense la frase “subestaciones troncales” por “barras del sistema de transmisión nacional” y la palabra “subestación” por la palabra “barra”.

ii. Intercálase entre la primera coma y la expresión “se calcula” la siguiente frase: “y que no tenga determinado un período básico de potencia,”.

e) Reemplázase el número 6 por el siguiente:

“6.- El cálculo de los factores de penalización de potencia de punta a que se refiere el número 5 anterior, se efectúa considerando las perdidas marginales de transmisión de potencia de punta, considerando el programa de obras de generación y transmisión señalado en el número 1 de este artículo, y”.

f) Sustitúyese, en el número 7, la expresión “, y” por un punto aparte.

g) Elimínase el número 8.

21) Reemplázase en el inciso final del artículo 163° la expresión “en un CDEC” por “entre las empresas sujetas a coordinación”.

22) Reemplázase en el artículo 165° la expresión “de los CDEC” por “del Coordinador”.

23) Reemplázanse, en el número 2 del artículo 167°, la palabra “troncal” por “nacional” y el guarismo “102°” por “115°”.

24) Reemplázase en el inciso primero del artículo 170° la expresión “CDEC” por “Coordinador”.

25) Reemplázánse, en el inciso primero del artículo 177°, la coma que sigue a la palabra “definitivas”, que pasa a ser punto seguido, y la frase “las que en todo caso deberán ser aprobadas por ésta antes de once meses del término de vigencia de los precios vigentes y serán públicas” por la siguiente oración: “Si se mantuviesen controversias, las empresas podrán presentar sus discrepancias al Panel, en un plazo máximo de diez días contado desde la recepción de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°. En todo caso, las bases definitivas deberán será aprobadas por la Comisión antes de once meses del término de vigencia de los precios vigentes.”.

26) Reemplázase, en el artículo 181°, la frase “y del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra a) del artículo 102°” por la siguiente “los cargos señalados en los artículos 115°, 116° y 212°-13”.

27) Incorpórase, en el artículo 184°, el siguiente inciso cuarto y final, nuevo:

“Las discrepancias que se produzcan en relación a la fijación de los precios de los servicios, a que se refiere el número 4 del artículo 147°, podrán ser sometidos al dictamen del Panel de Expertos conforme al procedimiento establecido en el artículo 211°.”.

28) Reemplázase el artículo 208° por el siguiente:

“Artículo 208°.- Serán sometidas al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que se produzcan en relación con las materias que se señalen expresamente en la presente ley o en el reglamento, y en otras leyes en materia energética.

Asimismo, serán sometidas a dicho dictamen, las discrepancias que se susciten entre el Coordinador y las empresas sujetas a su coordinación en relación a los procedimientos técnicos, instrucciones y cualquier otro acto de coordinación de la operación del sistema y del mercado eléctrico que emane del Coordinador, en cumplimento de sus funciones.

Podrán, asimismo, someterse al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que las empresas eléctricas tengan entre sí con motivo de la aplicación técnica o económica de la normativa del sector eléctrico y que, de común acuerdo, sometan a su dictamen.”.

29) Reemplázase en la letra b) del artículo 210°, la expresión “en el artículo 208°” por la siguiente: “en la presente ley o reglamento u en otras leyes en materia energética.”.

30) Modifícase el artículo 211° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase el inciso segundo por el siguiente:

“Requerida la intervención del Panel de Expertos, éste en el más breve plazo, deberá notificar a las partes y los interesados las discrepancias presentadas. Asimismo, se convocará a una sesión especial, debiendo establecer en ella un programa de trabajo que considerará una audiencia pública con las partes y los interesados, de la que se dejará constancia escrita, entendiéndose siempre que la Comisión y la Superintendencia tienen la condición de interesados en lo que respecta a las esferas de sus respectivas atribuciones. Dicha audiencia deberá realizarse no antes del plazo de diez días contados desde la notificación de las discrepancias. El Panel evacuará el dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la realización de la audiencia, salvo que la normativa legal o reglamentaria establezca un plazo diferente. El dictamen será fundado y todos los antecedentes recibidos serán públicos desde la notificación del dictamen.”.

b) Intercálase, en el inciso tercero, entre la expresión “participen” y la frase “en el procedimiento respectivo”, la siguiente expresión: “, en calidad de partes,”.

c) Reemplázase el inciso final por el siguiente:

“No obstante, el Ministro de Energía, mediante resolución exenta fundada, podrá, dentro del plazo de diez días contado desde la notificación del dictamen, declararlo inaplicable, en caso que se refiera a materias ajenas a las señaladas en el artículo 208°.”.

31) Modifícase el artículo 212° en el siguiente sentido:

a) Reemplázanse, los incisos primero y segundo, del artículo 212°, por los siguientes:

“El financiamiento del Panel se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Subsecretaria de Energía en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13. Para estos efectos, el Panel deberá presentar a la Subsecretaria de Energía, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual para el siguiente año.

El presupuesto del Panel de Expertos deberá comprender los honorarios de sus miembros y del secretario abogado, los gastos en personal administrativo y demás gastos generales.

El procedimiento de recaudación del cargo por servicio público para el financiamiento del Panel y su pago se efectuará en la forma que señale el reglamento.”.

b) Suprímese el actual inciso tercero.

32) Intercálase, a continuación del artículo 212°, el siguiente Título VI bis, nuevo:

“Título VI BIS

Del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional

Artículo 212°-1.- Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, el Coordinador. El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional es el organismo técnico e independiente encargado de la coordinación de la operación del conjunto de instalaciones del sistema eléctrico nacional que operen interconectadas entre sí.

El Coordinador es una corporación autónoma de derecho público, sin fines de lucro, con patrimonio propio y de duración indefinida. Su domicilio será la ciudad de Santiago, sin perjuicio de que pueda establecer oficinas o sedes a lo largo del país. El Coordinador podrá celebrar todo tipo de actos y contratos con sujeción al derecho común.

El Coordinador no forma parte de la Administración del Estado, no siéndole aplicable las disposiciones generales o especiales, dictadas o que se dicten para el sector público, salvo expresa mención. Su organización, composición, funciones y atribuciones se regirán por la presente ley y su reglamento.

Artículo 212°-2.- Transparencia y publicidad de la información. El principio de transparencia es aplicable al Coordinador, de modo que deberá mantener a disposición permanente del público, a través de su sitio electrónico, los siguientes antecedentes debidamente actualizados, al menos, una vez al mes:

a) El marco normativo que le sea aplicable.

b) Su estructura orgánica u organización interna.

c) Las funciones y competencias de cada una de sus unidades u órganos internos.

d) Sus estados financieros y memorias anuales.

e) La composición de su Consejo Directivo y la individualización de los responsables de la gestión y administración.

f) Información consolidada del personal.

g) Toda remuneración percibida en el año por cada integrante de su Consejo Directivo y del Director Ejecutivo, por concepto de gastos de representación, viáticos, regalías y, en general, todo otro estipendio. Asimismo, deberá incluirse, de forma global y consolidada, la remuneración total percibida por el personal del Coordinador.

Asimismo, el Coordinador deberá proporcionar toda la información que se le solicite, salvo que concurra alguna de las causales de secreto o reserva que establece la ley y la Constitución, o que su publicidad, comunicación o conocimiento afecte el debido cumplimiento de las funciones del Coordinador o derechos de las personas, especialmente en el ámbito de su vida privada o derechos de carácter comercial o económico. El procedimiento para la entrega de la información solicitada se deberá realizar en los plazos y en la forma que establezca el reglamento. Toda negativa a entregar la información deberá formularse por escrito y deberá ser fundada, especificando la causal legal invocada y las razones que en cada caso motiven su decisión.

La información anterior deberá incorporarse a sus sitios electrónicos en forma completa, y de un modo que permita su fácil identificación y un acceso expedito.

Corresponderá al Director Ejecutivo velar por el cumplimiento de la obligación que establece este artículo y se le considerará para estos efectos el jefe superior del órgano. Serán aplicables a su respecto, lo dispuesto en los artículos 8°, 47 y 48 de la ley N°20.285, sobre Acceso a la Información Pública. En caso de incumplimiento, las sanciones serán aplicadas por el Consejo para la Transparencia.

Artículo 212°-3: Administración y Dirección del Coordinador.

La dirección y administración del Coordinador estará a cargo de un Consejo Directivo, compuesto por siete consejeros, los que serán elegidos conforme al artículo 212-5. Al Consejo Directivo le corresponderá la representación judicial y extrajudicial del organismo.

El Coordinador contará con un Director Ejecutivo, que será designado y/o removido por el Consejo Directivo en la forma y con el quórum establecido en el artículo 212-8. Le corresponderá al Director Ejecutivo:

a) La ejecución de los acuerdos y directrices adoptados por el Consejo Directivo;

b) La supervisión permanente de la administración y funcionamiento técnico del organismo;

c) Proponer al Consejo Directivo la estructura organizacional del Coordinador; y

d) Las demás materias que le delegue el Consejo Directivo.

Los miembros del Consejo Directivo, el Director Ejecutivo y el personal del Coordinador no tendrán el carácter de personal de la Administración del Estado y se regirán exclusivamente por las normas del Código del Trabajo. No obstante, a éstos se les extenderá la calificación de empleados públicos sólo para efectos de aplicarles el artículo 260° del Código Penal.

El Coordinador deberá contar con una estructura interna y personal necesario e idóneo para el cumplimiento de sus funciones, la que será determinada por el Consejo Directivo. Para estos efectos, el Consejo Directivo deberá elaborar los Estatutos del Coordinador, los que deberán regular la organización interna de la institución y contener las normas que aseguren su adecuado funcionamiento.

Artículo 212°-4.- Deber del Consejo Directivo de velar por el cumplimento de las funciones del Coordinador y normativa. Le corresponderá al Consejo Directivo del Coordinador velar por el cumplimiento de las funciones que la normativa vigente asigna al Coordinador y adoptar las medidas que sean necesarias para asegurar dicho cumplimiento, en el ámbito de sus atribuciones. El Consejo Directivo deberá informar a la Superintendencia y a la Comisión cualquier hecho o circunstancia que pueda constituir una infracción a la normativa eléctrica vigente por parte de las empresas sujetas a su coordinación, identificando al propietario de las instalaciones pertinentes, cuando corresponda.

Artículo 212°-5.- Del Consejo Directivo del Coordinador. Los miembros del Consejo Directivo serán elegidos, en un proceso público y abierto, por el Comité Especial de Nominaciones, de una o más ternas de candidatos al cargo confeccionada por una empresa especializada, los que deberán acreditar experiencia profesional en el sector eléctrico o en las demás áreas que defina dicho Comité y reunir las condiciones de idoneidad necesarias para desempeñar el cargo. Las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los aspectos operativos del procedimiento de elección de los consejeros del Consejo Directivo del Coordinador serán establecidas en el reglamento.

Los consejeros durarán cuatro años en su cargo, pudiendo ser reelegidos. El Consejo Directivo se renovará parcialmente cada dos años.

Los consejeros podrán ser removidos de su cargo por el Comité Especial de Nominaciones por causa justificada, por el mismo quórum calificado fijado para su elección. La destitución, remoción de uno cualquiera de los miembros del Consejo Directivo, será decretada por el Comité especial de Nominaciones, a solicitud de la Superintendencia, por causa justificada y conforme al procedimiento establecido en el reglamento que se dicte al efecto, el que establecerá las definiciones, plazos, condiciones y procedimiento para el ejercicio de la presente atribución.

El Consejo Directivo designará entre sus miembros a un presidente y a su respectivo suplente para que ejerza las funciones de aquél en caso de ausencia o impedimento de cualquier naturaleza.

Los consejeros cesarán en sus funciones por alguna de las siguientes circunstancias:

a) Término del período legal de su designación;

b) Renuncia voluntaria;

c) Destitución o remoción por causa justificada, y

d) Incapacidad sobreviniente que le impida ejercer el cargo por un periodo superior a tres meses consecutivos o seis meses en un año.

En caso de cesación anticipada del cargo de consejero, cualquiera sea la causa, el Comité Especial de Nominaciones se constituirá, a petición de la Comisión, para elegir un reemplazante por el tiempo que restare para la conclusión del período de designación del consejero cuyas funciones hayan cesado anticipadamente, salvo que éste fuese igual o inferior a seis meses.

El Consejo Directivo deberá sesionar con la asistencia de, a lo menos, cuatro de sus miembros. Sin perjuicio de lo anterior, los acuerdos se entenderán adoptados cuando cuenten con el voto favorable de la mayoría de los miembros del Consejo, salvo que esta ley o el Reglamento exijan una mayoría especial. El que presida tendrá voto decisorio en caso de empate. El Consejo Directivo deberá celebrar sesiones ordinarias con la periodicidad que establezcan los Estatutos Internos, y extraordinarias cuando las cite especialmente el Presidente, por sí o a requerimiento escrito de dos o más consejeros.

El Consejo Directivo podrá delegar parte de sus facultades en el Director Ejecutivo o los ejecutivos principales del Coordinador.

Asimismo, este Consejo podrá, por quórum calificado, asignar un nombre de fantasía al Coordinador.

Artículo 212°-6.- Incompatibilidades. El cargo de consejero del Consejo Directivo es de dedicación exclusiva y será incompatible con todo cargo o servicio remunerado que se preste en el sector público o privado. No obstante, los consejeros podrán desempeñar funciones en corporaciones o fundaciones, públicas o privadas, que no persigan fines de lucro, siempre que por ellas no perciban remuneración.

Asimismo, es incompatible la función de consejero con la condición de tenedor, poseedor o propietario de acciones o derechos, por sí o a través de terceros, de una persona jurídica sujeta a la coordinación del Coordinador, de sus matrices, filiales o coligadas.

Las personas que al momento de su nombramiento les afecte cualquiera de dichas condiciones deberán renunciar a ella. Las incompatibilidades contenidas en el presente artículo se mantendrán por seis meses después de haber cesado en el cargo por cualquier causa. La infracción de esta norma será sancionada por la Superintendencia, pudiendo servir de causa justificada para la remoción del respectivo consejero.

Las incompatibilidades previstas en este artículo no regirán para las labores docentes o académicas siempre y cuando no sean financiadas por los coordinados, con un límite máximo de doce horas semanales. Tampoco regirán cuando las leyes dispongan que un miembro del Consejo Directivo deba integrar un determinado comité, consejo, directorio, u otra instancia, en cuyo caso no percibirán remuneración por estas otras funciones.

Cuando el cese de funciones se produzca por término del periodo legal del cargo o por incapacidad sobreviniente, el consejero tendrá derecho a gozar de una indemnización equivalente al total de las remuneraciones devengadas en el último mes, por seis meses. Si durante dicho período incurriere en alguna incompatibilidad perderá el derecho de gozar de tal indemnización desde el momento en que se produzca la infracción.

La infracción de lo dispuesto en el presente artículo será sancionada por la Superintendencia, pudiendo servir de causa justificada para la remoción del respectivo consejero.

Artículo 212°-7.- Comité Especial de Nominaciones. El Comité Especial de Nominaciones estará compuesto por un representante del Ministerio de Energía, uno de la Comisión Nacional de Energía, uno del Consejo de Alta Dirección Pública, uno del Panel de Expertos, un decano de una facultad de ciencias o ingeniería de una Universidad del Consejo de Rectores y uno del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia. La composición y funcionamiento del Comité Especial de Nominaciones y las demás normas que lo rijan serán establecidas por la Comisión mediante resolución dictada al efecto.

Todos los acuerdos del Comité deberán ser adoptados por el voto favorable de, al menos, cuatro de sus seis miembros.

Los integrantes del Comité no percibirán remuneración ni dieta adicional por el desempeño de sus funciones.

Artículo 212°-8.- Del Director Ejecutivo. El Director Ejecutivo deberá ser elegido y removido por el voto favorable de cinco de los Consejeros del Consejo Directivo de una terna de candidatos al cargo confeccionada por una empresa especializada. Las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los aspectos operativos del procedimiento de elección del Director Ejecutivo serán establecidas en el estatuto interno del Coordinador.

El Director Ejecutivo responde personalmente de la ejecución de los acuerdos del Consejo.

Artículo 212°-9.- Responsabilidad del Coordinador y de los miembros del Consejo Directivo. Las infracciones a la normativa vigente en que incurra el Coordinador en el ejercicio de sus funciones darán lugar a las indemnizaciones de perjuicios correspondientes, según las reglas generales.

El Consejo Directivo es un órgano colegiado, que ejerce las funciones que la ley y la normativa eléctrica le asigna. Los consejeros deberán actuar en el ejercicio de sus funciones con el cuidado y diligencia que las personas emplean ordinariamente en sus propios negocios.

Las deliberaciones y acuerdos del Consejo Directivo deberán constar en un acta, la que deberá ser firmada por todos aquellos consejeros que hubieren concurrido a la respectiva sesión. Asimismo, en dichas actas deberá contar el o los votos disidentes del o los acuerdos adoptados por Consejo Directivo, para los efectos de una eventual exención de responsabilidad de algún consejero. Los estatutos internos del Coordinador deberán regular la fidelidad de las actas, su mecanismo de aprobación, observación y firma. Las actas del Consejo Directivo serán públicas.

Los consejeros son personalmente responsables de los acuerdos y actos que suscriban, así como de su ejecución, debiendo responder administrativamente conforme a lo señalado en el inciso sexto del presente artículo. Sin perjuicio de lo anterior, el Coordinador responderá civilmente de los hechos de los miembros del Consejo Directivo, incurridos en el ejercicio de su cargo, salvo que aquellos sean constitutivos de crímenes o simples delitos. Según corresponda, el Coordinador tendrá derecho a repetir en contra de él o los consejeros responsables.

En caso de ejercerse acciones judiciales en contra de los miembros del Consejo Directivo por actos u omisiones en el ejercicio de su cargo, el Coordinador deberá proporcionarles defensa. Esta defensa se extenderá para todas aquellas acciones que se inicien en su contra por los motivos señalados, incluso después de haber cesado en el cargo.

La Superintendencia podrá aplicar sanciones consistentes en multas a los consejeros por su concurrencia a los acuerdos del Consejo Directivo que tengan como consecuencia la infracción de la normativa sectorial. Asimismo, los miembros del Consejo Directivo podrán ser sancionados por la infracción a su deber de vigilancia sobre las acciones del Coordinador, tales como, verificar que mantenga la contratación de personal idóneo para el adecuado ejercicio de las funciones del Coordinador. También podrán ser sancionados con multas los consejeros que infrinjan lo establecido en el artículo 212-6, relativo a sus incompatibilidades. Estas multas tendrán como tope máximo, para cada infracción, 30 unidades tributarias anuales por consejero. El consejero sancionado tendrá derecho, mientras posea la calidad de miembro del Consejo Directivo, a pagar la correspondiente multa mediante un descuento mensual máximo de un 30% de su remuneración bruta mensual hasta enterar su monto total.

Artículo 212°-10.- Remuneración del Consejo Directivo y del Director Ejecutivo. Los consejeros recibirán una remuneración bruta mensual equivalente a la establecida para los integrantes del Panel de Expertos en el inciso cuarto del artículo 212. La remuneración del Director Ejecutivo será fijada por el Consejo Directivo.

Artículo 212°-11.- Financiamiento y Presupuesto Anual del Coordinador. El financiamiento del Coordinador se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Comisión en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

Para estos efectos, el Consejo Directivo del Coordinador deberá presentar a la Comisión, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual del Coordinador, el que además deberá detallar el plan de trabajo para el respectivo año calendario, identificando las actividades que se desarrollarán, los objetivos propuestos y los indicadores de gestión que permitan verificar el cumplimento de dichos objetivos. El presupuesto deberá permitir cumplir con los objetivos y funciones establecidas para el Coordinador en la normativa eléctrica vigente.

La Comisión justificadamente podrá observar y solicitar modificaciones al presupuesto anual del Coordinador, las que necesariamente deberán ser incorporadas por dicho organismo.

La Comisión deberá aprobar el presupuesto anual del Coordinador antes del 19 noviembre de cada año.

El Consejo Directivo, en cualquier momento y en forma debidamente justificada, podrá presentar a la Comisión para su aprobación uno o más suplementos presupuestarios. En caso de aprobación, la Comisión deberá ajustar el cargo por servicio público a que hacer referencia el artículo 212°-13 con el objeto financiar dicho suplemento.

Adicionalmente, dentro de los primeros treinta días de cada año, el Coordinador deberá presentar a la Comisión la ejecución presupuestaria del año calendario inmediatamente anterior.

Artículo 212°-12.- Patrimonio del Coordinador. El patrimonio del Coordinador estará conformado por los bienes muebles, inmuebles, corporales o incorporales, que se le transfieran o adquieran a cualquier título, como asimismo por los ingresos que perciba por los servicios que preste.

Artículo 212°-13.- Cargo por Servicio Público. El presupuesto del Coordinador, del Panel de Expertos y el estudio de franja que establece el artículo 93, será financiado por la totalidad de usuarios finales, libres y sujetos a fijación de precios, a través de un cargo por servicio público, el que será fijado anualmente por la Comisión, mediante resolución exenta e informado antes del 19 de noviembre de cada año, con el objeto de que el cargo señalado sea incorporado en las respectivas boletas o facturas a partir del mes de diciembre del año anterior del período presupuestario correspondiente.

Este cargo se calculará considerando la suma de los presupuestos anuales del Coordinador, el Panel de Expertos y el estudio de franja, dividido por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales para el año calendario siguiente.

El monto a pagar por los usuarios finales corresponderá al cargo por servicio público multiplicado por la energía facturada en el mes correspondiente. En el caso de los clientes sujetos a fijación de precios, este valor será incluido en las cuentas respectivas que deben pagar a la empresa distribuidora, las que a su vez deberán efectuar el pago de los montos recaudados mensualmente al Coordinador. Asimismo, en el caso de los clientes libres, este cargo deberá ser incorporado explícitamente en las boletas o facturas entre dichos clientes y su suministrador, los que deberán a su vez traspasar mensualmente los montos recibidos de parte de los clientes al Coordinador.

El Coordinador deberá repartir los ingresos recaudados a prorrata de los respectivos presupuestos anuales de dicho organismo, del Panel de Expertos y el elaborado por la Subsecretaría de Energía para el estudio de franja, según corresponda.

Los saldos a favor o en contra que se registren deberán imputarse al ejercicio de cálculo del presupuesto correspondiente del año siguiente.

El procedimiento para la fijación y la recaudación del cargo por servicio público, así como su pago se efectuará en la forma que señale el reglamento.”.

33) Suprímese el artículo 220°.

34) Elimínase el inciso primero del artículo 223°.

35) Modifícase el artículo 225° en el siguiente sentido:

a) Elimínase la letra b).

b) Reemplázase la letra y) por la siguiente:

“y) Energía Firme: Capacidad de producción anual esperada de energía eléctrica que puede ser inyectada al sistema por una unidad de generación de manera segura, considerando aspectos como la certidumbre asociada a la disponibilidad de su fuente de energía primaria, indisponibilidades programadas y forzadas. El detalle de cálculo de la energía firme, diferenciado por tecnología, deberá estar contenido en la Norma Técnica que la Comisión dicte para estos efectos.”.

c) Reemplázase la letra z) por la siguiente:

“z) Servicios complementarios: recursos técnicos con los que deberán contar las instalaciones de generación, transmisión, distribución y de clientes no sometidos a regulación de precios para la coordinación de la operación del sistema en los términos dispuestos en el artículo 72°-1. Son servicios complementarios aquellas prestaciones que permiten efectuar, a lo menos, un adecuado control de frecuencia, control de tensión y plan de recuperación de servicio, tanto en condiciones normales de operación como ante contingencias.”.

Artículo 2°.- Elimínase el artículo 16 B de la ley N°18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Artículo primero.- El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, para todos los efectos legales, es el continuador legal de los Centros de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, CDEC SIC, y del Sistema Interconectado del Norte Grande, CDEC SING, a partir de la fecha señalada en el inciso siguiente, sin perjuicio de los derechos recíprocos que puedan existir de conformidad a los artículos transitorios siguientes.

El Coordinador deberá estar plenamente constituido y ejerciendo las funciones establecidas en la presente ley el 1° de enero de 2018. En el tiempo que medie entre la publicación de la presente ley en el Diario Oficial y la fecha señalada precedentemente, el CDEC SIC y el CDEC SING deberán seguir operando y ejerciendo las funciones que la normativa eléctrica les asigna.

Artículo segundo.- El Consejo Directivo del Coordinador deberá estar constituido a más tardar el 30 de junio de 2017. Para estos efectos, la Comisión deberá, antes del 31 de diciembre de 2016, convocar al Comité Especial de Nominaciones a que hace referencia el artículo 212°-7. Su composición, funcionamiento, las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los procedimientos de la primera elección de los miembros del Consejo Directivo deberán ser establecidas por la Comisión mediante resolución exenta.

Artículo tercero.- El presupuesto anual del CDEC SING y del CDEC SIC correspondiente al año 2017 deberá contemplar una glosa o partida que considere los gastos y costos necesarios de implementación del Coordinador y de su Consejo Directivo correspondiente a dicho año calendario.

Artículo cuarto.- El Consejo Directivo deberá presentar a la Comisión para su aprobación, antes del 30 de septiembre de 2017, el presupuesto anual del Coordinador para el año siguiente, el que, además, deberá detallar el plan de trabajo para el respectivo año calendario, identificando las actividades que se desarrollarán, los objetivos propuestos y los indicadores de gestión que permitan verificar el cumplimento de dichos objetivos, conforme a las funciones definidas en la presente ley.

Para los efectos del financiamiento del Coordinador, el cargo único por servicio público a que hace referencia el artículo 212°-13 deberá ser incorporado en las boletas o facturas emitidas a partir del mes de noviembre de 2017.

Artículo quinto.- El Consejo Directivo del Coordinador constituido conforme al artículo segundo transitorio, deberá presentar a la Comisión, a más tardar cuarenta y cinco días corridos desde su constitución, los Estatutos Internos del Coordinador.

Asimismo, a más tardar ciento veinte días corridos desde su constitución, el Consejo Directivo del Coordinador deberá designar al Director Ejecutivo y a los Ejecutivos principales del organismo conforme a la estructura interna definida en sus Estatutos, la que deberá contemplar unidades, departamento o gerencias que les permita cumplir con las funciones de planificación, coordinación de la operación, coordinación de mercado eléctrico, administración, de información e estadísticas, entre otras. La elección de estos profesionales deberá efectuarse a través de un proceso público, informado y transparente, y sobre una terna de candidatos propuesta por una empresa especializada, de acuerdo a las especificaciones técnicas y procedimentales definidas en los Estatutos Internos del Coordinador.

Artículo sexto.- Los miembros del Directorio del CDEC SIC y del CDEC SING, así como los directores de las direcciones técnicas en ejercicio de dichos organismos, podrán ser propuestos por la empresa especializada a que hace referencia el artículo 2° y 5° transitorios para efectos de la elección de los consejeros del Consejo Directivo y los cargos de Director Ejecutivo o ejecutivos principales del Coordinador. En caso que éstos resulten electos, deberán renunciar a sus cargos en los respectivos CDEC.

Artículo séptimo.- Los miembros titulares o suplentes del Directorio del CDEC SING y del CDEC SIC que se encuentren en ejercicio, a la fecha de publicación de la presente ley en el Diario Oficial, continuarán en sus cargos hasta el 31 de diciembre de 2017, sin perjuicio que deban renunciar a sus cargos por la casual señalada en el artículo 6 ° transitorio anterior.

Artículo octavo.- Para los efectos de asegurar la continuidad de las funciones del CDEC, que serán asumidas por el Coordinador, el primero no podrá disponer de los bienes de su propiedad que sean necesarios para el cumplimiento de dichas funciones hasta doce meses después de iniciadas las mismas, salvo que éstos hayan sido adquiridos previamente por el Coordinador. El Coordinador deberá pagar al CDEC por el uso o goce temporal de dichos bienes, de acuerdo a los valores de mercado vigentes.

Sin perjuicio de lo anterior, los CDEC deberán ceder al Coordinador el sistema SCADA a precio contable a 31 de diciembre de 2017, el que deberá ser pagado dentro de los primeros seis meses del 2018.

Artículo noveno.- Para los efectos laborales y previsionales, el Coordinador es el continuador legal del CDEC SIC y del CDEC SING. En especial se aplicará lo dispuesto en el artículo 4° del Código del Trabajo.

Artículo décimo.- El proceso de planificación anual de la transmisión troncal correspondiente al año 2016 no se regirá por las normas legales de la presente ley, manteniéndose vigentes a su respecto las disposiciones contenidas en el decreto con fuerza de ley N°4/20.018, de 2006, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la ley General de Servicios Eléctricos.

Por su parte, las normas contenidas en los artículos 87° y siguientes relativas a la planificación de la transmisión entrarán en vigencia a partir del 1° de enero de 2017. Para estos efectos, la propuesta de planificación anual de la transmisión del Coordinador a que hace referencia el inciso primero del artículo 91°, deberá ser enviada a la Comisión en el plazo señalado en dicho artículo por los respectivos CDEC.

Artículo undécimo.- Dentro de los noventa días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley, el Ministerio de Energía deberá dar inicio al proceso de planificación energética a que hace referencia los artículos 83° y siguientes.

Artículo duodécimo.- Durante la vigencia del decreto del Ministerio de Energía que fija las tarifas de subtransmisión y sus respectivas fórmulas de indexación para el cuadrienio 2016-2019, la repartición de los ingresos asociados al pago por uso mensual que efectúen las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía y potencia desde los sistemas de subtransmisión para empresas concesionarias de servicio público de distribución o usuarios finales, se regirá por las siguientes disposiciones:

a) El ingreso a percibir asociados a costos estándares de inversión, mantención, operación y administración de las instalaciones que entraren en operación durante el cuadrienio correspondiente y no consideradas en el Informe Técnico que haya dado origen al decreto señalado, corresponderá al A.V.I.+C.O.M.A. de éstas.

b) El ingreso de las demás instalaciones corresponderá a la diferencia entre el monto total recaudado y la suma de los ingresos señalados en la letra a) precedente. El monto resultante deberá ser distribuido entre las empresas propietarias u operadoras de instalaciones de subtransmisión sobre la base de la proporción que represente el A.V.I.+C.O.M.A. de cada propietario u operador respecto al A.V.I.+C.O.M.A. total de cada sistema de subtransmisión.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión clasificará fundadamente las nuevas instalaciones en operación dentro de los sistemas de transmisión que corresponda, y determinará su A.V.I.+C.O.M.A. en base al valor de instalaciones de características similares, contenidas en el Informe Técnico referido en la letra a) anterior.

Las modificaciones a las condiciones de aplicación que en virtud de la presente ley corresponda efectuar sobre el decreto señalado en el inciso primero, deberán ser establecidas mediante Decreto del Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, dentro de los noventa días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley.

Asimismo, las modificaciones de las condiciones de aplicación que en virtud de la presente ley correspondan efectuar sobre el decreto vigente que fija las instalaciones del sistema troncal para el cuadrienio 2016-2019, deberán ser establecidas mediante Decreto del Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, dentro de los noventa días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley. El área de influencia común, el valor de la transmisión por tramo y sus componentes con sus fórmulas de indexación, se mantendrán vigentes hasta el 31 de diciembre de 2019.

Artículo decimotercero.- La Comisión deberá dar inicio al proceso de valorización de los sistemas de transmisión señalado en el artículo 105° el primer día hábil de enero de 2018.

La tasa de descuento que se utilizará en el proceso de valorización de los sistemas de transmisión para el cuatrienio 2020-2024, no podrá ser inferior al siete por ciento ni superior al diez por ciento.

Artículo decimocuarto.- Para efectos de dar inicio al primer proceso de calificación de instalaciones de transmisión y al primer proceso de cálculo de la tasa de descuento a que hacen referencia los artículos 100° y 119°, respectivamente, el plazo señalado en dichos artículos para iniciar los respectivos procesos deberá contabilizarse a partir de 1° de enero de 2018.

Artículo decimoquinto.- A partir de la publicación en el Diario Oficial de la presente ley, deberá iniciarse el proceso de calificación de aquellas nuevas instalaciones que se hayan incorporado al sistema eléctrico. Para estos efectos, la Dirección de Peajes de los CDEC respectivos deberá informar a la Comisión dichas instalaciones.

Artículo decimosexto.- A más tardar el 30 de septiembre de 2017, el CDEC SIC y el CDEC SING deberán implementar de manera conjunta el Sistema de Información Pública del Coordinador a que hace referencia el artículo 72-8, a lo menos, con la información señalada en las letras a) y d) de dicho artículo, así como toda aquella información que le sea solicitada incorporar por la Comisión con la debida antelación.

Artículo decimoséptimo.- Toda instalación existente a la fecha de publicación de la presente ley deberá certificar el cumplimiento de la normativa técnica correspondiente, en conformidad a lo establecido en el artículo 72°-15. Para ello, dentro del plazo de doce meses desde la publicación de la presente ley, la Superintendencia deberá autorizar los organismos certificadores independientes respectivos. Vencido el plazo anterior, los propietarios de instalaciones existentes tendrán un plazo no superior a dieciocho meses para realizar la certificación a sus instalaciones. En caso de que la certificación de la instalación no pueda ser obtenida por razones fundadas, excepcionalmente el coordinado deberá proponer al Coordinador para su aprobación, el plazo en el que ejecutará las adecuaciones pertinentes, presentando un plan de trabajo con una duración acorde a la magnitud de adecuaciones a realizar, el que no podrá superar 30 meses.

Artículo decimoctavo.- Los servicios complementarios que se estén prestando a la fecha de publicación de la presente ley, se seguirán prestando y remunerando en conformidad a las normas que la presente ley deroga, hasta el 31 de diciembre de 2017.

Por su parte, antes del mes de junio de 2017, los CDEC respectivos deberán presentar a la Comisión la propuesta de servicios complementarios a que hace referencia el inciso tercero del artículo 72°-7, señalando los que pueden ser valorizados a través de un proceso de licitación o a través de un estudio de costos. A más tardar dentro de los treinta días siguientes contados desde la presentación de dicha propuesta, la Comisión definirá los servicios complementarios, metodología de pago y su mecanismo de valorización.

Artículo decimonoveno.- Dentro del plazo de ciento veinte días contado desde la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, se deberán dictar los reglamentos que establezcan las disposiciones necesarias para su ejecución. No obstante, mientras los referidos reglamentos no entren en vigencia, dichas disposiciones se sujetarán en cuanto a los plazos, requisitos y condiciones a las disposiciones de esta ley y a las que se establezcan por resolución exenta de la Comisión.

Artículo vigésimo.- El régimen de recaudación, pago y remuneración de la transmisión troncal que la presente ley modifica y el de la transmisión nacional, se regirán por las siguientes reglas:

a) El régimen de recaudación, pago y remuneración de la transmisión troncal que modifica la presente ley, se aplicará hasta el 31 de diciembre de 2018 a las instalaciones troncales existentes y posteriormente a las del sistema nacional.

No obstante lo anterior, el cálculo de los pagos para el año 2018 deberá ser realizado de conformidad a lo siguiente:

1. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero. Por su parte, los ingresos tarifarios reales de los tramos del sistema de transmisión nacional serán descontados íntegramente del cálculo del cargo unitario aplicable a clientes finales por el uso del sistema nacional para el año siguiente, particularmente en este caso el año 2019, conforme lo especifique la resolución exenta que la Comisión dicte para estos efectos.

2. El Valor Anual de la Transmisión por Tramo de las instalaciones del sistema de transmisión troncal: Nueva Crucero Encuentro 500/220 kV, Nueva Crucero Encuentro 500 kV-Los Changos 500 kV, Los Changos 500/220 kV, Los Changos 220 kV-Kapatur 220 kV, Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, Cumbres 500 kV-Nueva Cardones-500 kV, serán remuneradas en su totalidad, mediante un cargo único, por los clientes finales, libres y regulados, que forman parte de los sistemas SIC y SING en la proporción de tiempo en que el flujo por el tramo Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, presente direcciones hacia cada uno de los referidos sistemas. Los ingresos tarifarios reales de los tramos de las instalaciones señaladas precedentemente serán descontados del respectivo cargo único correspondiente al año 2019.

3. La proporción de tiempo en que el flujo por el tramo Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, presente direcciones hacia cada uno de los referidos sistemas, se calculará en términos esperados para el año 2018, manteniéndose fija durante todo el período que medie entre los años 2019 y 2034, ambos inclusive.

4. El cálculo del pago por inyección de las centrales generadoras considerará el uso esperado de las instalaciones del sistema eléctrico interconectado, calculando las prorratas de participación en cada tramo para cada central, ajustadas por la proporción que corresponda de aplicar las reglas de pertenencia al Área de Influencia Común. Las prorratas ajustadas se aplicaran sobre la valorización anual de cada tramo, excluyendo los tramos de las instalaciones señaladas en el numeral 2 precedente.

b) Para el período que media entre 1 de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034 se aplicará el siguiente régimen de pago por las instalaciones del sistema de transmisión nacional:

1. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero.

2. Los ingresos tarifarios reales de los distintos tramos de las instalaciones de transmisión nacional, así como de los tramos de las instalaciones señaladas en el número 2 de la letra a) precedente, serán descontados del respectivo cargo único del año siguiente, de conformidad a lo dispuesto en la letra d) siguiente.

3. Las instalaciones del sistema de transmisión nacional que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019, serán pagadas íntegramente por los consumidores finales libres y regulados, mediante un cargo único nacional, exceptuando las instalaciones señaladas en el número 2 de la letra a) precedente.

4. El pago del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras se efectuará de acuerdo a las siguientes reglas:

a) El pago de cada central generadora existente al 31 de diciembre de 2018, se calculará a partir de las prorratas de uso esperado para el cálculo de pago del año 2018, sin considerar los ingresos tarifarios reales y esperados. Estas prorratas de uso se mantendrán fijas durante todo el período que medie entre los años 2019 y 2034, ambos inclusive, aplicándose éstas sobre el valor anual de transmisión de cada tramo, debidamente indexado.

b) El pago de las centrales generadoras para el período 2019-2034 se ajustará anualmente por los factores de ajuste contenidos en la siguiente tabla:

c) Las centrales generadoras que entren en operación a partir del 1° de enero de 2019, concurrirán al pago por el uso del sistema de transmisión nacional conjuntamente con las centrales generadoras existentes, a contar del año en que ingresen, en la proporción que corresponda a dicho año y para cada año siguiente, de acuerdo a la tabla anterior. Para estos efectos, se establecerá una prorrata en función de la capacidad instalada de las nuevas centrales respecto de la capacidad instalada total, que considera las centrales existentes al 31 de diciembre de 2018 y las nuevas centrales. Dicha proporción, conformará la disminución del pago de las centrales existentes, manteniendo la prorrata por uso esperado indicada en la letra a) precedente para estas últimas. La proporción correspondiente de cada nueva central será aplicada para determinar su correspondiente pago.

5. Una vez determinados los pagos asociados a la totalidad de las centrales eléctricas, se deberán aplicar las reglas de exenciones de peajes a las centrales de medios de generación renovables no convencionales que esta ley deroga. Las mencionadas exenciones serán remuneradas por los consumidores finales libres y regulados. Para dichos efectos tendrán un tratamiento equivalente al resto de las exenciones de pago de centrales descritos en el presente artículo. La metodología para determinar el cálculo para la aplicación de esta regla de pago se especificará en una resolución exenta que la Comisión dicte al efecto.

c) Sin perjuicio de lo señalado precedentemente, los propietarios de las centrales generadoras podrán sujetarse a un mecanismo de rebaja del pago por uso del sistema de transmisión nacional en forma proporcional a la energía contratada con sus clientes finales, libres o regulados. El monto de esta rebaja será incorporada a la determinación del cargo único nacional aplicable a los usuarios finales.

Para los efectos de determinar el monto de la rebaja del pago por uso del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Las empresas generadoras que celebren contratos de suministro eléctrico una vez publicada la ley y cuyo inicio de suministro sea posterior al 1° de enero de 2019, se exceptuarán del pago de transmisión por inyección que le corresponde, en la proporción entre la energía contratada en dicho período para el correspondiente año y la energía firme de la totalidad de sus centrales generadoras. Sin perjuicio de lo anterior, dicha proporción no podrá ser superior a 100%.

2. Las empresas generadoras que tengan contratos de suministro vigentes al momento de la publicación de la presente ley, podrán optar por efectuar una modificación a dichos contratos, que tenga por objeto descontar el monto por uso de la transmisión nacional incorporado en el precio del respectivo contrato de suministro, de manera tal de poder acceder a la rebaja del pago de la transmisión asociada al volumen de energía contratada, en las mismas condiciones señaladas en el numeral 1 precedente.

Para estos efectos, la empresa generadora deberá descontar del precio del respectivo contrato de suministro un cargo equivalente por transmisión (CET), el que será determinado por la Comisión, en forma independiente para cada empresa generadora que lo solicite. La metodología para determinar dicho cargo deberá estar contenida en una resolución exenta que la Comisión dicte al efecto.

Una vez que la Comisión determine el valor del CET a descontar, la empresa generadora deberá presentar, para aprobación de la Comisión, la modificación del respectivo contrato de suministro en la que se materialice el descuento de dicho monto del precio total de la energía establecida en el contrato. Esta modificación contractual deberá ser suscrita con acuerdo del respectivo cliente.

3. Se establece el plazo de dos años a contar de la publicación de la presente ley, para que las empresas generadoras puedan ejercer la facultad de optar a la rebaja señalada en el numeral 2 precedente. Para el caso que no ejerza dicha facultad, se les aplicará el régimen de pago señalado en la letra b), número 4.

d) Para efectos de determinar el cargo por el uso del sistema de transmisión nacional aplicable a los clientes finales, libres y regulados, para el período que medie entre 1° de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Las disminuciones de pagos por el uso de las instalaciones del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras serán asumidas íntegramente por los consumidores finales libres y regulados mediante un cargo único.

2. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero.

3. Los ingresos tarifarios reales de los tramos del sistema de transmisión nacional serán descontados íntegramente del cálculo del cargo único aplicable a clientes finales, libres o regulados, por el uso del sistema de transmisión nacional para el correspondiente año siguiente.

4. Para los clientes finales, libres o regulados con una potencia conectada igual o superior a 15.000 kilowatts se aplicaran los siguientes cargos únicos, determinados según las reglas que a continuación se señalan:

a) Se establecerán cuatro cargos únicos diferenciados por el sector desde donde se efectúen los retiros de energía. Para tales efectos se definen cuatro sectores, según si las barras desde donde se efectúa el consumo han pertenecido al SING o al SIC previo a la interconexión, y conjuntamente según si las referidas barras se encuentran fuera o dentro del Área de Influencia Común vigente en cada año de cálculo. Para efectos de lo anterior, se entenderá que las nuevas barras de suministro que aparezcan a partir del 1° de enero de 2018 se asociarán a las barras que pertenecían al SIC previo a la interconexión, si se interconectan al sur de Los Changos 500 kV.

b) Se determinará un cargo único de transición de cada sector como la valorización de las instalaciones de transmisión nacional, incluidas las instalaciones que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019 señaladas en la letra b), número 3, asociadas al correspondiente sector, más la suma de las valorizaciones de las instalaciones señaladas en la letra a), número 2, asignada al correspondiente sector de acuerdo a la metodología descrita en el mismo numeral, descontando la valorización de los pagos de las centrales generadoras de conformidad a lo señalado en las letras b), número 4, y c) anteriores, asociadas al correspondiente sector y descontando los ingresos tarifarios reales del año anterior de las instalaciones asociadas al correspondiente sector, todo lo anterior dividido por el consumo total esperado en el correspondiente sector.

c) Se define un cargo único nacional referencial, como la valorización de la totalidad de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, incluidas las instalaciones que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019 señaladas en la letra b), número 3, e incorporada la valorización total de las instalaciones indicadas en la letra a), número 2, descontando la valorización de los pagos de las centrales generadoras del correspondiente año de conformidad a lo señalado en los las letras b), número 4, y c) anteriores, y descontando los ingresos tarifarios reales totales del año anterior, todo lo anterior, dividido por los retiros totales del sistema.

d) Sobre la base de lo señalado precedentemente, se define el cargo único a clientes finales con una potencia conectada igual o superior a 15.000 kilowatts a aplicar a cada sector como una fracción anual del cargo único de transición determinado conforme a lo establecido en el literal b) anterior, más el cargo nacional referencial determinado conforme el literal c) precedente multiplicado por la diferencia de uno y la referida fracción anual. La fracción anual señalada precedentemente tendrá un valor igual a uno para el año 2019 y disminuirá progresivamente en un quinceavo cada año, de modo tal de alcanzar un valor igual a cero en el año 2034.

5. Para los clientes finales, libres o regulados, con una potencia conectada inferior a 15.000 kilowatts se determinará un único cargo equivalente que permita remunerar, en proporción a sus consumos, el sistema de transmisión nacional, el que corresponderá al promedio ponderado de los cuatro cargos determinados conforme el literal d) del numeral 4 anterior, ponderados por el consumo esperado total de los clientes finales con potencia conectada inferior a 15.000 kilowatts para el Área y grupo de barras correspondiente asociado de cada cargo.

6. El detalle de cálculo de los cargos determinados en la presente letra d), así como la forma en que se descontarán los Ingresos Tarifarios para la determinación de éstos, será establecido en la resolución exenta que la Comisión dicte para estos efectos.

Artículo vigesimoprimero.- Increméntase la dotación consignada en la ley de Presupuestos del Sector Público del año 2016 en 25 cupos, según la siguiente distribución:

a) Subsecretaría de Energía, en 9 cupos;

b) Comisión Nacional de Energía, en 8 cupos, y

c) Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en 8 cupos.

Artículo vigesimosegundo.- El mayor gasto que represente la aplicación de esta ley durante el primer año presupuestario de entrada en vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a la partida presupuestaria del Tesoro Público.

Artículo vigesimotercero.- Facúltase al Presidente de la República para que, dentro del plazo de un año contado desde la publicación de esta ley, mediante uno o más decretos con fuerza de ley expedidos a través del Ministerio de Energía, introduzca al decreto con fuerza de ley Nº4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, ley General de Servicios Eléctricos, las adecuaciones de referencias, denominaciones, expresiones y numeraciones, que sean procedentes a consecuencia de las disposiciones de esta ley.

Esta facultad se limitará exclusivamente a efectuar las adecuaciones que permitan la comprensión armónica de las normas legales contenidas en el decreto con fuerza de ley Nº4, de 2006, referido con las disposiciones de la presente ley, y no podrá incorporar modificaciones diferentes a las que se desprenden de esta ley.”.

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Hago presente a Vuestra Excelencia que el artículo 1°, número 4, del proyecto de ley, en lo relativo al inciso final del artículo 95 que propone incorporar, fue aprobado en general por 94 votos a favor.

En tanto, en su votación particular, el artículo 1°, número 4, del proyecto de ley, en lo relativo al inciso final del artículo 95 que propone incorporar, fue aprobado con el voto afirmativo de 84 diputados.

En todos los casos anteriores, la votación se produjo respecto de un total de 119 diputados en ejercicio.

De esta manera se dio cumplimiento a lo prescrito en el artículo 66, inciso tercero, de la Constitución Política de la República.

Dios guarde a V.E.

MARCO ANTONIO NÚÑEZ LOZANO

Presidente de la Cámara de Diputados

MIGUEL LANDEROS PERKI?

Secretario General de la Cámara de Diputados

OFICIO N° ME/40/2016

Valparaíso, 23 de marzo de 2016.

Tengo a honra comunicar a Vuestra Excelencia que la Comisión de Minería y Energía se encuentra discutiendo en general el proyecto de ley, en segundo trámite constitucional, que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional (Boletín N° 10.240-08).

En atención a que este proyecto diría relación con la organización y atribuciones de los tribunales de justicia, en la medida que modifica las normas que regulan el denominado Panel de Expertos del Sistema Eléctrico Nacional, esta instancia parlamentaria acordó ponerlo en conocimiento de la Excelentísima Corte Suprema, recabando su parecer, en cumplimiento de lo preceptuado por la Constitución Política de la República.

Lo que me permito solicitar a Vuestra Excelencia, de conformidad con los dispuesto en los artículos 77, incisos, segundo y siguientes, de la Carta Fundamental, y 16 de la ley N° 18.918, Orgánica Constitucional del Congreso Nacional.

Hago presente a V.R. que esta iniciativa tiene, actualmente, urgencia calificada de “Suma”.

Adjunto copia del referido proyecto de ley.

A S.E. EL PRESIDENTE DE LA EXCELENTÍSIMA CORTE SUPREMA

DON HUGO DOLMESTCH URRA.

?INFORME DE LA COMISIÓN DE MINERÍA Y ENERGÍA, recaído en el proyecto de ley, en segundo trámite constitucional, que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional.

BOLETÍN N° 10.240-08

______________________

HONORABLE SENADO:

Vuestra Comisión de Minería y Energía tiene el honor de informaros, en general, acerca del proyecto de ley de la referencia, en segundo trámite constitucional, iniciado en Mensaje de Su Excelencia la Presidenta de la República, con urgencia calificada de “suma”.

Se dio cuenta de esta iniciativa ante la Sala del Honorable Senado en sesión celebrada el 20 de enero de 2016, disponiéndose su estudio por la Comisión de Minería y Energía y la de Hacienda, en su caso.

Asistieron a sesiones de la Comisión, los Honorables Senadores señores García Ruminot, Horvath y Quinteros.

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Cabe consignar que este proyecto de ley se discutió sólo en general, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 36 del Reglamento del Senado.

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Asimismo, se deja constancia que el Honorable Senador señor Prokurica se inhabilitó en relación con este asunto, en los términos del artículo 8° del Reglamento de la Corporación.

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Se hace presente, además, que el inciso quinto del artículo 95, contenido en el numeral 4) del artículo 1°, que establece el carácter reservado de la fijación del valor máximo de las ofertas de las licitaciones de obras de expansión en un acto administrativo separado, hasta la apertura de las ofertas respectivas, debe ser aprobado con el quórum requerido para las normas de quórum calificado, en conformidad con lo prescrito en los artículos 8°, inciso segundo, y 66, inciso tercero, de la Constitución Política de la República.

Lo anterior, porque –por mandato constitucional- los actos y resoluciones de los órganos del Estado, sus fundamentos y los procedimientos que utilice son públicos y sólo una ley de quórum calificado puede establecer la reserva o secreto de aquéllos cuando esta publicidad afectare el debido cumplimiento de las funciones de dichos órganos, los derechos de las personas, la seguridad de la Nación o el interés nacional.

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A las sesiones en que se discutió este asunto, concurrieron:

- El Ministro de Energía, señor Máximo Pacheco, acompañado de los siguientes funcionarios: los asesores jurídicos señorita Claudia Rojas y señor Felipe Venegas; el Jefe de Comunicaciones, señor Daniel Gómez; la Jefa de la Unidad Reglamentaria, señora Loreto Cortés; la Jefa de la División Mercado Eléctrico, señora María José Reveco, y el profesional señor Francisco de la Fuente.

- El Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), señor Andrés Romero, junto a la Jefa del Departamento Jurídico, señora Carolina Zelaya, el Jefe del Departamento Eléctrico, señor Iván Saavedra, y el asesor jurídico señor Fernando Dazzarola.

- El Director de Relaciones Institucionales de la ENAP, señor Eugenio San Martín.

- El Presidente de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A.G. (ACENOR), señor Elías Valenzuela, en compañía del Director de Eficiencia Energética, señor Nelson Cuello.

- El Presidente del Panel de Expertos del Sistema Eléctrico Nacional, señor Guillermo Espinosa, en compañía de los abogados señora Blanca Palumbo y señor Enrique Sepúlveda.

- La Directora Ejecutiva de la Fundación Chile Sustentable, señora Sara Larraín, junto a la Subdirectora, señora Colombina Schaeffer; la Coordinadora, señorita Pamela Poo, y el asesor señor Patricio Segura.

- El Gerente General y el Gerente de Estudios del Consejo Minero, señores Carlos Urenda y José Tomás Morel, respectivamente.

- El Profesor de Derecho Administrativo de la Facultad de Derecho de la Pontificia Universidad Católica de Chile, señor Alejandro Vergara, en compañía de los profesionales señores Esteban Cañas y Gerardo Sanz.

- El Profesor Titular de la Facultad de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica de Chile, señor Hugh Rudnick.

- El Director Ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables A.G., señor Carlos Finat, acompañado de los profesionales señores Rodrigo García, Jorge Moreno y Álvaro Silva.

- El Presidente del Directorio del CDEC-SIC, señor Sergi Jordana, en compañía del Director Ejecutivo, señor Andrés Salgado; el Jefe de Comunicaciones, señor Claudio Ortega, y el Jefe de Asuntos Corporativos, señor Cristián Poblete.

- El Presidente del Directorio del CDEC-SING, señor Eduardo Escalona, acompañado del Director de Planificación y Desarrollo, señor Juan Carlos Araneda.

- El Gerente General de TRANSELEC, señor Andrés Kuhlmann, acompañado del Vicepresidente de Asuntos Jurídicos y Fiscalía, señor Arturo Le Blanc, y del asesor señor Miguel Flores.

- El Gerente General de VALGESTA Energía S.A., señor Ramón Galaz.

- El Vicepresidente Ejecutivo de Generadoras de Chile A.G., señor Claudio Seebach, junto al Gerente de Asuntos Regulatorios, señor Jaime Espínola; el Director de Estudios, señor Rodrigo Solís, y el abogado señor Diego Ibarrola.

- El Director Ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., señor Rodrigo Castillo, acompañado del asesor legislativo señor Ricardo Eberle.

- El Director de SYNEX Ingenieros Consultores, señor Sebastián Bernstein.

- El Gerente General de CELEO Redes Chile Ltda., señor Manuel Sanz, acompañado del Gerente de Desarrollo de Negocios, señor Claudio Tabilo, y del Fiscal, señor Cristián de la Cruz.

- El Director General de la Organización de Consumidores y Usuarios de Chile (ODECU), señor Stefan Larenas, junto a su asesora señora Bárbara Ipinza.

- El Director Ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores, señor Carlos Barría, junto al periodista señor José Rocha.

- La asesora del Instituto Igualdad, señorita Paulina Silva.

- El asesor de la Fundación Jaime Guzmán, señor Sebastián Sotelo.

- La abogada del Instituto Libertad y Desarrollo, señora Cristina Torres.

- Los asesores de la SEGPRES, señora María Fernanda Cuevas y señores Luis Batallé, Hernán Campos, Sergio Herrera y Erich Schnake.

- Los siguientes asesores parlamentarios: de la Senadora señora Allende, la señora Bernardita Cancino y los señores Claudio Huepe y Alejandro Sánchez; del Senador señor Prokurica, la señora Carmen Castañaza y el señor Rodrigo Suárez; del Senador señor Coloma, el señor Álvaro Pillado; del Senador señor Horvath, los señores Oddo Cid, Miguel San Martín y Maximiliano Thollander; del Senador señor Guillier, la señorita Natalia Alviña y el señor Fernando Navarro; del Senador señor Pizarro, la señorita Andrea Gálvez y la señora Karen Herrera, y del Diputado señor Lemus, el señor Juan Molina.

- Las periodistas del Departamento de Prensa del Senado, señora Karina Arancibia y señorita Betsabé Fuentes.

- Los periodistas del Diario Financiero, señorita Jessica Esturillo y señor Antonio Astudillo, y del Periódico El Pulso, señorita Constanza Valenzuela.

- El analista de la Biblioteca del Congreso Nacional, señor Rafael Torres.

Fue invitado, también, pero excusó su asistencia, el señor Patricio Segura, representante de la Comisión de Desarrollo Energético de Aysén, quien remitió sus observaciones por escrito. El documento en el que se consignan estos comentarios se contiene como Anexo de este informe.

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Es dable señalar que por oficio Nº ME/01/2016, de 2 de marzo de 2016, se requirió a la Biblioteca del Congreso Nacional (BCN) que informara a esta Comisión acerca de las principales legislaciones en materia de transmisión eléctrica, en especial en el ámbito latinoamericano y europeo, con indicación de la manera en que han regulado aspectos ambientales, de protección de comunidades indígenas y de armonización entre diseño de trazados y derechos de propiedad, y respecto de los efectos en la salud humana y animal de las radiaciones electromagnéticas que provienen de torres de alta tensión, según los estudios más importantes existentes en el ámbito nacional e internacional.

La BCN contestó esta petición por oficio N° ATP/013, de 15 de marzo de 2016.

Además, por oficio Nº ME/02/2016, de 2 de marzo del año en curso, se solicitó al Ministerio de Energía antecedentes referidos a los proyectos de transmisión que actualmente se ejecutan en el país, o que comenzarán a construirse próximamente, con indicación de su ubicación y de los montos de inversión involucrados, así como a las medidas adoptadas para la seguridad de las redes y sistemas eléctricos nacionales y regionales, a fin de garantizar su funcionamiento en situaciones de emergencia o catástrofe y respaldar su continuidad en caso de atentados y actos ilícitos.

El Ministerio respondió ambas cuestiones por oficio ordinario N° 281, de 15 de marzo de 2016.

Los citados oficios de respuesta se encuentran a disposición de los Honorables Senadores y Senadoras para su conocimiento en la Secretaría de la Comisión.

Por último, por oficio N° ME/36/2016, de 23 de marzo, se ofició a la BCN solicitándole un análisis explicativo sobre el modo de funcionamiento u operación del mecanismo de remuneración llamado “de estampillado”, de cargo de la demanda, con indicación de las soluciones que en otras legislaciones se han adoptado para remunerar el sistema eléctrico.

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OBJETIVOS DEL PROYECTO

El proyecto de ley persigue, fundamentalmente: a) lograr que la transmisión eléctrica favorezca el desarrollo de un mercado de generación más competitivo, para bajar los precios de energía a cliente final, libre y regulado; b) incorporar en la planificación de la transmisión una perspectiva de largo plazo que permita considerar una visión estratégica del suministro eléctrico, los intereses de la sociedad, el cuidado del medio ambiente y el uso del territorio; c) mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio del sistema, promoviendo esquemas que incentiven su cumplimiento y compensen a los usuarios frente a indisponibilidades; d) robustecer e independizar al coordinador del sistema, y e) incorporar al Estado, como garante del bien común, en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión, especialmente en aquellos de servicio público, incluyendo aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos en la definición de trazados de líneas de transmisión; considerando un esquema de participación ciudadana en la determinación del uso del territorio en el emplazamiento de redes de transmisión; y creando un esquema de información pública del uso del territorio para el emplazamiento de redes de transmisión.

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ANTECEDENTES

1.- Antecedentes normativos.

1) Decreto con Fuerza de Ley N° 4/20.018, del 2006, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

2) Ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

2.- Mensaje del Ejecutivo.

El Mensaje con que se origina este proyecto de ley hace presente que, en el contexto de la conformación de un nuevo sistema interconectado nacional, existe consenso en torno a la necesidad de contar con un único coordinador del sistema eléctrico independiente de los actores del mercado.

Para tal efecto, se propone una nueva institucionalidad de la coordinación del sistema eléctrico. Así, se crea por ley un organismo independiente, sin fines de lucro, ad hoc y dotado de personalidad jurídica propia. Dicho organismo desarrollará una función de interés público, sin embargo, no formará parte de la administración del Estado aunque se le aplicarán las normas de transparencia y acceso a la información pública.

Este organismo, agrega el Mensaje, tendrá como base las funciones de los actuales CDEC, para lo cual el proyecto propone, en primer lugar, un fortalecimiento y perfeccionamiento de las actuales funciones de coordinación. Luego, se proponen nuevas funciones y obligaciones, recogiendo la evolución del mercado nacional, las mejores prácticas internacionales y las necesidades que se han planteado a partir del diagnóstico de los actuales CDEC, dentro de las que destacan la colaboración que deberá tener con las autoridades correspondientes en el monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico, y un exigente estándar de transparencia en el manejo de la información.

El Ejecutivo aduce que, considerando la ampliación de las funciones y atribuciones, la necesidad de resaltar la independencia del coordinador en relación a los incumbentes del sistema y, además, con el objeto de dar una clara señal y de sensibilizar a los agentes del sector respecto de los señalados cambios, se denomina a este organismo como Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante el Coordinador.

Para su administración, se propone un Consejo Directivo compuesto por 7 miembros elegidos por un Comité Especial de Nominaciones, mediante concurso público. Sus miembros tendrán una duración en el cargo de 4 años, renovables y serán elegidos en parcialidades. Tendrán la misma remuneración que los miembros del Panel de Expertos y dedicación exclusiva al cargo, con posibilidad de ejercer funciones docentes y académicas acotadas.

Por otra parte, añade el Mensaje, se determina el régimen de responsabilidades de los directores, estableciendo deberes de conducta concretos a los miembros del Consejo Directivo, que se vinculen con la adecuada labor de coordinación del Organismo, cuyo incumplimiento motiva la aplicación de multas por parte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). Se incorporan también mecanismos de revisión periódica del desempeño del Coordinador en sus funciones; y la posibilidad de remoción de uno o más directores por el Comité Especial de Nominaciones. El sistema actual de responsabilidad por la operación de sistema no se modifica, manteniendo los coordinados su responsabilidad por la operación.

El presupuesto del Coordinador se determinará anualmente, de acuerdo a sus costos, y deberá ser aprobado por el regulador. Se contempla la creación de un cargo de servicio público, financiado por los clientes libres y regulados, con lo que se independiza totalmente esta institución de los actores del mercado. Asimismo, la fiscalización del cumplimiento de las obligaciones del Coordinador y la legalidad de su actuación le corresponderá a la SEC.

Por último, el Ejecutivo señala que, el proyecto aborda en sus artículos transitorios los elementos necesarios que permitan una correcto e íntegro tratamiento respecto de la transición de los actuales CDEC al nuevo organismo.

Cabe señalar que se han re-definido los sistemas de transmisión, orientando su caracterización a la funcionalidad de éstos por sobre criterios técnicos estrictos para establecer una planificación más armónica en el contexto del sistema como un todo coherente e integrado. La nueva definición distingue los Sistemas de Transmisión Nacional (actualmente Troncal) como aquellos que permiten la conformación de un mercado común, interconectando los demás segmentos del sistema de transmisión, para abastecer la demanda eléctrica bajo diversos escenarios.

Agrega el Mensaje, que los Sistemas de Transmisión Zonal (actualmente Subtransmisión) corresponden a aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de los usuarios sometidos a regulación de precios, pero reconociendo que su uso también es compartido con clientes libres y con generación que inyecta en ellos. Los Sistemas Dedicados (actualmente transmisión adicional), son aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de clientes libres o la inyección de centrales generadoras. Asimismo, se distingue un nuevo segmento de transmisión destinado a la infraestructura que permite, a través de una única solución coordinada, la evacuación de la producción de la generación dentro de Polos de Desarrollo sobre cuyo establecimiento y expansión existe un interés público que ordena el uso del territorio y es compatible con el aprovechamiento actual y futuro del alto potencial energético de dichos Polos. Finalmente, se reconoce dentro de los sistemas de transmisión los sistemas de interconexión internacional, consagrándose por primera vez la obligación del Coordinador de coordinar la operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional, debiendo preservar la seguridad y calidad de servicio en el sistema eléctrico, y asegurando la utilización óptima de los recursos energéticos en el territorio nacional.

En cuanto a la planificación del sistema de transmisión, recogiendo las mejores prácticas internacionales, se incorpora un nuevo proceso quinquenal de planificación energética de largo plazo, a cargo del Ministerio de Energía, para un horizonte de 30 años. Dicho proceso debe entregar los lineamientos generales relacionados con escenarios de desarrollo del consumo y de la oferta de energía eléctrica que el país podría enfrentar en el futuro. Para tal efecto, se incorpora una prospectiva respecto de las tecnologías de generación disponibles, su evolución y desarrollo; así como eventuales nuevas alternativas tecnológicas para el debido abastecimiento de la demanda. Por otro lado, también debiera entregar lineamientos sobre el comportamiento del consumo, incluyendo políticas de eficiencia energética, promoción de nuevas tecnologías, generación distribuida, nuevos tipos y formas de consumos, redes inteligentes, entre otros.

Según el Mensaje, el futuro avizora que con el tiempo se podrán instalar cada vez más pequeños medios de generación (PMG) en la medida que los costos de estos sigan disminuyendo y su tecnología flexibilizándose. No obstante, se estima que los grandes bloques de producción de energía por un largo tiempo seguirán siendo necesarios, es por esto que la planificación de los sistemas de trasmisión se vuelve más relevante cada día, debiendo considerarse soluciones de mucho más largo plazo que permitan múltiples escenarios de desarrollo de la oferta.

Adicionalmente, y dentro del marco de la planificación de largo plazo establecida por el Ministerio de Energía, se extiende la actual planificación anual de la expansión troncal, liderada por la CNE, a todo el sistema de transmisión, con expansiones vinculantes y considerando un horizonte al menos de 20 años, recogiendo el dinamismo del sector, de acuerdo a las mejores prácticas internacionales, entregando certezas para el desarrollo de las inversiones.

En otro orden de cosas, apunta el Ejecutivo, se incorporan nuevos criterios a tener en cuenta por el planificador de la expansión de la transmisión, que consideran:

a. La minimización de los riesgos en el abastecimiento.

b. La creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia.

c. Instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico.

d. La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan realizar las ampliaciones necesarias del sistema de una manera eficiente evitando duplicidades.

El proyecto también avanza hacia mayores grados de participación ciudadana extendiendo las instancias de participación de los actuales segmentos de transmisión troncal y subtransmisión al ejercicio anual de planificación de toda la transmisión.

Luego, el Mensaje propone formalizar la existencia de las zonas con altos potenciales de generación bajo el concepto de Polo de Desarrollo. Se establece que dichos polos son identificados por el Ministerio de Energía en el contexto de la planificación energética quinquenal de largo plazo considerando, para ello, el interés público en desarrollar zonas en que existen los recursos o condiciones para la producción de energía eléctrica, cuyo aprovechamiento utiliza un único sistema de transmisión con criterios de eficiencia y optimización económica.

Adicionalmente, se crea una nueva categoría de sistemas de transmisión para aglomerar proyectos asociados a un polo de desarrollo como facilidad para coordinar proyectos privados futuros o existentes, de modo de aprovechar la transmisión que los conectará, en conjunto, al resto del sistema de transmisión. En consistencia con el interés público asociado a la exportación eficiente de dichos polos, las soluciones de transmisión asociadas adquieren el carácter de Servicio Público y el costo transitorio de los desarrollos incrementales de dichas redes es financiado por los consumidores finales, libres y regulados, hasta que son utilizadas por la generación, entregando certeza a la inversión.

Agrega el Mensaje que la solución que conecta al Polo de Desarrollo con el resto del sistema de transmisión permite abordar dos tipos de iniciativas:

a. Iniciativas Potenciadas: soluciones de transmisión, nuevas o existentes, que conectan a un Polo de Desarrollo con el sistema de transmisión, cuyo trazado, nivel de tensión o capacidad son incrementados de acuerdo a los estudios y proyecciones que realiza el Estado en magnitudes mayores a las previstas originalmente, en virtud de un interés público y dado que los desarrolladores involucrados no están dispuestos a financiar la ampliación adicional autónomamente.

b. Iniciativas Públicas: soluciones de transmisión, que conectan a un Polo de Desarrollo con el sistema de transmisión sobre las que existen motivos de interés público, asociados al cumplimiento de los objetivos de la ley eléctrica para su desarrollo.

Esta solución permite el aprovechamiento del potencial de los Polos de Desarrollo; establece una solución de transmisión que gatilla tempranamente la explotación de éstos, permitiendo la incorporación de nueva oferta de generación en el sistema; y minimiza el impacto territorial, social y medioambiental al resolver el problema de transmisión del polo sólo una vez evitando duplicidad de inversiones y otras ineficiencias. Adicionalmente, permite la transferencia de los beneficios establecidos en la futura Ley de Reconocimiento a la Generación Local (Boletín N°10.161-8).

El Mensaje añade que, reconociendo los avances de la ley N° 20.701, sobre procedimiento para otorgar concesiones eléctricas, para facilitar el desarrollo de procesos administrativos y de negociación, los estudios comparativos efectuados en el período pre-legislativo, nos muestran que el Estado siempre está más involucrado o presente en esta definición que en el caso de Chile. Así sucede, por ejemplo, en Colombia, Estados Unidos, Australia y Suiza. En efecto, en dichos países, el Estado cuenta con unidades o instituciones que tiene capacidades históricas de planificación y desarrollo, y los recursos necesarios para llevar o acompañar los procesos de planificación y de definición de franjas o trazados. Por otra parte, la experiencia internacional también muestra que existe flexibilidad en la definición de trazados a través de instrumentos tales como, definición de franjas, alternativas de trazado, procedimientos expeditos para modificación de franjas, etc. Asimismo, el Estado desarrolla procesos e instancias de participación ciudadana presentes en la planificación y en diversas etapas del proyecto de transmisión en un esquema de participación temprana, teniendo una consideración especial a los pueblos originarios, a los que se debe consultar cuando se ven afectados territorial, cultural o económicamente.

Es importante señalar, acota el Ejecutivo, que dentro de la revisión de este proceso, se analizó la experiencia del Ministerio de Obras Públicas (MOP). El MOP desarrolla una gran cantidad de actividades en forma interna, limitándose el rol privado a la etapa final de construcción y operación. Esto, claramente, reduce el riesgo de quien construye y, por lo tanto, los costos de la obra. El MOP ha desarrollado a lo largo de su historia unidades operativas con una compleja estructura organizacional que le permiten hacer frente a los desafíos de los desarrollos viales desde la planificación hasta la licitación para su construcción.

Sin embargo, aunque la experiencia del MOP ha sido exitosa, los beneficios de una estructura como la de dicho Ministerio podrían tardar más de una década en capitalizarse, lo que es incompatible con las necesidades de transmisión eléctrica actuales.

Por ello, señala el Mensaje, se ha optado por un modelo mixto con un mayor rol del Estado, pero dejando en manos del sector privado el desarrollo de los proyectos, la tramitación de permisos y la negociación de las indemnizaciones asociadas a las respectivas servidumbres.

En ese marco, el proyecto formula una propuesta que busca lograr equilibrio económico-social-ambiental en la definición de trazados; dota al sistema de mayores grados de certeza para la realización de los proyectos; asigna al Estado un rol central en la evaluación de trazados; reduce los riesgos de las empresas licitantes y operadoras, con el objeto de reducir las tarifas eléctricas; y da legitimidad al desarrollo de proyectos de transmisión ante la opinión pública y las comunidades.

Así, se propone un nuevo Procedimiento de Estudio de Franja para determinados trazados de transmisión eléctrica, por parte del Ministerio de Energía, que será sometido a evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad a que se refiere el párrafo 2° del Título Final de la ley N° 19.300 sobre bases generales del medio ambiente.

Se extiende el alcance del acceso abierto a todas las instalaciones de transmisión, resguardando las capacidades existentes y las previstas de utilizar por los actuales usuarios, supeditando dicho acceso, y la relación entre partes, a la operación segura y más económica del sistema bajo el control del Coordinador.

Esta iniciativa legal dispone que, para el caso de los sistemas de transmisión dedicada, se regula cómo se adquiere el derecho a acceso abierto ante la concurrencia de diversos solicitantes a éste. Por otra parte, se dota de atribuciones al Coordinador para la aplicación vinculante de reglas, procedimientos, etapas, hitos, productos, estándares y tiempos involucrados en las tareas necesarias para garantizar el acceso abierto en consonancia con los conceptos que ya se recogen en los procesos tarifarios correspondientes.

En ese contexto:

a. Se establece que todas las instalaciones de transmisión están sometidas al régimen de acceso abierto y deben permitir la conexión a éstas a quien lo solicite, pero sin afectar el destino original del uso de las capacidades de transmisión -en instalaciones de transmisión dedicada-, pero permitiendo el uso temporal de las holguras disponibles en el sistema.

b. La factibilidad técnica de uso y de eventuales ampliaciones de las instalaciones existentes, con el pago correspondiente, constituyen las condiciones para que se materialice el acceso abierto en la transmisión dedicada. Se resguarda asimismo que el pago por el uso de instalaciones dedicadas no constituya una barrera para la materialización efectiva del acceso abierto.

c. Considerando que cada sistema de transmisión está constituido por líneas y subestaciones, se precisa que todos los elementos dentro de una subestación, y todos los elementos dentro de una línea, están sometidos a acceso abierto, en el sentido que serán sometidos a los análisis de factibilidad de uso y ampliaciones.

d. Se asigna al Coordinador el rol preponderante en garantizar el acceso abierto, para tal efecto, entre otros roles y funciones, será el encargado de aprobar la conexión a los sistemas de transmisión, siendo el responsable de la realización de los estudios técnicos pertinentes, pudiendo, eventualmente, solicitar modificaciones de los proyectos de conexión cuando dichos proyectos no cumplan con la normativa pertinente.

e. Se otorga como facultad privativa del Coordinador, sin perjuicio de lo establecido en la normativa, autorizar las conexiones a los sistemas de transmisión, para lo cual deberá: establecer las reglas necesarias para garantizar el acceso abierto; establecer dónde se realizarán los seccionamientos a los sistemas de transmisión y la ubicación de las subestaciones necesarias, de modo de cumplir permanentemente con sus funciones primordiales; analizar y aprobar informes, y la solución técnica de conexión; realizar la coordinación efectiva entre las partes; y velar porque los costos asociados sean los mínimos e indispensables necesarios y que guarden una estricta consistencia con los conceptos y costos ya considerados en el proceso de tarificación de los segmentos de transmisión regulados.

El Mensaje busca que la transmisión eléctrica no sea una barrera para la competencia, entregando señales de simplicidad y transparencia de los cálculos de costos con el fin de propiciar menores costos de suministro.

Para tal efecto, se unifica el proceso de calificación de las instalaciones de transmisión de cada segmento en un solo proceso, eliminando las diferencias de hipótesis de los estudios tarifarios hoy presentes por temas de coordinación temporal y se asegura que los sistemas determinados sean continuos, en el sentido de no tener dentro instalaciones de otro sistema.

Agrega el Mensaje que se entregan mayores certezas a los inversionistas en redes de transmisión, extendiendo la garantía del retorno de sus inversiones eficientes a 20 años, política exitosa en el actual segmento de transmisión troncal, atrayendo nuevos inversionistas al sector a través de licitaciones internacionales, abiertas y competitivas.

La experiencia de la aplicación de la normativa actual ha mostrado las bondades de un proceso de valorización de las instalaciones que entregue garantías de objetividad y completitud. Por ello, al igual que en el Sistema de Transmisión Troncal, se establece un proceso de valorización con participación de usuarios e instituciones interesadas, manteniendo las instancias de participación ciudadana; y también el esquema de resolución de conflictos de las bases técnicas y el resultado de los estudios frente al Panel de Expertos. Asimismo, los estudios son adjudicados y supervisados por un Comité integrado por representantes del Estado, del Coordinador, de las empresas de transmisión nacional, zonal, generadoras, distribuidoras y clientes libres.

El Mensaje indica que, actualmente, la Ley dispone que el sistema de transmisión troncal sea financiado conjuntamente por la generación y por la demanda. Para estos efectos, distingue el Área de Influencia Común (AIC), que corresponde a la porción del sistema troncal que concentra simultáneamente el 75% de la inyección de la generación, el 75% de los retiros (consumos) y donde se maximice la cantidad de inyecciones versus la cantidad de instalaciones. La infraestructura del AIC es remunerada 80% por la generación (inyecciones) y 20% por la demanda (retiros), ambos según la prorrata de uso de cada una de ellas.

En el resto del sistema troncal (fuera del AIC), se remunera 100% por la generación o la demanda dependiendo de la condición esperada sobre la dirección de los flujos desde o hacia el AIC. En este caso, para cada tramo, se establece un prorrateo de pago, según el cual la generación paga la proporción en que los flujos de energía se dirigen hacia el AIC, mientras la demanda (retiros) paga la proporción complementaria en que los flujos se dirigen desde el AIC.

Las unidades de generación y los consumos que pertenecen o ingresan al sistema eléctrico no pueden reaccionar, con la antelación y previsión a la señal de localización que otrora guio dichas inversiones. Este nuevo escenario conlleva a enfrentar la planificación del sector eléctrico considerando que las unidades de generación no podrán emplazarse donde se encuentran sus insumos primarios, sino donde puedan ubicarse de acuerdo a las restricciones ambientales, socioculturales, locales y económicas.

El Ejecutivo señala que la generación como industria no presenta las fuertes economías de escala del segmento de transmisión, razón por la cual su desarrollo puede darse bajo condiciones de competencia. Los sistemas de remuneración de la transmisión que asignan parte del pago de ésta al segmento de generación permiten incluir dentro de los precios ofertados a los usuarios el costo de la transmisión y, por ende, ventajas históricas o circunstanciales que pudiesen tener algunos generadores respecto de otros. Como consecuencia, el aprovechamiento de dichas ventajas redunda en una disminución de los niveles de competencia de dicho segmento y en la aparición de barreras de entrada, vía el ejercicio de poder de mercado tanto en los contratos como en la expansión.

Para enfrentar esta situación, países como Alemania, Estados Unidos, Italia, Suiza, Nueva Zelandia, Australia y Singapur, entre otros, utilizan el pago del 100% por parte del consumo, reduciendo las barreras de entrada al segmento de generación y, consecuentemente, incrementando los niveles de competencia. Muchos de estos países han determinado políticas para establecer un sistema de transporte con cargos de acceso único, a lo que comúnmente se ha denominado “estampillado” en alusión al costo de las estampillas de correo: la estampilla cuesta lo mismo con independencia de la distancia al destinatario del mensaje.

La técnica del estampillado, según el Mensaje, permite que la competencia en el segmento de generación descanse en la eficiencia de sus procesos productivos, incrementándola significativamente y traspasando el beneficio de los avances tecnológicos a los usuarios en forma ágil y competitiva y no en la cercanía a los centros de consumo. Adicionalmente es una metodología simple que permite que el beneficio de la competencia en generación se alcance en cada punto de retiro del sistema eléctrico, al no establecer castigos a las ciudades, consumos o generación que se encuentren fuera de los grandes centros urbanos, constituyendo una medida de fuerte impulso al desarrollo, la descentralización y el crecimiento uniforme de la economía del país.

Por otro lado, si bien actualmente la transmisión troncal es remunerada tanto por las inyecciones como por los retiros, los costos de transmisión son, en definitiva, traspasados íntegramente a los consumidores finales a través de los respectivos contratos de suministro donde no es posible garantizar que en dichos contratos el pago de las inyecciones sea traspasado con o sin sobrecargos, dependiendo de las circunstancias comerciales o de ubicación geográfica. Por tanto, este proyecto de ley transparenta el pago de la transmisión asignándolo directamente a los clientes finales. De este modo, se asegura que la transmisión eléctrica sea remunerada en base a sus costos, sin los riesgos de sobreprecios pero, a su vez, fortaleciendo el escenario de competencia en generación. Esta medida, permitirá en las licitaciones de suministro para empresas distribuidoras en general y para las licitaciones previstas para el año 2016 en particular, una disminución del precio de las ofertas. Un sistema de transmisión que persigue un mercado competitivo y de precios eficientes, debe ser remunerado por los beneficiarios finales de ese sistema holgado, es decir por los consumidores o clientes finales.

El Mensaje acota que para la recaudación del valor anual de los costos de transmisión, se utilizan los ingresos tarifarios reales que naturalmente se generan por la operación del sistema eléctrico, complementados por cargos de transmisión nacional, zonal, para transmisión dedicada y de polos de desarrollo, aportados por los usuarios finales.

Adicionalmente, el proyecto incorpora dentro del texto, como lección aprendida desde la promulgación de la “ley corta I”, los criterios para repartir la recaudación, para el caso que existan distintos propietarios de instalaciones de transmisión, bajo un esquema que evita efectos indeseados como las reliquidaciones por ejercicios ya pasados y contiendas entre las distintas partes involucradas.

Con el fin de fortalecer el desarrollo normativo, el proyecto propone medidas que buscan:

a. Establecer un proceso estandarizado de elaboración, revisión y actualización de la normativa sectorial;

b. Definir responsables según tipo de normativa;

c. Mejorar en la fiscalización y cumplimiento de la norma;

d. Consagrar los principios de seguridad y calidad de servicio en la Ley, y

e. Establecer un sistema de compensaciones a usuarios finales que hayan sido afectados por indisponibilidad de suministro o de instalaciones.

Para cumplir con dichos objetivos se propone, en primer lugar, definir en la ley los principios que deben regir la elaboración, revisión y actualización de las normas, considerando un proceso participativo, estandarizado y transparente que fomente la adquisición y el uso de nueva tecnología en la operación y diseño de sistemas.

Para ello, el Mensaje indica que se dota al regulador de potestades claras respecto de cómo conducir este proceso y definir el detalle del mismo entregando una mayor flexibilidad. En esa línea, recogiendo la mejor práctica internacional, se conformarán comités técnicos ad-hoc para cada temática normativa: seguridad, operación, diseño, protecciones, etc., y un Comité Central que analice propuestas y elabore los cambios normativos de carácter técnico-económico.

En el caso de la CNE y su rol como regulador del mercado eléctrico, el nuevo marco normativo que este proyecto de ley presenta, requiere precisar su alcance en forma armónica con el fortalecimiento del rol de planificador de las expansiones de la transmisión, acorde con los mayores niveles de competencia que se están incorporando al sector y con un Coordinador con mayores funciones y responsabilidades. Así, para regular la actividad del mercado eléctrico se destaca la facultad que tiene la Comisión para dictar normas técnicas y económicas para todos los actores de la cadena eléctrica, incluyendo generación, transporte, distribución y consumo, de modo que la interpretación de esa facultad sea inequívoca por parte de todos los actores. Para asegurar la representatividad de los actos normativos, sin embargo, se incorporan etapas de participación, a lo menos, del Coordinador y las empresas coordinadas. Asimismo, se eliminan las ambigüedades de los espacios de regulación entre la Comisión, el Panel de Expertos y el Coordinador estableciéndose claramente la delimitación de facultades y prelación de los actos de cada organismo.

En segundo lugar, el Ejecutivo apunta que se especifican las atribuciones del fiscalizador para abordar las situaciones de incumplimiento de los estándares normativos y específicamente los asociados a indisponibilidades de instalaciones. Adicionalmente, se entregan al Coordinador funciones de apoyo de la labor fiscalizadora de la SEC, y de promoción del cumplimiento de la normativa.

Finalmente, para la actualización tecnológica, se propone definir legalmente el alcance de los Servicios Complementarios, para que tengan una forma de definición y actualización flexible en el tiempo según la evolución tecnológica.

3.- Estructura del proyecto de ley.

La iniciativa consta de dos artículos permanentes y veintitrés artículos transitorios.

El artículo 1° introduce, mediante treinta y cinco numerales, diversas modificaciones en el decreto con fuerza de ley N°4/20.018, de 2006, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), que versan sobre aspectos relativos a:

a) Constitución de sociedades de giro de generación eléctrica con domicilio en Chile.

b) Coordinación y operación del sistema eléctrico nacional.

c) Sistemas de transmisión eléctrica, esto es, generalidades, planificación de la transmisión, calificación de las instalaciones de transmisión, tarificación y remuneración de la misma.

d) Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional.

e) Adecuaciones a la LGSE.

El artículo 2° elimina la compensación regulada por interrupción o suspensión del suministro de energía eléctrica no autorizada en conformidad a la ley y los reglamentos, que afecte parcial o íntegramente una o más áreas de concesión de distribución, a cargo de la Superintendencia.

Los artículos 1° a 9° transitorios regulan la transición de los actuales CDEC al nuevo Coordinador.

Los artículos 10 a 15 transitorios tratan sobre la vigencia de los procesos de planificación energética y de la transmisión; de calificación de las instalaciones, y de tarificación.

El artículo 16 transitorio regula la implementación del Sistema de Información Pública del Coordinador del Sistema.

El artículo 17 transitorio establece que el plazo para certificar el cumplimiento de la normativa técnica correspondiente de las instalaciones existentes.

El artículo 18 transitorio versa sobre la remuneración de los servicios complementarios que se estén prestando a la fecha de publicación de la ley.

El artículo 19 transitorio fija plazos para la dictación de los reglamentos que establezcan las disposiciones necesarias para la ejecución de la ley.

El artículo 20 transitorio establece la transición de la remuneración de la transmisión nacional a partir de la remuneración troncal.

El artículo 21 transitorio contempla aumentos de dotaciones para el año 2016 con el objeto de fortalecer al Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

El artículo 22 transitorio establece la correspondiente imputación presupuestaria del mayor gasto que represente la aplicación de la ley.

Por último, el artículo 23 transitorio contempla una delegación de facultades para la dictación, mediante un decreto con fuerza de ley, del texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

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4.- Informe financiero.

El informe financiero que acompaña al Mensaje del Ejecutivo, luego de aludir a las principales enmiendas que se proponen en materia de coordinador independiente; planificación energética y de la expansión de la transmisión; definición de trazados; acceso abierto al sistema de transmisión, y remuneración del sistema, señala que esta iniciativa de ley implica un gasto fiscal anual en régimen de $2.024.225 miles, a lo que se agregan gastos por una vez ascendentes a $1.287.667 miles asociados a estudios, habilitación de dependencias y gastos indirectos referidos a nuevas contrataciones.

Añade que los mayores gastos en personal se asocian principalmente a un incremento de treinta y dos nuevos cupos, que obedece a la necesidad de contar con personal especializado para las nuevas obligaciones que le impone la ley a organismos públicos, relativas a la Subsecretaría de Energía (planificación energética, planificación de la transmisión, estudio de franjas y tarificación de sistemas de transmisión); Comisión Nacional de Energía (planificación del sistema de transmisión eléctrica, desarrollo normativo y tarificación), y Superintendencia de Electricidad y Combustibles (asesoría técnica, fiscalización y resolución de reclamos por franjas, fiscalización de interrupciones y pago de compensaciones a usuarios finales, fiscalización y sanción en infracciones económicas y fiscalización del Coordinador).

Finaliza consignando que el mayor gasto fiscal que irrogue la aplicación de esta ley durante su primer año presupuestario de vigencia, se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, pudiendo el Ministerio de Hacienda, en lo que faltare, suplementarlo con cargo a los recursos de la Partida Tesoro Público de la Ley de Presupuestos del Sector Público. En los años siguientes se estará a lo considerado en la Ley de Presupuestos.

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DISCUSIÓN EN GENERAL

Al iniciarse la discusión de esta iniciativa legal expuso ante la Comisión, en primer término, el señor Ministro de Energía.

El personero de Gobierno señaló que, según el diagnóstico del sector eléctrico en su conjunto, el alto precio de la energía que pagan los usuarios finales obedece, entre otras causas, a la existencia de un sistema poco robusto. Esto suscita problemas de competencia y precios, mientras la congestión dificulta la conexión de nueva generación. En efecto, agregó, así como hay lugares donde no se permite el paso de electrones desde el lugar donde se producen a aquel donde se consumen, existen riesgos de importantes diferencias de costos marginales (los que en algunos sectores pueden ser equivalentes a cero por la imposibilidad de transmitir). Además, el acceso abierto es limitado, dijo, pues no todos los generadores pueden acceder a las líneas que necesitan para sus proyectos. Ello, en circunstancias que quien coordina los despachos de la energía eléctrica, el CDEC, no es independiente de los incumbentes.

Por otra parte, este sistema poco robusto implica problemas de seguridad: Chile tiene como promedio 15 horas/año de falta de suministro por cliente, cifra elevada si se considera que en Europa se mide en minutos y no en horas. Con esta iniciativa legal se espera reducir ese promedio para el año 2035 a 4 horas/año.

Luego, el personero acotó que las exigencias sociales y ambientales no incorporadas en el diseño de los trazados originan tensiones entre los actores y dilación en la concreción de los proyectos. Así, los nuevos desarrollos carecen de la suficiente legitimidad social y ciudadana.

El señor Ministro explicó que la transmisión se compone de tres segmentos: el troncal, que une el conjunto del país; el adicional, que corresponde a las líneas que van del generador al troncal o salen de éste a la subestación o bien al cliente directo, y la subtransmisión, que es donde llega la energía para que el distribuidor la provea. Cada segmento tiene sus propias dificultades. En lo relativo a la transmisión troncal el Estado ha descuidado el rol de planificación que le corresponde y ha carecido de visión estratégica de largo plazo. Además, existen elementos de congestión, descalce y costos marginales que distorsionan los precios y restringen la competencia. De allí es que sea necesario democratizar la energía para que el sistema no se constituya en una barrera a la entrada. Por su parte, en la transmisión adicional existe falta de claridad en las obligaciones y derechos de los propietarios y terceros, así como un eventual uso inadecuado del territorio. A su turno, la subtransmisión presenta problemas de seguridad de abastecimiento, dificultades para conexión de otra clase de generación –proyectos de generación de menor escala- y ausencia de coordinación con el desarrollo y la expansión del nivel troncal.

A continuación, el personero de Gobierno hizo hincapié en la desconfianza y falta de diálogo que se observa entre comunidades, privados y el Estado para coordinar intereses. En este ámbito, añadió, el Estado no ha cumplido su rol de coordinador entre privados y ciudadanía, haciéndose necesario reconocer el bien común involucrado. Es preciso promover y proteger el medio ambiente y los intereses nacionales, y considerar que en planificación territorial existen diversos intereses en conflicto. Nuestro sistema de transmisión es único, nacional y cada vez más integrado e interconectado. Cabe tener en cuenta que a partir del segundo semestre de 2017 habrá solo un sistema desde Arica a Puerto Montt.

En el proceso de elaboración del proyecto de ley, comentó, hubo una etapa pre-legislativa de un año, que implicó una labor conjunta entre la Comisión Nacional de Energía y la Pontificia Universidad Católica de Chile, y que incluyó un diagnóstico participativo, estudios y benchmarking (DICTUC, PUC, CNE), así como grupos de trabajo a los que se incorporaron representantes de la industria, expertos y funcionarios ministeriales y de distintos servicios públicos.

Los objetivos centrales del proyecto de ley, señaló, son:

- Lograr que la transmisión favorezca el desarrollo de un mercado competitivo, para bajar los precios de energía a cliente final, libre y regulado. Este proyecto trae más competencia y democracia.

- Mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio del sistema.

- Crear un ente coordinador del sistema más robusto e independiente, reformando los actuales CDEC.

- Integrar esta señal regulatoria en la próxima licitación de bloques de energía (2016), lo cual incidiría en al menos 5 USD MW/h de manera directa.

En cuanto a la planificación energética de los sistemas de transmisión, informó que la de largo plazo implica un nuevo proceso quinquenal a cargo del Ministerio de Energía, para un horizonte de treinta años, teniendo en cuenta que actualmente se hace cada cuatro años y con un horizonte de quince. La planificación de la transmisión consiste en un proceso anual de expansión de todo el sistema de transmisión –nacional, zonal, polos de desarrollo- a cargo de la CNE y el operador, con un horizonte de al menos veinte años. Respecto de los nuevos criterios en esta materia, se pretende minimizar los riesgos en el abastecimiento; la creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, y concretar instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico.

Actualmente el Estado sólo se ocupa de costos y eficiencia, pudiendo ésta reducir los problemas de seguridad. Sin embargo, se pretende pasar de un sistema restringido a uno holgado. Hoy el sistema está constantemente congestionado, haciéndose necesario reducir los costos de dicha congestión. Así, la expansión con holgura tiene un mayor importe, estimándose en 1 a 3 US$/MWh, más costos de transición y adaptación a los cambios, todo lo cual es bajo en relación con los beneficios, a saber: disminución de los costos marginales de 10 a 20 US$/MWh; menor variabilidad esperada de éstos o decremento de la variabilidad entre 3 a 6 US$/MWh gracias a más holguras en el SIC; disminución del precio al cliente final, y menor uso de franja de territorio y conflictos con las comunidades. De esta manera se producirá una mayor competencia en generación e integración de polos ERNC en el largo plazo.

El Secretario de Estado estimó que la transmisión debe anticiparse a la generación y no se debe supeditar a proyectos individuales. Además, se debe propender a reducir el costo de la congestión, pues es muy elevado (lo cual supone disminuir su incidencia, probabilidad y riesgo). Con la transmisión planificada con suficientes holguras se espera obtener una transmisión robusta y flexible para acomodar futuros proyectos a bajo costo, con pequeños niveles de pérdidas, congestiones con menor o baja probabilidad y el desarrollo acelerado de la oferta y de la competencia.

En lo que respecta a la remuneración de los sistemas de transmisión, el señor Ministro advirtió que se trata de un problema complejo. El actual mecanismo de remuneración, adujo, carece de simplicidad y transparencia. Además, existe la convicción de que lo que cargan los generadores es superior al costo verdadero. Así, se necesita una forma de remuneración distinta para reducir lo que se está gravando por costo de transmisión. Se debe sustituir un mecanismo donde el 80% se estima por el generador, por uno de estampillado como ocurre en Europa y Estados Unidos, lo cual traerá beneficios a los consumidores.

El proyecto de ley busca que la transmisión eléctrica no sea una barrera para la competencia, y entregue señales de simplicidad y transparencia de los cálculos de costos, con el fin de propiciar un menor importe de suministro. Igualmente, se establecen mayores certezas a los inversionistas en redes de transmisión zonal y para polos de desarrollo, extendiéndose la garantía del retorno de sus inversiones a veinte años. Lo anterior, atraerá nuevos inversionistas al sector mediante licitaciones internacionales abiertas y competitivas.

En cuanto al cambio del sistema de pago, actualmente la transmisión troncal es remunerada tanto por las inyecciones, como por los retiros. Así, los costos de transmisión son, en definitiva, traspasados íntegramente a los consumidores finales. Pero no es posible garantizar que el pago de las inyecciones sea trasferido sin sobrecargos. El proyecto de ley transparenta el pago de la transmisión asignándolo directamente a los clientes finales. De este modo, se asegura que el costo de la transmisión eléctrica sea remunerado sin los riesgos de sobrecostos para fortalecer el escenario de competencia en generación. Esta medida permitirá una disminución del precio. Un sistema de transmisión que persigue un mercado competitivo y de precios eficientes debe ser remunerado por los beneficiarios finales de ese sistema holgado, es decir por los clientes finales.

En lo relativo al impacto en los consumidores, acotó que en un mercado competitivo y en el largo plazo los beneficios de una mejor transmisión son traspasados a los clientes, al conseguir más bajos precios, más confiabilidad y menores impactos medioambientales. De esta manera, el objetivo es que los consumidores financien la transmisión directamente sin tener como intermediarios a los generadores, reduciéndose el pago por transmisión. Esto ahorra multiplicidad de premios al riesgo e ineficiencia operativa.

A continuación, el señor Ministro abordó lo referente al emplazamiento de los trazados de transmisión, que ocasiona una serie de tensiones entre los actores sociales. Sobre este particular, sostuvo la conveniencia de que el Estado desempeñe un rol importante y se involucre en la definición del trazado y del emplazamiento. De esta forma, una vez decidida la expansión del sistema de transmisión, a través de una nueva línea, el operador llamará a una licitación para su construcción. La información del trazado de una nueva línea es mínima y se definen plazos de puesta en marcha, aplicándose penalidades por atrasos en el cumplimiento. Hoy es de responsabilidad del adjudicatario privado la definición del trazado, la obtención de la resolución de calificación ambiental y la presentación de la solicitud de concesión definitiva.

En ese marco, prosiguió, esta iniciativa le encarga un nuevo rol al Estado en el desarrollo del sistema de transmisión troncal como garante del bien común, dado que deberá involucrarse en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión. Se incluyen aspectos ambientales, territoriales, técnicos, económicos y de relación con la ciudadanía (al efecto se contempla un esquema de participación). Por otra parte, el nuevo procedimiento de estudio de franja para trazados de transmisión eléctrica de interés público por el Ministerio de Energía será sometido a evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad.

El nuevo segmento de transmisión eléctrica contendrá líneas para polos de desarrollo cuyo trazado será determinado a través del estudio de franja. En consecuencia, es un nuevo tipo de sistema de transmisión eléctrica que se crea con este proyecto de ley. Esta figura está contenida en la idea de polos de desarrollo, definidos como zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables y, al menos, en un 20% de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y la preservación de la naturaleza.

La presencia del Estado, al intervenir a través del proceso de planificación de la expansión del sistema de transmisión eléctrica coordinando la instalación en zonas para la generación, permitirá que proyectos de generación de energía que por sí solos –debido a su tamaño- no son capaces de transmitir energía al sistema nacional accedan a la red. También se aplica en el caso de una cuenca donde haya un generador que, por su tamaño, puede construir su propia línea de transmisión para inyectar energía al sistema y muchos pequeños que por sí mismos no pueden hacerlo: aquí el Estado obligará a que todos se conecten a un único sistema de transmisión.

El señor Ministro recordó que el coordinador del sistema en la actualidad es el CDEC, cuyo directorio es elegido por segmentos de agentes del sector, constituyendo un sistema financiado por éstos. Entre sus funciones está preservar la seguridad global del sistema eléctrico, garantizar la operación más económica y el acceso abierto a los sistemas de transmisión. Esta iniciativa legal establece como coordinador del sistema a una corporación independiente ad hoc con directorio elegido por un Comité Especial de Nominaciones. Se mantienen las responsabilidades de garantizar una operación segura, económica y acceso abierto; el monitoreo permanente de la competencia; la planificación de la expansión de la transmisión; la autorización de conexiones al sistema de transmisión; la entrega de información transparente para el mercado y sociedad, y el rol de administrador único de las interconexiones regionales.

Luego, el personero precisó que existe un cambio en la tasa de descuento de las instalaciones de transmisión. En efecto, en el proceso de tarificación de la transmisión se reconocen los costos eficientes de adquisición e instalación, de acuerdo con valores de mercado. La anualidad de dichos costos se determina considerando una vida útil cada tres períodos tarifarios. Así, la tasa de descuento que deberá utilizarse para determinar la anualidad del valor de inversión de las instalaciones de transmisión será calculada por la Comisión cada cuatro años. Ésta será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas de transmisión eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, dicha tasa de descuento no podrá ser inferior al 7% ni mayor a 10%.

Finalmente, el Ministro explicó que otros cambios contenidos en el proyecto apuntan a una nueva definición de segmentos de la transmisión, el libre acceso a instalaciones dedicadas y la posibilidad de licitar servicios complementarios.

El Honorable Senador señor García-Huidobro manifestó su preocupación por la forma de integración del organismo que reemplazará a los CDEC en la tarea de coordinar el sistema.

Además, consideró oportuno pronunciarse respecto a qué sucederá con las actuales líneas de transmisión y quién adoptará la decisión sobre su futuro. Lo razonable, a su juicio, sería ampliar lo existente. Posteriormente, se podrán desarrollar proyectos energéticos diversos, como los relacionados con los canales de regadío y las minihidros.

La Honorable Senadora señora Allende destacó la importancia del proyecto de ley en la medida que aborda la debilidad y precariedad del sistema de transmisión, el cual resulta en la actualidad opaco en la fórmula de cálculo de precios. Se necesita mayor transparencia y certeza en el sistema, y que el Estado juegue un rol en la materia.

Enseguida, subrayó la necesidad de contar con el trazado en forma previa con el objeto de evitar efectos negativos, eternizar las negociaciones o judicializar los conflictos. En este mismo sentido, expresó su interés por conocer las soluciones que se adoptan en el derecho comparado y la opinión del Ministerio respecto a la tecnología que debería emplearse en la línea de transmisión, esto es, de energía alterna o continua.

Por otra parte, previno que la discusión de este proyecto de ley debe considerar los estudios nacionales e internacionales que existan acerca de los efectos de las radiaciones electromagnéticas en la salud humana y animal y en materia de contaminación ambiental.

El Honorable Senador señor Prokurica, si bien valoró positivamente la iniciativa legal por su propósito de instar por un sistema de transmisión más económico, seguro, competitivo y transparente, expresó su inquietud por las relaciones que existirán entre el CDEC y el ente coordinador y el modo cómo se compatibilizará la participación del Estado en la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP), como una generadora que participa en el mercado, con los nuevos roles que le asigna el proyecto.

Luego, advirtió que existiendo incentivos perversos de terceros ajenos al sistema eléctrico, que sacan provecho en las negociaciones que se establecen cuando se pretende instalar líneas de transmisión, la ley debería contener normas que desincentiven actuaciones especulativas.

En cuanto a la ciberseguridad del sistema eléctrico nacional, el señor Senador abogó por mecanismos de resguardo que –en caso de corte de ciertos segmentos- eviten los altos costos de una eventual reposición y perjuicios a los clientes finales.

El Honorable Senador señor Guillier reflexionó en torno a la posibilidad real que tiene el Estado de asegurar que todos los emprendimientos podrán acceder a este sistema y las condiciones en que podrán hacerlo.

Por otra parte, en materia de administración del sistema, manifestó su preocupación por la autonomía que tendrá el organismo coordinador, la manera en que se integrará y los requisitos que deberán reunir sus miembros.

En lo concerniente al trazado, el señor Senador hizo presente que en Chile no existe planificación territorial coordinada con otros grupos de interés, por lo cual es necesario saber hasta qué punto esta discusión se hará con otros organismos y otros ministerios.

El Honorable Senador señor Pizarro señaló que, aun cuando el nuevo rol que tendrá el Estado en el trazado de transmisión constituye un cambio total en el sistema, el inversionista propondrá el emplazamiento por donde exista un menor costo, no por donde sea más sustentable. Cuando el Estado asume la función de determinar franjas o áreas por donde puede pasar la transmisión, lo hace sobre la base de un proceso de evaluación y estudio previo, que indica cuál es el terreno más conveniente y los lugares en que pueden desarrollarse los proyectos. Dado que esto tendrá un costo, es necesario determinar quién lo asumirá y cómo se reflejará posteriormente en la tarifa.

El Secretario de Estado sostuvo que, desde el punto de vista de la composición, los miembros del nuevo ente coordinador independiente serán seleccionados por un Comité Especial de Nominaciones. Este Comité estará compuesto por un representante del Panel de Expertos; uno del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia; uno del Ministerio de Energía; uno de la CNE; uno del Consejo de Alta Dirección Pública, y un Decano de una Facultad de Ciencias o Ingeniería de una universidad del Consejo de Rectores.

Consultado por el Honorable Senador señor Prokurica si las actuales funciones del CDEC se mantienen, el señor Ministro respondió afirmativamente, si bien se amplían las responsabilidades del coordinador independiente al monitoreo permanente de la competencia. Por otra parte, el proceso de evaluación ambiental estratégica definirá una franja y una planificación. Así, el titular del proyecto deberá someterlo a consideración del Ministerio del Medioambiente para la Resolución de Calificación Ambiental.

En cuanto a la energía alterna o continua para la línea de transmisión, explicó que el Ministerio convocó a un comité técnico que ha elaborado un análisis en la materia. En todo caso, dijo, se trata de un asunto que suscita todavía un amplio debate entre los especialistas.

Enseguida, informó que se ingresó en la Cámara de Diputados el proyecto de ley que establece un nuevo gobierno corporativo de la ENAP (Boletín N° 10.545-08), que excluye al Ministro de Energía del directorio de la compañía.

En lo tocante al electromagnetismo, el señor Ministro sostuvo que el tema se encuentra zanjado por la Organización Mundial de la Salud (OMS).

A continuación, advirtió que si bien no existe garantía para que ingresen los proyectos pequeños de ERNC, esta iniciativa legal ayudará a democratizar y reducir las barreras de entrada a aquellos proyectos que hoy no pueden desarrollarse. El nuevo rol del Estado no consiste en asumir la responsabilidad de la evaluación ambiental de todo el proyecto de transmisión, lo cual seguirá siendo de cargo del titular.

En lo concerniente a los polos de desarrollo, acotó que es una definición específica de algunas áreas o localidades de Chile que tienen un enorme potencial eléctrico, especialmente en minihidros. Durante el presente Gobierno se pretenden construir 100 proyectos de este tipo de energía, sin embargo existe la dificultad de que los derechos de agua se distribuyen entre mucha gente. Existen 1.888 kilómetros y 32 proyectos distintos de transmisión en construcción relacionados con nuevas líneas.

El Secretario Ejecutivo de la CNE recordó que los dueños de los CDEC son las propias compañías generadoras y transmisoras. Su elección se realiza mediante segmentos. El proyecto contempla un mecanismo que evita la captura de intereses políticos y económicos del sector mediante la composición mixta del ente coordinador y una mayoría cualificada para la adopción de resoluciones, con el objeto de que imperen criterios técnicos.

Las funciones del coordinador independiente mantienen las responsabilidades de los CDEC de garantizar una operación segura, económica y acceso abierto; el monitoreo permanente de la competencia; la planificación de la expansión de la transmisión; la autorización de conexiones al sistema; la información transparente para el mercado y sociedad, y la administración de las interconexiones regionales.

El Honorable Senador señor Prokurica fue de parecer de que esta información sea de acceso libre por cualquier persona.

Luego, reiteró la necesidad de propender a la seguridad contra ciber-ataques y subrayó el alto costo que tiene para los consumidores y el país en general un bloqueo o caída del sistema de transmisión. Chile, dijo, está avanzando en forma lenta en este ámbito a pesar del riesgo que entraña una caída no sólo del sistema eléctrico, sino de todos los sistemas asociados. Esto contrasta con lo que sucede en países desarrollados, los cuales le asignan mucha relevancia al tema.

El Secretario Ejecutivo de la CNE explicó que no existe mucha experiencia en otros países sobre la manera de determinar el emplazamiento del trazado de transmisión, sino que hay distintas opciones. Por ejemplo, en Dinamarca es un asunto que se discute en el Parlamento. En Brasil para ciertas líneas se definen pre-franjas, las cuales son meramente indicativas para los oferentes. En Colombia, cuando la línea pasa por lugares donde existe un asentamiento indígena compete al Estado determinar su factibilidad.

En este proyecto de ley la definición del trazado se somete a una evaluación ambiental estratégica, procedimiento reglado en la legislación medioambiental que obliga a establecer alternativas, discutirlas con las comunidades, hacer consulta indígena, etc. Sobre esa base se define un trazado, aunque sólo tiene el carácter de una franja preliminar. Esa franja será licitada, lo cual será transparente para los todos los oferentes. Posteriormente, la franja licitada será declarada de utilidad pública y se gravará con la servidumbre eléctrica obligatoria.

La evaluación ambiental estratégica tiene un período de duración cercano a dos años y es efectuada por el Ministerio en base a la regulación existente. Con todo, ya entró en vigencia el Reglamento de Evaluación Ambiental Estratégica que establece trabajos de participación ciudadana temprana, consulta indígena, evaluación de alternativas, etc. Todo este trabajo le compete al Comité de Ministros de Sustentabilidad, el cual aprueba esta franja preliminar que se grava con la servidumbre eléctrica obligatoria por causa de utilidad pública.

De no existir acuerdo en la Comisión Tasadora, y mientras éste se logra, la empresa puede ingresar a los terrenos. En el proceso de planificación se puede utilizar infraestructura existente y ampliarla.

Por otra parte, la definición técnica respecto de la interconexión fue la de utilizar corriente alterna. Fueron estudios contratados y un panel de expertos nacional los que señalaron que –con esa tecnología- las condiciones de operación posterior serían completamente seguras, cumpliendo las exigencias respectivas.

Consultado por el Honorable Senador señor García-Huidobro respecto a si la materia tratada en esta iniciativa legal requiere consulta indígena, en los términos del Convenio N° 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT), el encargado de la Cartera aseguró que no se precisaría de este procedimiento por tratarse de una iniciativa legal que sólo establece una política pública nacional en materia de transmisión.

A continuación, el Jefe del Departamento Eléctrico del Ministerio de Energía acotó que si bien en materia de interconexión la solución que se adoptó fue utilizar corriente alterna, se imponen exigencias adicionales al proyecto. Con todo, añadió, en el futuro deberá incorporarse la corriente continua al sistema. La capacidad de transmisión puede pasar por un cambio tecnológico en algunas secciones, la flexibilidad de estas ampliaciones requerirá que las tecnologías continuas se adicionen. Originalmente las ERNC poseen este tipo de corriente para luego pasar a alterna.

En lo relativo a ciber-seguridad, el personero indicó que se encuentran las normas técnicas de seguridad y calidad del servicio, que tiene un capítulo referido a los protocolos de comunicación entre coordinados, realizándose exigencias en seguridad de comunicación. Existe preocupación en los CDEC en orden a que la encriptación de los datos sea adecuada para evitar algún nivel de intervención por parte de terceros. A su vez, cualquier modificación se puede realizar rápidamente, debido a que existen elementos asociados a seguridad de la información en la coordinación que debe realizar el CDEC con las empresas que operan el sistema. Sólo se sabrá si las medidas de seguridad son suficientes cuando se origine algún evento.

El Honorable Senador señor Guillier precisó que la inquietud en lo que atañe a la ciber-seguridad se relaciona también con la Defensa Nacional y las catástrofes, por la vulnerabilidad de nuestro país en muchos aspectos y por su especial geografía.

A continuación, expuso el Profesor Titular de la Facultad de Ingeniería de la Pontificia Universidad Católica, señor Hugh Rudnick, quien afirmó que las razones que determinan que en la actualidad la transmisión eléctrica se presente como una restricción, son las siguientes: falta de visión estratégica de largo plazo; inexistencia de medidas que faciliten el uso de energías disponibles limpias y económicas; ausencia de mecanismos de asociación e integración energética zonal; esquemas de remuneración en conflicto con los de expansión y con criterios de eficiencia, y altos precios de la energía. Además, dijo, la transmisión suscita problemas sociales y ambientales, así como conflictos con comunidades, sin que hayan mecanismos de resolución ni esquemas de asociatividad y criterios de ordenamiento territorial, con un Estado ausente en su rol de coordinador y orientador del sector.

El problema radica en que la transmisión es la base de la competencia en generación, siendo su fórmula más económica la que se expresa mediante líneas eléctricas únicas (por ende, un monopolio). De allí que las necesidades regulatorias surjan en materias tales como interconexión; libre acceso a líneas; entrada al negocio; organización y propiedad; operación y calidad; remuneración; distribución de pagos, y expansión y control del sistema. Adicionalmente, debe haber un solo coordinador.

En ese marco, agregó, esta iniciativa legal propone mejoras para responder a nuevos requerimientos técnicos, sociales y ambientales, manteniendo las características básicas de un mercado eléctrico desintegrado verticalmente, eficiente y competitivo en su abastecimiento de la demanda, y capaz de proveer señales económicas claras a los agentes privados, generadores y consumidores.

En cuanto a la planificación del sistema de transmisión, el académico recordó que como el esquema vigente de expansión establece un estudio de transmisión cada cuatro años y determina el plan referencial dentro del mismo período, no existe una visión de largo plazo y no se consideran riesgos del mercado, tanto en generación como en demanda. Consecuencialmente, la expansión resulta limitada, lo que produce restricciones y congestión.

Por el contrario, el proyecto de ley en estudio establece una planificación energética de largo plazo con un nuevo proceso quinquenal a cargo del Ministerio de Energía, para un horizonte de treinta años. La planificación de la transmisión en proceso anual de expansión de todo el sistema estará a cargo de la CNE y el operador, con un horizonte de al menos veinte años. Además, se incluyen nuevos criterios de planificación, a saber: minimización de los riesgos en el abastecimiento; creación de condiciones que promuevan oferta y faciliten competencia, e instalaciones que sean económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico.

Enseguida, destacó que el proyecto de ley pretende transitar desde un sistema restringido a uno holgado. Hoy existe una expansión restrictiva a mínimo costo, sin considerar incertidumbres, con alta congestión, mayores costos y precios para usuarios finales y riesgos superiores. Se propone una planificación de largo plazo de la transmisión, que se anticipe a la generación y que considere las incertidumbres y la reducción de costos de la congestión. Una transmisión planificada con suficientes holguras permitirá una transmisión robusta y flexible para acomodar futuros proyectos a bajo costo; generar bajos niveles de pérdidas, y originar un desarrollo mayor de la oferta y de la competencia con menores precios de generación.

En lo relativo a polos de desarrollo, el docente sostuvo que se produce una indeseada competencia local por la transmisión y una pérdida de beneficio social, un alto costo de ésta y un elevado impacto en materia de uso de territorio y medio ambiente. En tal sentido, el proyecto de ley enfatiza la cooperación y la asociatividad local, así como la competencia nacional en generación y la maximización de beneficio social, mediante una transmisión con holguras, a menor costo e impacto en el uso del territorio y el medio ambiente. El profesor Rudnick adujo que una única solución coordinada permite la evacuación de la producción de la generación dentro de polos de desarrollo, sobre cuyo establecimiento y expansión existe un interés público, encontrándose fallas de coordinación para su materialización.

En lo referente a la remuneración de la transmisión, precisó que el pago actual por uso de líneas asume que existe un mercado central y la mayoría de los flujos van de sur a norte. Se trata de un complejo cálculo, que atiende a los flujos, con un pago de 50% por generación e igual cifra por consumo. Lo anterior suscita incertidumbres para los generadores y es una barrera de entrada para nuevos competidores: los generadores sobrevaloran la transmisión en sus contratos para protegerse del riesgo, perjudicando a los consumidores. Aquí el desafío es reducir el componente costo de generación del precio final de la energía.

Luego, abogó por la necesidad de simplificar el esquema de remuneración de la transmisión. La complejidad del actual atrasa y desincentiva las decisiones de inversión en generación, le suma riesgos y limita la competencia y la reducción de precios. Respecto del pago directo por demanda, aseguró que los consumidores igual cancelan todo el sistema de transmisión, aunque indirectamente, porque los generadores los traspasan los costos al consumidor, a través del cobro en la energía. A esta transferencia se le suma el riesgo del propio de generador ante un futuro aumento de su pago. Cobrar directamente al usuario permite no sobrecargarlo con el riesgo del generador. En un mercado competitivo los beneficios de una mejor transmisión son traspasados, en el largo plazo, a los clientes, al conseguir precios más bajos, mayor confiabilidad y menores impactos medioambientales. El objetivo es que los consumidores financien la transmisión directamente, sin tener como intermediarios a los generadores, lo que debería reducir el pago por ella. Esto permite efectuar ahorros por concepto de premios al riesgo e ineficiencia operativa.

El profesor Rudnick hizo presente la necesidad de adecuar la transición de peajes. Sobre el particular, sostuvo como fundamental avanzar desde un esquema de generación más demanda, a uno que contemple sólo demanda, realizando el cambio en el horizonte del período 2019-2034. A su turno, dijo, se requiere evitar dobles pagos por transmisión: los peajes actualmente son incorporados a los contratos. De esta manera, se debe evolucionar a nuevos convenios que descuenten los pagos de peajes incorporados, evitando beneficios o subsidios a generadores alejados de los centros de consumo. Según arguyera, es relevante cargar los peajes a los consumidores y dar tiempo al logro de ofertas de generación más competitivas, para lo cual se debe evolucionar a un mercado en el mismo sentido, donde los costos de transmisión no sean una barrera de entrada. Además, se debe asignar a los consumidores los desarrollos de transmisión que claramente los benefician, fijando el cobro directamente a los clientes del SIC o del SING, dependiendo de su utilidad.

En cuanto al emplazamiento y trazados de la transmisión, comentó que el esquema vigente consiste en que una vez decidida la expansión del sistema, a través de una nueva línea, el operador llama a los privados a una licitación para su construcción. La información acerca de su trazado es mínima y no existe análisis de sus impactos sociales, económicos y turísticos. Luego, se definen plazos de puesta en marcha y se aplican penalidades por atrasos en cumplimiento. Es de responsabilidad del privado que gana la licitación la definición del trazado, la obtención de la Resolución de Calificación Ambiental y la presentación de la Solicitud de Concesión Definitiva.

En este ámbito destacó el nuevo rol del Estado en el desarrollo del sistema de transmisión troncal como garante del bien común. Con esta iniciativa el Estado se involucrará en la definición de los trazados y el emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión. En esta definición se incluyen aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos, y se incorpora un esquema de participación. El nuevo procedimiento de estudio de franja para transmisión eléctrica de interés público por parte del Ministerio de Energía, será sometido a evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad. Así, merced a las economías de escala que se darán en el uso de la franja, a mayor capacidad de transmisión menor será el uso de franja por MVA de capacidad.

Enseguida, el académico explicó la figura de los actuales operadores del sistema, esto es, los CDEC. El directorio de estos organismos, señaló, es elegido y financiado por segmentos de agentes del sector. Sus funciones son: preservar la seguridad global del sistema eléctrico y garantizar la operación más económica y el acceso abierto a los sistemas de transmisión. El proyecto de ley, por el contrario, establece que el operador del sistema será una corporación independiente ad hoc, cuyo directorio será elegido por el Comité Especial de Nominaciones. Sus funciones serán garantizar la operación segura y económica del sistema y un acceso abierto al mismo; monitorear la competencia; planificar la expansión de la transmisión; autorizar conexiones al sistema; entregar información transparente para el mercado y sociedad; y administrar –como ente único- las interconexiones regionales.

A modo de reflexión final, el profesor Rudnick señaló que el proyecto en estudio constituye una mejora en la regulación del sector eléctrico, que habrá de producir impactos en todos los agentes del sector. Ello supone recoger sus inquietudes e introducir en el texto de la iniciativa las modificaciones que sean oportunas. Con todo, en su opinión el texto del proyecto representa una vía adecuada para mejorar la transmisión, incrementar la competencia y lograr un suministro eléctrico más sustentable, económico y seguro.

El Honorable Senador señor García-Huidobro abogó por la necesidad de que, para la transparencia del sistema, en las boletas de cobro de la cuenta que se entregan al cliente final se incluya un detalle de todos los rubros que son objeto de recaudación, tal como ocurre con el servicio de agua potable.

La Honorable Senadora señora Allende, luego de consultar a los personeros de Gobierno acerca de las razones que explican que los generadores cobren por concepto de transmisión, hizo hincapié en la necesidad de propender no sólo a disminuir los costos de generación mediante el ingreso de nuevos actores y más competencia, sino también de fortalecer la transmisión. Lo anterior, dijo, pasa por establecer un sistema más robusto que permita la conexión de distintas modalidades de energía. En tal sentido, fue partidaria de incentivar en forma simultánea la incorporación de proyectos de menor cuantía y de que los clientes sean compensados. La reducción de los precios en generación debe ir acompañada del fortalecimiento en transmisión.

El profesor señor Rudnick señaló que con este proyecto se pretende que el cliente tenga conocimiento de lo que se cobra por generación, transmisión y distribución. El costo de la generación es muy elevado porque comprende parte de la transmisión. La idea es traspasar directamente dicho cobro al consumidor y no que sea objeto de un recargo en el precio que paga. Lo que hoy sucede es que los generadores para protegerse de los cambios en el sistema recargan el costo de transmisión. Lo que se pretende es eliminar este problema, de modo que se compita sólo en costo de generación.

El académico explicó que existen diversas dimensiones de la transmisión: la zonal, esto es, aquella en que la transmisión va a empresas distribuidoras (se encuentra regulada y controlada); la dedicada, en cuya virtud un generador grande se conecta al sistema troncal; la lateral, referida a los denominados “polos de desarrollo” y que buscan generadores factibles (el Ministerio de Energía realizará análisis regulares sobre la ubicación de estos polos).

En cuanto a la simultaneidad necesaria para la compensación de consumidores, apuntó que debe coordinarse la entrada de nuevos generadores con los volúmenes de transmisión factibles. Es probable, dijo, que esto implique construir líneas más grandes.

El Honorable Senador señor Prokurica adujo que, en circunstancias que el proyecto modifica la política energética en materia de transmisión con mayor presencia del Estado, sería conveniente que la planificación sea de competencia de un organismo que actúe sobre la base de criterios técnicos. Dado que debe ser un ente que se diferencie tanto de las empresas privadas, cuanto de las del sector público, el señor Senador manifestó sus reparos a que el Estado intervenga, por un lado, como coordinador y planificador y, por otro, como generador a través de la Empresa Nacional del Petróleo (ENAP). Si se acepta que el Estado participe más activamente en el sistema eléctrico es para que la energía sea de mayor calidad y a un menor costo. En otros países, añadió, si bien se puede observar una intervención fuerte del Estado en materia eléctrica, éste no tiene empresas generadoras.

En otro orden, el señor Senador sostuvo que si el Estado intervendrá en las determinaciones relativas a un trazado, el diseño que resulte debe ser vinculante. De no serlo no habría modificación alguna respecto del actual régimen. A su turno, el trámite medioambiental y las consultas a las comunidades indígenas deben quedar a cargo de algún organismo estatal.

El señor Senador coincidió en la necesidad de detallar los cobros en la cuenta de energía eléctrica que reciben los clientes finales. Y respecto de la aplicación de multas o compensaciones, fue partidario de estas últimas por ir en directo beneficio de los consumidores.

El Honorable Senador señor Guillier indicó que como el actual sistema de transmisión es centralizado, cuando la única línea se corta nuestro país queda en una posición de vulnerabilidad. Sobre el particular, consultó respecto de las medidas de seguridad del sistema para garantizar su continuidad. En lo que atañe a la separación entre generación y transmisión, abogó por la necesidad de concebir la mejor alternativa para garantizar el libre acceso de los diferentes generadores al sistema de transmisión. Por último, expresó su inquietud por la determinación –en el marco del nuevo rol del Estado en materia de trazado- de quién pagará los costos de los procesos administrativos y de la forma en que se compatibilizarán intereses contrapuestos, considerando la diversidad geográfica de nuestro país y la carencia de planificación en cuanto al uso del territorio.

El Honorable Senador señor García-Huidobro recordó que si bien hace algún tiempo la generación con carbón y diésel tuvieron un alto costo, hoy el escenario ha cambiado. De mantenerse estas condiciones de precio de ambos combustibles, dijo, habrá que atender especialmente a los incentivos para la generación mediante ERNC.

El señor Senador, enseguida, fue partidario de transparentar la acción del Estado, ante la eventual existencia de intereses económicos o políticos del sector público. Con todo, consideró favorablemente esta iniciativa legal en lo relativo a la separación de costos. Finalmente, consultó acerca del plazo que se prevé para la transición entre el actual y el nuevo sistema de transmisión.

El profesor señor Rudnick respondió que el proyecto de ley tiene una fuerte presencia del operador del sistema y una activa participación de los agentes en el proceso de planificación, realizando observaciones o resolviendo conflictos a través del Panel de Expertos. El trazado será vinculante y sometido a una evaluación ambiental estratégica, el cual es un procedimiento en el que se practican consultas públicas y se hacen análisis técnicos. Posteriormente, se somete a un Consejo de Ministros que aprueba el proyecto en particular.

En cuanto a las compensaciones, afirmó que existe preocupación al respecto porque pueden hacer quebrar a algunas empresas eléctricas, si sus valores son demasiado altos. Pero hay problemas que este proyecto de ley no resuelve: es el caso de la resiliencia frente a catástrofes naturales muy masivas, aun cuando hay zonas que pueden recuperar sus servicios en forma autónoma.

La separación entre generación y transmisión es esencial en las reformas de los mercados eléctricos mundiales. Según nuestra legislación, los generadores no pueden ser dueños de la transmisión troncal, que debe estar separada de la generación para evitar cruces de beneficios.

Sobre el rol del Estado en los trazados, los costos serán soportados por la ciudadanía: así, el Panel de Expertos y los estudios de transmisión y de franja son financiados por consumidores finales.

En lo que concierne a las enmiendas que se introdujeron al proyecto en la Cámara de Diputados, el académico manifestó su preocupación por la restricción de 20% mínimo de ERNC en los polos de desarrollo. A su juicio, esta opción es artificiosa y puede limitar la evolución de estos polos.

Finalmente, acotó que con el actual valor de los combustibles la fórmula más económica para generar energía en forma permanente es a través de fuente hídrica. Las ERNC han reducido sus costos de manera notable. El carbón, si bien es económico y abundante, presenta problemas ambientales. El gas natural debe transportarse y licuarse, lo que aumenta su costo.

A continuación, expuso el Gerente General del Consejo Minero, señor Carlos Urenda, quien expresó que, en circunstancias que la minería del cobre representa algo menos de un tercio del consumo eléctrico del país, la Comisión Chilena del Cobre (COCHILCO) proyecta que a futuro se mantendrá en niveles similares. En ese marco, si bien se verifican aumentos en producción en la minería del cobre, también ha habido caída en las leyes del mineral y mayor dureza de la roca, lo que explica que esta industria haya incrementado su consumo eléctrico.

Aún con la baja en el precio de la energía eléctrica de los últimos años, agregó, el valor sigue en niveles altos, lo que significa que este ítem representa un significativo 10% de los costos directos de la industria minera nacional. Siendo la minería un consumidor eléctrico relevante, el desempeño del sector energético es importante para la minería. Por esto, una reforma significativa como la que representa el proyecto de ley bajo análisis, genera preocupación en la industria cuprífera.

En términos generales, el personero del Consejo Minero coincidió con la necesidad de modificar la regulación de la transmisión, propendiendo un sistema más robusto que evite los episodios de congestión de los últimos años. Asimismo, manifestó su acuerdo con la necesidad de hacer adecuaciones a los CDEC para convertirlos en un nuevo ente coordinador, que refuerce su independencia y aproveche cabalmente sus capacidades.

Enseguida, el personero advirtió que sus observaciones críticas al proyecto buscan perfeccionarlo, especialmente en aquellas normas que significan mayores costos para todo el sistema eléctrico y un traspaso de éstos hacia los clientes.

Respecto del Coordinador Independiente, sostuvo que dada la próxima interconexión SIC-SING, es un paso natural juntar los dos CDEC en un nuevo y único organismo. Valoró que este Coordinador tome como base las funciones de los actuales CDEC y que se busque dotarlo de mayor capacidad e independencia respecto a los actores incumbentes del mercado eléctrico. En particular, consideró positivo que se le entregue una nueva función de monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico. Sin embargo, compartió las preocupaciones levantadas en el debate durante la tramitación de este proyecto en la Cámara de Diputados, en cuanto a la pérdida de autonomía frente a la autoridad en el nombramiento y remoción de sus consejeros y en sus propuestas de expansión de la transmisión.

Según dijera, es inapropiado cargar todo el financiamiento del nuevo Coordinador a los clientes, libres y regulados. A raíz de la buena experiencia con el Panel de Expertos, que hasta ahora tiene un esquema de financiamiento compartido entre todos los actores del sector, no hay bases para sospechar que el aporte conjunto de generadores, transmisores y distribuidores, además de los clientes libres, pueda afectar la independencia del Coordinador. Nada asegura que el ahorro para generadores, transmisores y distribuidores, que dejarán de financiar al coordinador, se traspase a menores precios a los clientes. Además, dado que los agentes -por la naturaleza de su negocio- siguen más de cerca el funcionamiento del Coordinador, es clave que concurran a su financiamiento porque así tienen incentivos para prevenir a la autoridad cuando los costos del Coordinador exceden lo razonable.

Respecto del Panel de Expertos, consideró que ha cumplido un importante rol en el sector como organismo de resolución de discrepancias. En este sentido, apoyó que en la Cámara de origen se haya eliminado del texto del proyecto una prohibición a dicho ente para pronunciarse sobre la legalidad de las actuaciones de la autoridad, teniendo en cuenta que en temas regulatorios los aspectos técnicos y legales están entrelazados. No obstante, se mantuvo una norma que establece que la CNE y la SEC tienen siempre la condición de interesados en los procedimientos ante el Panel, a la vez que se añade que los fallos sólo son vinculantes para las partes. De esta manera, las actuaciones de ambos organismos no podrían ser afectadas por los fallos del Panel, aun cuando las discrepancias resueltas estén relacionadas con sus actuaciones. Adicionalmente, el personero tampoco compartió la idea de traspasar todo el costo del Panel de Expertos a los clientes.

En cuanto a la planificación energética y de la expansión de la transmisión, coincidió con la propuesta de que el Ministerio elabore escenarios energéticos posibles para el largo plazo, pero sostuvo que no queda claro en el texto del proyecto el uso concreto que se le dará al decreto de planificación energética respectivo, sino que sólo se establece que el proceso de planificación anual de la transmisión conducido por la CNE deberá considerar el decreto del Ministerio. Esto puede significar desde atenerse a él hasta tenerlo a la vista y puede involucrar sólo a dicha Comisión o a todos quienes participen en el proceso. Sobre el punto, sugirió precisar que el decreto sólo es vinculante para la propuesta de planificación de la CNE. Para tener un adecuado contrapeso frente a la autoridad, el representante del Consejo Minero planteó que tanto el Coordinador como el Panel de Expertos, y todos los particulares que participen en el proceso anual de planificación de la transmisión, mantengan la libertad de pronunciarse sin estar obligados a ceñirse a los escenarios energéticos contenidos en el decreto.

En la planificación energética, agregó, el Ministerio podrá identificar polos de desarrollo de generación, lo que da origen a un tratamiento especial de la transmisión. Se establece que el financiamiento de ella correspondiente a estos polos, en la fracción no usada por los generadores, y recae sobre todos los clientes del país. En este sentido, estimó que, en vez de cargar a los clientes el costo de la subutilización de líneas específicas, sería más apropiado hacerlo a sus beneficiarios directos, que son los generadores usuarios de esas líneas. Así, una fórmula sería que, mientras haya una fracción subutilizada, ésta sea pagada transitoriamente por los clientes, pero una vez que se utilice completamente o cumplido cierto plazo en que no se logra el uso completo, entre todos los generadores usuarios de la línea paguen el costo, más un adicional que se devuelve a los clientes por el aporte transitorio que hicieron. De este modo, arguyó, se lograría una distribución más justa de los costos y mayor responsabilidad en la promoción y determinación de los polos de desarrollo.

Posteriormente, afirmó que el proyecto de ley en estudio busca resolver el trazado de redes mediante un estudio de franja (financiado sólo por los clientes) sometido a Evaluación Ambiental Estratégica, que concluye con un decreto que fija la franja preliminar. En esta materia recordó que este esquema ha recibido críticas transversales, porque no daría garantías suficientes a quienes invierten en líneas -no se eximen de un posterior paso por el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA)- o bien porque se beneficia en exceso a estos inversionistas. Con todo, si bien la propuesta es equilibrada, debería compatibilizarse con otros proyectos de ley en trámite. Así, apuntó que es necesario aclarar si prevalece la franja para transmisión o el ordenamiento territorial que el proyecto sobre fortalecimiento de la regionalización del país (Boletín N° 7.963-06), deja en manos de los gobiernos regionales. Asimismo, estimó importante aclarar si debe hacerse una nueva investigación sobre la biodiversidad en la franja para transmisión, o ceñirse a lo que esté oficialmente determinado como zonas de protección, de acuerdo al proyecto de ley que crea el Servicio de Biodiversidad y Áreas Protegidas y el Sistema Nacional de Áreas Protegidas (Boletín N° 9.404-12). Además, como esta iniciativa legal señala que el estudio de franja deberá someterse a la consulta indígena del Convenio N° 169 de la Organización Internacional del Trabajo (OIT), sería contradictoria con el mismo Convenio y la normativa nacional, ya que según estos instrumentos jurídicos la consulta sólo procede en determinadas circunstancias.

Luego, el personero indicó que el proyecto de ley reafirma el acceso abierto a todos los sistemas de transmisión, lo cual resulta adecuado. De esta manera, establece una regulación particular de este acceso para los sistemas dedicados, que son las líneas construidas por generadores o grandes clientes para sus propios requerimientos de inyección o uso de energía. En este ámbito manifestó su acuerdo con permitir que terceros usen estas líneas dedicadas, siempre que exista capacidad disponible, sin perjuicio de que debiera aclararse que se requiere previamente un acuerdo entre propietario e interesados sobre el pago por el uso de las líneas y una solución de controversias ante el Panel de Expertos. Además, cabría contemplar la posibilidad de que este órgano resuelva discrepancias sobre la capacidad disponible de la línea y la solución técnica de las conexiones. Por otra parte, el dueño de la línea debiera mantener siempre el derecho preferencial a disponer de ella y no sólo por los quince años que señala el proyecto. Para evitar la especulación con la reserva de líneas estaría la intervención del Panel. En orden a no afectar la esencia de las líneas construidas para uso particular, es necesario revisar las normas del proyecto sobre obligación de ampliar o modificar estas líneas cuando sirven a empresas de distribución o a polos de desarrollo.

El personero hizo presente que se propone pasar del esquema actual en que la generación paga el 80% del costo de transmisión del sistema troncal y los clientes el 20% restante en las áreas de influencia común, según uso, a un esquema en que los clientes pagan el 100% de estas líneas a través de un estampillado. En esta materia, si bien compartió el objetivo de buscar un esquema más simple y transparente de pago de la transmisión, consideró que la fórmula propuesta es inapropiada. Ello, porque se pierde una señal de localización para los generadores, lo que provoca una tendencia a expandir en exceso las redes de transmisión.

Según sostuviera, no existen antecedentes de que el Ejecutivo haya estudiado en profundidad esquemas alternativos al estampillado, que, sin perder señales de localización, sean simples y transparentes. La literatura ofrece esas alternativas. Así, el mismo Ejecutivo reconoce que en algunos países la distribución del costo no es el esquema 100% de cargo de los clientes que viene en el texto del proyecto de ley. Por ejemplo, no parece lógico que los generadores cuyo negocio es principalmente inyectar energía al sistema, sin tener contratos con clientes, usen la red sin pagar por ella. Al eximir del pago a los generadores, será prácticamente indiferente para ellos el costo de la transmisión, con lo que se pierde un aporte esencial de información y visiones contrastantes en los procesos de expansión y tarificación del sistema. Es decir, se pierde otro factor de contención de costos.

Los clientes del SING son particularmente perjudicados al pasar desde el financiamiento de un sistema troncal relativamente pequeño, a contribuir en uno de transmisión nacional. Estimaciones indican que el aumento del pago es del orden de 50%. Esta iniciativa legal aparentemente busca suavizar este impacto, pero la complejidad del articulado transitorio hace difícil anticipar su efecto en la práctica. Por su parte, los contratos de suministro vigentes entre clientes libres y generadores y, entre estos últimos y empresas distribuidoras, fueron suscritos bajo el esquema actual de remuneración de la transmisión, por plazos que incluso superan los veinte años. En el proyecto se establece un calendario ad-hoc hasta el año 2034 para pasar paulatinamente del esquema actual de pagos al nuevo esquema. El personero, no obstante valorar el objetivo que existe detrás, arguyó que aun cuando este calendario logre replicar razonablemente la realidad del promedio de todos los contratos, no evita la tensión que se suscitará cuando se pierda el equilibrio económico de cada contrato en particular, lo que va a perjudicar a una de las partes o dar lugar a engorrosas renegociaciones. Dado lo anterior, añadió, sería preferible un régimen transitorio bajo el cual los contratos vigentes mantienen el esquema actual de pago de la transmisión, y a los nuevos se les aplica el novel cuadro de retribución.

Al concluir su exposición, señaló que para la minería la reforma es relevante, dada la importancia de la energía eléctrica en la competitividad de esta industria. En tal sentido, si bien compartió los objetivos del proyecto en términos de propender a mejorar los sistemas de transmisión y contar con un buen coordinador del sistema, formuló reparos a aquellas normas que tienden a aumentar costos, los que pasan a ser 100% de cargo de los clientes, tales como las referidas a remuneración del sistema de transmisión nacional; financiamiento de la fracción sin uso de la transmisión para polos de desarrollo, y financiamiento del Coordinador, del Panel de Expertos y del estudio de franjas. Estas normas se pueden corregir, dijo, sin debilitar las virtudes del proyecto de ley.

El Honorable Senador señor Prokurica manifestó la necesidad de que el Gobierno explicite las razones que justifican la competencia que se entrega al Coordinador del sistema y se pronuncie respecto al modo cómo se compatibilizarán sus atribuciones con las funciones de la Comisión Antimonopolios.

Por otra parte, sostuvo que si la fórmula legislativa adjudica este nuevo sistema a los clientes regulados y no a los libres, que pueden negociar las condiciones de sus contratos pero por períodos acotados, se debe considerar que un proyecto minero puede demorar entre diez y veinte años antes de producir utilidades.

Al respecto, el señor Rudnick indicó que existen antecedentes que permiten suponer que si el operador del sistema tuviera una mayor presencia, mediante la supervisión del comportamiento de los actores, podría lograrse mayor competencia y eficiencia. En todo caso, aun cuando esta materia sea de difícil comprensión por el Fiscal o Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, el operador del sistema no reemplazará a estas autoridades.

El Director Ejecutivo de ACERA, señor Carlos Finat, afirmó que la fórmula contenida en el texto del proyecto de ley se está convirtiendo en la mejor práctica internacional. Asimismo, aseguró que el coordinador del sistema no pugnará con los organismos competentes, sin perjuicio de su deber de informar de cualquier violación de la legislación eléctrica.

Por su parte, el Gerente General del Consejo Minero, fundado en las dificultades que –en su opinión- puede entrañar la segmentación del sistema entre clientes libres y regulados, solicitó introducir elementos de equidad para evitar que la señal de localización carezca de valor.

El Honorable Senador señor García-Huidobro previno que el mecanismo en cuestión podría significar una fuerte alza en las tarifas, con un mayor costo para los consumidores. Así, los clientes libres que tienen sus contratos acordados por un período determinado pueden llegar a sufrir un impacto negativo relevante, o las generadoras incrementar sus réditos.

Con motivo de su exposición, el Director Ejecutivo de ACERA, señor Finat, aseveró que el proyecto de ley pretende armonizar los intereses asociados al desarrollo y operación de infraestructura de transmisión eléctrica mediante el cumplimiento de criterios de robustez, flexibilidad, eficiencia económica, planificación de largo plazo, seguridad, calidad de servicio y sustentabilidad (evaluada en función de uso de territorio, impacto ambiental y entorno social), todo ello en consideración a la importancia del Estado como garante de un proceso que tiene la intención de maximizar el beneficio social.

Así, dijo, se busca obtener más oferta y competencia en el mercado eléctrico, mayor integración de ERNC, PMGDs y de polos de generación de interés público, y una menor incertidumbre en expansión de la transmisión de largo plazo. Asimismo, se persigue mejorar el cumplimiento de estándares de seguridad y calidad de servicio, mediante una norma técnica enfocada en requerimientos de los usuarios finales, con una mejor respuesta del sistema eléctrico ante contingencias y una incorporación de nuevas tecnologías de transmisión.

Otro objetivo de la iniciativa legal, agregó, es una mayor transparencia en la operación del sistema eléctrico mediante un Coordinador independiente. Lo que se quiere es un nivel superior de coordinación en el uso del territorio mediante un involucramiento efectivo del Estado como garante del bien común en la definición de los trazados y emplazamiento de nuevos sistemas de transmisión, que contemple un esquema de participación ciudadana y cree un cuadro de información pública del uso del territorio para el emplazamiento de redes de transmisión.

En ese marco, adujo, ya existen principios validados por los distintos grupos de interés que presentaron observaciones al anteproyecto: equidad y política no discriminatoria; eficiencia económica; eficacia productiva; consistencia; simplicidad; responsabilidad de uso y protección del medio ambiente; estabilidad; transparencia; responsabilidad por los resultados en la gestión del sistema, y definición participativa de los procedimientos del coordinador.

En cuanto al nuevo Coordinador, recordó que se crea un organismo nacional del sistema, independiente y con mayores facultades de monitoreo de competencia y con nuevos estándares de transparencia en el manejo de información. Respecto de la planificación energética de largo plazo, el Ministerio de Energía será responsable del desarrollo de un proceso quinquenal, para un horizonte de treinta años, cuyo objetivo será entregar lineamientos generales relacionados con escenarios de desarrollo de consumo y oferta de energía eléctrica, incluyendo identificación de polos de desarrollo. De esta forma, el Estado tendrá un rol central en la evaluación de trazados con el objetivo de legitimar el desarrollo de transmisión ante la opinión pública y las comunidades, y con la intención de lograr un equilibrio económico, social y ambiental que le otorgue mayor certeza a la materialización de los proyectos.

En lo relativo a la remuneración del sistema de transmisión, dijo, se procura fortalecer el escenario de competencia en generación mediante la asignación transparente y simple del 100% del pago de los costos de transmisión al consumo utilizando un mecanismo de estampillado.

Por otra parte, se potenciarán polos de desarrollo donde se identifican recursos o condiciones para la producción de energía eléctrica cuyo aprovechamiento sea de interés público.

Según ACERA, en esta instancia del proceso legislativo cabe focalizarse en los siguientes aspectos:

- Asignación de ingresos tarifarios como mecanismo de gestión de riesgo de congestiones.

- Definición en la regulación del concepto de vertimientos de ERNC.

- Preocupación por el rol de la CNE en la definición del Directorio del Coordinador y sus procedimientos.

- Reconocimiento de la importancia de los sistemas de almacenamiento y su consideración en la planificación.

- Simplificación de la complejidad asociada a un periodo transitorio extenso.

- Limitación de las compensaciones por incumplimiento de estándares normativos de disponibilidad.

En lo que concierne a la asignación de ingresos tarifarios como mecanismo de gestión de riesgo de congestiones, sostuvo que éstos se relacionan con las pérdidas y las congestiones del sistema eléctrico, es decir, son un resultado de la operación real del sistema y no de la esperada. El proyecto de ley establece medidas de gestión de largo plazo, pero no las aborda como un problema de operación de corto plazo, que seguirá presente en el sistema. Además, dispone que los ingresos tarifarios del sistema de transmisión se asignen íntegramente a los usuarios finales mediante su deducción en el pago del cargo único. Estos ingresos se generan por las diferencias entre costos marginales de los extremos de un tramo de línea de transmisión y crecen en función de las pérdidas y la congestión.

El proyecto elimina la única forma de mínima compensación a quienes se perjudican de la congestión. Los mecanismos de asignación tienen el incentivo perverso de mantener sistemas congestionados para minimizar el pago por parte de los clientes finales, lo cuales no participan del mercado de corto plazo porque sus costos de suministro se establecen a través de contratos de largo período. Las congestiones tienen efectos indeseados en el mercado de corto plazo, tales como la volatilidad del costo marginal y restricciones a la generación (vertimiento ERNC). En el caso del estampillado, arguyó, carece de sentido asignar los ingresos tarifarios a los clientes finales porque son indiferentes a la señal de costo-oportunidad de transmisión de corto plazo. Por otra parte, los ingresos tarifarios deben ser asignados entre quienes participan del mercado de corto plazo: adjudicarlos al transmisor o a la demanda no modifica sus decisiones de inversión o de consumo respectivamente.

En su opinión, las congestiones no provocan una disminución de la calidad de servicio a los clientes finales. El propietario de la transmisión es indiferente a la recaudación de ingresos tarifarios, porque se le asegura a todo evento el pago de su VATT. El transmisor no define cuando invertir en nueva infraestructura. Como las congestiones pueden producir aumentos de los precios de cierre de las licitaciones para clientes regulados, una cobertura de riesgo de congestión permitiría reducir el valor de las ofertas y disminuir los precios de energía de clientes regulados.

Enseguida, el personero propuso reconocer en la Ley General de Servicios Eléctricos que las situaciones de congestión de sistemas de transmisión deben ser gestionadas mediante un tratamiento que dependa de la operación real instantánea del sistema; establecer un instrumento de cobertura de riesgo de congestiones en la regulación de transmisión; mejorar la contabilización de ingresos tarifarios mediante la definición independiente de ellos y por pérdidas, y determinar un tratamiento diferente en eventos de congestión, asignando los ingresos tarifarios por cada tramo a los generadores que inyectaron en la zona “exportadora” (perjudicados), atendido el uso real que hacen los agentes del sistema, no el esperado. El mecanismo debe ser no discriminatorio respecto a la posición comercial de los generadores contratados o no contratados.

Esta idea, dijo, responde a la necesidad de establecer un mecanismo de gestión de corto plazo de los efectos del desarrollo de la transmisión en la operación real del sistema. También permite a las empresas generadoras tener un instrumento de cobertura de riesgo operacional por desviaciones en la valorización de inyecciones, producto de congestiones en el sistema de transmisión que deriven en variaciones significativas en los costos marginales entre dos nodos pertenecientes a un tramo de línea transmisión. Este mecanismo no requiere modificar la estructura marginalista del mercado eléctrico chileno, sólo cambiar el método de asignación de los ingresos tarifarios dados en situaciones de congestión.

En lo que atañe al concepto de vertimientos ERNC, precisó que es una situación que continuará siendo un desafío en los sistemas eléctricos. Esta condición ocurre cuando una central de ERNC dispone de energía, pero no la puede inyectar debido a restricciones de capacidad del sistema de transmisión o restricciones operacionales de generadores convencionales. Se sugiere establecer al respecto en la Ley General de Servicios Eléctricos la definición de operativa de vertimiento para que tanto el reglamento, cuanto las normas técnicas y los procedimientos del coordinador se puedan hacer cargo de su contabilización y de los costos de oportunidad en que el sistema incurre por no poder generar con producción de menor costo de operación.

Acerca del rol del Ejecutivo en la definición del directorio del Coordinador y sus procedimientos, el especialista de ACERA advirtió que esta iniciativa legal amplía notoriamente las facultades del Ejecutivo para intervenir en la materia. A modo de ejemplo, añadió, aprueba sus estatutos y presupuesto a través de la CNE, y ésta además puede instruir cambios en los procedimientos y participa con tres de seis votos en el Comité Especial de Nominaciones que designa a los miembros del Consejo Directivo.

En cuanto a los dos primeros puntos, propuso que los respectivos actos sean fundamentados mediante un informe pormenorizado. A su vez, que se mantenga un mecanismo de consulta previa hacia los coordinados sobre los procedimientos del Coordinador, y la posibilidad de acudir al Panel de Expertos para resolver discrepancias.

En lo tocante al tercer punto, consideró necesario incorporar a un representante de la industria eléctrica designado de común acuerdo entre las asociaciones gremiales que la representan. Además, debiera preverse que luego de la elección inicial la renovación de consejeros se haga en forma parcial.

Respecto a las facultades de la CNE en relación con el Panel de Expertos, estimó importante que exista un mayor balance en las posibilidades que esta ley otorga a dicha Comisión en cuanto a las facultades del Panel. Así, en circunstancias que el nuevo proyecto permite que los dictámenes no sean vinculantes para la CNE y SEC, esta Comisión puede instruir al Coordinador sobre cambios en los procedimientos después del dictamen del Panel y el Ministro tiene facultades para declarar inaplicable un dictamen. Su sugerencia consiste en revisar dichos alcances y establecer que, en cualquier caso, el ejercicio de esas facultades debe ser respaldado mediante el respectivo informe pormenorizado. Cabe también aclarar que los dictámenes técnicos del Panel serán vinculantes para la CNE y la SEC.

Sobre el reconocimiento de la importancia de los sistemas de almacenamiento y su consideración en la planificación, recordó que éstos permiten aumentar la flexibilidad del sistema y producen múltiples beneficios, alineados con la política energética 2050. Una mayor adopción de ellos puede apoyar la integración de una cantidad superior de fuentes de generación renovables en el sistema de transmisión y distribución eléctrica, de manera de reducir los costos de la energía y minimizar emisiones de gases de efecto invernadero.

Aumentar la penetración de fuentes de almacenamiento contribuye a optimizar el uso de generación eléctrica variable, intermitente y presente fuera de horarios de demanda máxima, particularmente en sistemas con un crecimiento significativo de ese tipo de generación. A su vez, una adopción superior del uso de sistemas de almacenamiento puede ahorrar costos a los consumidores de electricidad, al evitar o retrasar la necesidad de nuevas unidades térmicas para abastecer la hora de punta, lo cual evita o retrasa la necesidad de expansiones en el sistema de distribución y transmisión. Además, reducirá el uso de generación de electricidad mediante unidades termoeléctricas para abastecer la demanda en horas de punta, lo que favorecerá la reducción de emisiones.

El uso de sistemas de almacenamiento puede proveer servicios complementarios y reemplazar unidades de generación termoeléctrica en el SING. La regulación en esta materia es incompleta en Chile, donde existen barreras significativas en la obtención de los beneficios identificados de un mayor uso de sistemas de almacenamiento, incluyendo una evaluación no adecuada de su integración a los sistemas eléctricos con los procedimientos de planificación utilizados actualmente. La planificación troncal sólo evalúa necesidad de obras de transmisión para abastecer la demanda de manera segura y eficiente. Los sistemas de almacenamiento tienen un rol en el cumplimiento de este objetivo: el tiempo necesario para la construcción y puesta en servicio de estas instalaciones es menor que el requerido para el desarrollo de un nuevo sistema de transmisión.

Respecto de cómo aborda el desafío de los sistemas de almacenamiento el proyecto de ley, acotó que el artículo 72-2 establece que estarán sujetos a la conjunción de la operación del coordinador los sistemas de almacenamiento de energía que se interconecten al sistema eléctrico. El reglamento definirá las normas de optimización y remuneración que le sean aplicables a esta clase de instalaciones. Esta disposición genera dudas respecto de su alcance para el caso de sistemas de almacenamiento asociados directamente a una central. El especialista abogó por la diferenciación entre almacenamiento puro y aquel asociado a centrales generadoras y por la incorporación en los estudios de planificación de los sistemas de almacenamiento, como un tipo de infraestructura de red que debe ser evaluado y puede ser licitado si resulta económica y técnicamente eficiente. La idea es apreciarlo como un potencial proveedor de servicios complementarios.

En lo que atañe a la extensión del periodo previsto para la remuneración del sistema de transmisión, el señor Finat fue partidario de que el mecanismo transitorio para asignación de pago de transmisión se defina, por ejemplo, hasta el 31 de diciembre de 2020, de manera que la nueva licitación de suministro a clientes regulados tenga la oportunidad de definir señales de precio más simples y con una asignación determinada entre los agentes. Asimismo, recomendó redefinir un mecanismo de pago de peaje de generadores mediante prorrata por uso esperado sin discriminación, calculado cada año según lo que corresponda.

A continuación, tratándose de las compensaciones por incumplimiento de estándares normativos de disponibilidad, el especialista aludió a la importancia de limitar el riesgo de los agentes dentro de un alcance que puedan gestionar. En el proyecto, dijo, las compensaciones no tienen límite respecto a los montos a pagar sea por indisponibilidad de suministro, sea por instalaciones que superen los estándares de disponibilidad. Esto podría ocasionar incluso la quiebra de empresas. Además, no sólo el cálculo de los sobrecostos incurridos por el sistema eléctrico por indisponibilidad de instalaciones puede ser significativamente complejo, sino también la determinación de los afectados que habrán de ser compensados. Si bien este aspecto se halla en revisión por ACERA, agregó, es preferible que los criterios de diseño del sistema eléctrico sean consistentes con las exigencias de disponibilidad de la norma. Con todo, como el principio no está incorporado en la normativa vigente, será necesario en cualquier caso un período de transición.

En cuanto a los polos de desarrollo, abogó por la necesidad de balancear una política no discriminatoria con eficiencia económica y simplicidad. Así, se inclinó por explicitar los principios y metodología que definirán y priorizarán el concepto. En este sentido, planteó la conveniencia de establecer, por un lado, normas sobre definición del interés público en función de zonas con potencial de desarrollo de generación y, por otro, resolver el riesgo que otro usuario se conecte en una zona intermedia a la red y cope la capacidad de transmisión, en perjuicio de los generadores que ya están instalados en la zona o de otros actores que buscan desarrollar proyectos en esa área, con la posibilidad de perder la intencionalidad de la línea.

El Honorable Senador señor Prokurica enfatizó la necesidad de establecer una fórmula de seguridad cibernética en materia eléctrica, de la que hoy carece. La idea es que el sistema eléctrico nacional cuente con una especie de cortafuego para salvaguardar la estabilidad y continuidad del suministro eléctrico.

El personero de ACERA, en sintonía con el requerimiento del señor Senador, comentó que existe un mandato genérico al actual CDEC de preservar la seguridad del servicio, que puede afectarse por muchas razones, tales como fallas operacionales, eventos de la naturaleza o ciberataques. Ello, adujo, persuade sobre la pertinencia de incluir expresamente en la legislación normas en la materia.

El profesor señor Rudnick precisó que las instituciones de investigación estudian el modo de proveer de seguridad al sistema en riesgos asociados, si bien existen mecanismos que permiten recuperar el servicio y reducir el impacto. No obstante, aun cuando consideró que la seguridad cibernética es un tema relevante, sostuvo que no sería necesario incorporarlo en la ley, por cuanto puede ser materia de reglamento. Como fuere, añadió, la responsabilidad es tanto de la autoridad administrativa que fija las exigencias (CNE o SEC), cuanto de los operadores del sistema que quedan obligados a cumplirlas.

El Honorable Senador señor Horvath, en alusión a la congestión en materia de transmisión y la necesidad de crear una instancia que vele por los intereses públicos en el sector energético, consideró esencial contar con una ley de ordenamiento territorial que contribuya a resolver los conflictos que suscita la fijación de los trazados. En el caso de Aysén, dijo, se trata de una región que se suele mencionar como un polo de desarrollo energético por su potencial hidroeléctrico, cuando en rigor tiene mayor potencialidad en materia de turismo y biodiversidad. En esa óptica, el señor Senador fue partidario de que el Estado se haga cargo de la definición de los trazados y franjas, en circunstancias que hoy –según dijera- el sistema energético se encuentra regulado por sus actores.

Asimismo, instó por discutir la garantía de la tasa específica que actualmente alcanza al 10%: ésta es una especie de utilidad asegurada, arguyó, considerando que se realizan concesiones en vías públicas y traspasos de agua potable a privados a tasas menores.

Al proseguir la discusión en general de este proyecto de ley, expuso el Gerente General de TRANSELEC, señor Andrés Kuhlmann.

En lo medular, el personero, luego de comentar que TRANSELEC –empresa de capitales canadienses, cuyos accionistas son fondos de pensiones y de inversión- es una de las más relevantes compañías dedicadas al negocio de la transmisión, señaló que la sociedad ha participado en la electrificación de nuestro país desde los inicios del proceso. El principal objetivo de esta empresa, añadió, es proveer a Chile de una red de transmisión robusta que le permita disponer de un suministro eléctrico confiable y de calidad. La transmisión troncal, dijo, facilita la competencia en generación y es clave para la seguridad del suministro. No obstante, su incidencia en el precio final de la energía es marginal (3%), con una representación muy baja en las cuentas de la luz.

Adecuadamente dimensionada y oportunamente construida, la transmisión contribuye a la formación de una matriz energética diversificada; reduce los precios de la energía al permitir que todos los generadores compitan en un mismo mercado (lo que facilita la entrada de nuevos actores), y otorga confiabilidad al suministro eléctrico. En tal contexto, arguyó, el proyecto de ley supone diversas mejoras al actual marco regulatorio de la transmisión. Así, mencionó como los principales puntos positivos:

a) Planificación de largo plazo y con holgura, pues se establece una planificación energética cada cinco años y con un horizonte de treinta, así como una planificación de la transmisión cada año con un horizonte de veinte.

b) Mayor legitimidad de los proyectos mediante nuevas instancias de participación ciudadana, lo que debería reducir la incertidumbre en su materialización.

c) Elaboración de estudios de franja que se someterán a evaluación ambiental estratégica (EAE). Esto también contribuirá a la legitimidad de los proyectos, aunque el proceso podría ser muy largo y complejo. No obstante, sería preferible hacer más expedita la evaluación ambiental de proyectos desarrollados en el marco del estudio de franja con EAE, ante el riesgo de incentivar a especuladores a comprar tierras. Por tal razón, es recomendable establecer limitaciones sobre propiedades en la franja.

Sin perjuicio de lo anterior, sostuvo que la ley contiene aspectos que requieren perfeccionamiento, tales como:

1. Período de transición para ajustarse a la menor tasa. El proyecto de ley establece una rentabilidad que se calcula en base a un modelo CAPM con un piso de 7%. Este piso afectará fuertemente la rentabilidad y castigará a quienes han invertido y pretenden seguir haciéndolo a futuro. Para que las empresas se ajusten al nuevo marco, el Mensaje original del Ejecutivo establecía una transición de cuatro años con un piso del 7,5%. Sin embargo, en el primer trámite constitucional en la Cámara de Diputados esta norma se eliminó. Todo indica, añadió, que sería conveniente permitir a las empresas que se ajusten gradualmente a esta nueva tasa.

2. Compensaciones y calidad de servicio. Esta iniciativa legal contempla sanciones desproporcionadas respecto de mejores prácticas. Las actuales compensaciones ya son más altas que las de países comparables, donde existen incentivos por buen desempeño y poseen estándares aceptables de falla. Además, se observa un amplio uso de límites globales anuales en ellas.

3. Participación en el sector generación. Esto dice directa relación con la modernización de la correspondiente regulación. La restricción se justificó por la coyuntura del momento, cuando se legisló en esta materia, pero actualmente no tiene mayor sentido. Además, nos encontramos con un mercado competitivo y de acceso abierto absoluto y operativo. Así, este proyecto de ley entrega la administración del referido acceso al Coordinador. Lo anterior, constituye una discriminación arbitraria sólo respecto del transmisor, por cuanto generadores y distribuidores participan en la transmisión, pero no se permite la situación inversa. En esta línea, propuso una misma regla para todos y con estricto apego a la legislación antimonopolios.

4. Refiriéndose a otros cambios relevantes del proyecto de ley, consideró interesante la incorporación de economías de ámbito al cálculo del costo de operación y mantenimiento. En esta materia fue partidario de eliminar la lógica incompatible con el modelo actual basado en “Empresa Modelo Eficiente”. A su vez, abogó por modificar los criterios de valoración de las servidumbres, porque en su opinión impactan de modo relevante en las empresas existentes. En efecto, agregó, se requiere un cambio sustancial en las reglas del juego al alterar la metodología de valoración de servidumbres de instalaciones existentes previas al año 2004, al valor efectivamente pagado. Este cambio afectará severamente al sector y a TRANSELEC, en particular.

Enseguida, instó por revisar lo relativo a la calidad de servicio en el sistema zonal. Al respecto, sostuvo que los niveles de interrupción en subtransmisión son notoriamente más elevados que en la transmisión troncal, producto de una planificación sin redundancia. Propuso que el nivel de seguridad en el sistema zonal sea el mismo que en el nacional. En cuanto al rol del Panel de Expertos, manifestó que existe consenso respecto del gran aporte que ha realizado a la industria en estas materias, dando certezas y resolviendo en tiempos y costos acotados. Sugirió hacer vinculantes para CNE y SEC los dictámenes de este órgano.

Al concluir, hizo presente que un sistema de transmisión robusto es clave para facilitar la competencia en generación, contar con una matriz de generación diversificada y otorgar confiabilidad al suministro eléctrico. Robustecer este sistema, dijo, impacta marginalmente el valor de las cuentas de electricidad, pero permite generar ahorros en el costo de la energía. Así las cosas, resumió, si bien esta iniciativa legal es un avance respecto del marco regulatorio existente en diversas materias, contiene algunos puntos críticos que requerirían perfeccionamiento, tales como la gradualidad en la reducción de la tasa; las compensaciones y la calidad del servicio; la participación en generación; los criterios de valoración de las servidumbres, y la incorporación de economías de ámbito al cálculo del COMA.

A continuación expuso la Directora Ejecutiva de la Fundación Chile Sustentable, señora Sara Larraín.

La especialista coincidió en cuanto a que este proyecto de ley corrige problemas institucionales en la coordinación y despacho de energía en los sistemas eléctricos. En este sentido, termina con los CDEC y establece la figura de un Coordinador Independiente y público del sistema eléctrico nacional. Dado que la conformación de sus miembros se independiza de los incumbentes y se financiará por los clientes libres y regulados, la idea aporta transparencia al despacho de energía y al mercado eléctrico. Además, se trata de una entidad que será fiscalizada por la SEC. Sin embargo, advirtió, el periodo de transición desde los CDEC al Coordinador Independiente es excesivamente largo. El proyecto, asimismo, amplía las atribuciones del Estado en la planificación y aumenta los plazos para llevarla a cabo a fin de expandir la transmisión, e introduce normas para el acceso abierto.

Como aspectos negativos la personera sostuvo que, si bien se procura el aumento en el rol del Estado en materia de planificación, esta potestad se utiliza –según dijera- para mayor beneficio del inversionista eléctrico por sobre los derechos territoriales de otros sectores económicos como agricultores, indígenas, concesionarios turísticos, etc. Se fundamenta la nueva atribución en reducir riesgos en las inversiones en transmisión, pero al mismo tiempo se excluye definitivamente al Estado de la participación en este segmento del mercado eléctrico, lo cual es contradictorio con su inserción en el segmento generación por intermedio de la ENAP. Además, los costos asociados a la planificación y las holguras se cargan en un 100% a los consumidores, incluidos los regulados.

La señora Larraín opinó que la creación en la iniciativa legal de un nuevo instrumento de ordenamiento territorial vinculante irá en beneficio del inversionista eléctrico. En efecto, arguyó, el Ministerio de Energía determinará centralizadamente los polos de desarrollo para la extracción de recursos energéticos y la generación eléctrica, pero lo hará sin participación de las regiones; EAE; ni procedimientos de balance o búsqueda de coherencia con los planes de desarrollo regional. Dada esta circunstancia, dijo, este procedimiento vulnera la ley vigente que exige evaluar multisectorialmente políticas, planes y programas. Los polos inconsultos terminarán siendo zonas de sacrificio, donde se impone una prioridad de uso del territorio sin balance democrático (extractivismo energético) y sin visión de desarrollo.

Luego, recordó que, durante el primer trámite constitucional de esta iniciativa legal, los diputados en la Comisión de Energía aprobaron una indicación para someter el polo de desarrollo a EAE, en la cual debían participar los ciudadanos y las autoridades locales y regionales. Posteriormente, el Ejecutivo logró suprimir esta idea en la Comisión de Hacienda fundado en los costos que tendría. Sin embargo, de igual manera deberá someterse a EAE la franja para la línea de transmisión entre el polo de desarrollo y el sistema troncal. Esto significaría imponer un ordenamiento territorial inconsulto con una evaluación ex post.

Por otra parte, la personera apuntó que se crea un nuevo gravamen territorial en beneficio del inversionista eléctrico. El Estado impone una franja de interés público por el solo ministerio de la ley, vía decreto, para transmitir la energía desde los polos de desarrollo. La franja es sometida a estudio y a EAE, sin incorporar el correspondiente polo. Más tarde la franja es licitada al inversionista eléctrico privado para que estudie un trazado al interior de ella y negocie con los propietarios la servidumbre, de acuerdo a ley de concesiones eléctricas vigente. Lo anterior genera desigualdad ante la ley y conflictos con derechos y regulaciones territoriales de sectores diferentes al eléctrico. De esta forma, el proyecto blinda al inversionista eléctrico por el Estado frente al derecho de propiedad, la ley N° 20.283, sobre Bosque Nativo y Fomento Forestal, el Convenio N° 169 de la OIT y las concesiones turísticas. De facto, el Estado establece un nuevo modelo de concesión territorial sin expropiar, pero con costos públicos (estudio de Franja y EAE) para –según su parecer- beneficio perpetuo de los inversionistas privados eléctricos.

A continuación, la señora Larraín destacó que el proyecto de ley excluye al Estado del segmento de la transmisión, pues cierra las puertas a su participación en la titularidad de estos sistemas. La franja de interés público se licita a los privados, lo que difiere de la reciente reforma legislativa que amplió el giro de ENAP para su participación en la generación. En este caso, el Estado planifica, impone un polo de desarrollo y una franja de interés público, participa en las etapas tempranas y de mayor dificultad de los proyectos y, luego, lo cede al inversionista privado, generalmente monopólico. El problema es que el Estado en toda esta operación no capitaliza ni recupera su esfuerzo, ni los costos de imposición de la franja, que es pagada por todos los chilenos. Este esfuerzo público tampoco se reconoce en el proceso tarifario, donde se podría descontar este subsidio público entregado al inversionista en transmisión.

Los costos totales de las holguras establecidas en la planificación, prosiguió, recaen en los consumidores -libres y regulados- hasta por veintiocho años. En el caso de las líneas de los polos de desarrollo, incluye subsidios de los clientes finales actuales y de mediano plazo que benefician a los futuros generadores y grandes consumidores de electricidad. Los consumidores pagan durante dichos veintiocho años el 100% de las holguras (capacidad ociosa) de las líneas hasta que entren en operación las demás centrales planificadas. En el caso de la hidroelectricidad, la figura se constituye en un subsidio directo a los grandes poseedores de derechos de agua (como Endesa, COLBÚN y GENER) que concentran estos derechos en muchas cuencas que serán declaradas polos de desarrollo. Esta situación facilitará al inversionista privado la realización de negocios de alta rentabilidad asegurada por el Estado, con cargo a la ciudadanía y al sector industrial del país.

En otro aspecto, observó que el proyecto propone remunerar a perpetuidad la inversión en transmisión. El valor anual resultante de la transmisión por tramo -de obras nuevas- y el AVI más COMA -de obras de ampliación- se aplicará cada cuatro años, durante cinco períodos tarifarios, es decir, durante veinte años. Las instalaciones y su valoración deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación correspondiente. El aspecto crítico aquí radica en que aunque al final del lapso de veinte años las instalaciones se encuentren amortizadas, el proyecto contempla continuar valorizando la inversión, siendo que en realidad sólo debiera remunerarse el valor que significa el costo de operar, mantener y administrar la infraestructura amortizada –COMA- con una rentabilidad regulada por el sistema.

En opinión de la personera esta iniciativa legal desecha la generación distribuida y fomenta la transmisión a gran escala. Ello, porque priorizaría la expansión del sistema eléctrico a partir del crecimiento de la transmisión a gran escala por sobre la incorporación y fortalecimiento de las redes inteligentes y la generación distribuida más funcional a las ERNC. Este tipo de expansión, dijo, tiene mayor impacto sobre el territorio y es menos amigable con las opciones de desarrollo local. Además, como se crean dos nuevos sistemas de transmisión orientados a la gran escala, uno de transmisión para polos de desarrollo y otro de interconexión internacional para exportar energía, se producirá lo que denominó extractivismo energético hacia el sistema troncal.

Enseguida, dio a conocer sus propuestas para modificar los artículos que atentan contra el interés público. Estas enmiendas son:

1. Redefinir los polos de desarrollo. Sobre el particular, dijo, se debe acotar la definición de polos de desarrollo que da origen a franjas de interés público y a un pago de las holguras por los consumidores por 28 años y condicionar este instrumento de planificación centralizada a:

i) Que el 70% de la generación sea en base a ERNC: solar, eólica, geotermia, hidro (20MW). De lo contrario será un subsidio a los propietarios de derechos de agua y a las hidroeléctricas. La idea es fomentar la diversificación de fuentes y desconcentración del mercado para permitir el ingreso de nuevos entrantes, diversificar la matriz y facilitar líneas asociativas para nuevos actores sin subsidio a grandes.

ii) Que los polos sean sometidos a EAE, participación ciudadana y ordenamiento territorial. Debe existir balance de la planificación centralizada con intereses locales y regionales y se debe evaluar el polo de generación y la carretera eléctrica que lleva la energía a la troncal. De lo contrario, arguyó, se incentiva la fragmentación de la evaluación ambiental de la infraestructura de generación y de transmisión, prohibida en la ley N° 19.300, sobre Bases del Medio Ambiente.

2. Eliminar la desigualdad ante la ley en la determinación de franjas. Esto supone suprimir la entrega de concesiones eléctricas por el solo ministerio de la ley en los territorios decretados como franja de utilidad pública. La propuesta incluye explícitamente que la faja da derecho de ingreso a todos los predios para la elaboración del estudio, lo que significa que por el solo ministerio de la ley se constituyen derechos equivalentes a una concesión eléctrica provisoria sin tenerla a favor del Fisco y de las consultoras o empresas que éste designe.

No procede, añadió, entregar a perpetuidad la franja de interés público a los inversionistas eléctricos. El Estado pretende enfrentar la dificultad para establecer la concesión eléctrica imponiendo un decreto de franja de interés público, que traspasará al privado mediante una licitación y sobre la cual, posteriormente, éste solicitará la concesión eléctrica y hará la inversión, quedando como propietario perpetuo del terreno y la infraestructura de transmisión. Sugirió en esta materia que el Estado recupere la titularidad de los terrenos e infraestructura, una vez que el privado amortice la inversión y obtenga la rentabilidad establecida en la licitación.

La personera precisó que el fundamento para la modificación sobre la determinación de franjas radica en que el Estado es el encargado y responsable de elaborar y ejecutar las partes difíciles de un proyecto de transmisión. Al término de las etapas planteadas se le entrega al inversionista eléctrico privado la cancha despejada para concretar su negocio calzado, seguro y rentable. Desde la perspectiva de evaluación económica y social, no se justifica que si el Fisco hace todo el desgaste e internaliza el costo del estudio, EAE y determinación de franja de utilidad pública, el privado se beneficie posteriormente a costa del gasto fiscal aportado por la ciudadanía. Estos gastos del Estado tampoco son reconocidos en el proceso de valorización y determinación tarifaria. Adicionalmente, el Fisco tampoco puede mantener parte de la propiedad de la transmisión por lo aportado.

3. Incorporar al Estado en la titularidad de obras nuevas. El Fisco hace el esfuerzo pagando el estudio de franja -información territorial, identificación de propiedades, características de territorios, ingeniería general- y realiza y paga la EAE y costea los procedimientos hasta la aprobación de la franja por el Consejo de Ministros. El inversionista que se adjudica la licitación es dueño perpetuo del trazado y las líneas y paga la servidumbre del trazado eléctrico dentro de la franja que, luego, cobra a los consumidores; construye torres y subestaciones (que igualmente cobra a los consumidores); recibe el pago de los clientes por la capacidad ociosa de las líneas por veintiocho años, y finalmente queda de propietario eterno de los fierros y el trazado.

4. Remuneración de obras de expansión. El valor anual resultante de la transmisión por tramo de obras nuevas y el AVI más COMA de obras de ampliación, señaló la señora Larraín, se aplicará cada cuatro años, durante cinco periodos tarifarios, es decir, durante veinte años. Las instalaciones y su valoración deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación correspondiente. En este ámbito, recomendó que una vez transcurridos los cinco períodos tarifarios (esto es, los veinte años en que se amortizó la inversión), no se pueda volver a incluir este componente en la valorización y tarificación de los servicios de transmisión. Sólo debería remunerarse el valor del costo de operar, mantener y administrar (COMA) la infraestructura ya amortizada con una rentabilidad regulada.

Se adjunta como anexo de este informe un análisis comparado, elaborado por la Fundación Chile Sustentable, en el que se contienen diversas precisiones y comentarios de detalle relativos a las consideraciones expresadas por la señora Larraín.

Posteriormente, expuso el Profesor de Derecho Administrativo de la Pontificia Universidad Católica de Chile, señor Alejandro Vergara, quien señaló que la estabilidad del sector energético nacional descansa sobre la base de dos pilares fundamentales. El primero, alude a las potestades de los órganos de la Administración del Estado en relación con este sector económico, a los particulares que llevan a cabo la actividad, y al autogobierno o autoadministración de estos últimos. El segundo pilar, está conformado por el sistema de resolución de conflictos en el sector, caracterizado por su alta especialización e independencia. Los restantes temas de la regulación como generación, transmisión, distribución, coordinación o régimen de precios, dependen para su éxito de estos dos pilares fundamentales.

Luego, sintetizó los principales objetivos del proyecto de ley en estudio, esto es, creación de un coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, dotado de personalidad jurídica propia; establecimiento de una planificación energética y expansión de la transmisión, según su funcionalidad y criterios técnicos estrictos; polos de desarrollo, para determinar zonas con altos porcentajes de generación; definición de trazados, en busca de equilibrio económico, social y ambiental y de mayor certeza para la realización de los proyectos; acceso abierto en todos los niveles de transmisión; remuneración del sistema, que unifica el proceso de calificación de las instalaciones de transmisión de cada segmento en un solo proceso y extiende la garantía de retorno a los inversionistas, y desarrollo normativo y regulación.

En el caso de la CNE en tanto regulador del mercado eléctrico, agregó, se requiere precisar su alcance en forma armónica con el fortalecimiento del rol de planificador, de manera que pueda dictar normas técnicas y económicas para todos los actores de la cadena eléctrica. La idea es que la interpretación de esta facultad sea inequívoca por parte de todos los actores.

Respecto de las nuevas facultades del Coordinador (CISEN), destacó, entre otras, las siguientes: aprobación y fiscalización de la capacidad disponible de las instalaciones, y las solicitudes de conexión a las mismas, dentro del régimen sobre acceso abierto; monitoreo de las condiciones de competencia en el sector y la cadena de pagos, debiendo adoptar las medidas pertinentes que tiendan a garantizarla e informar a la SEC; elaboración, a lo menos anual, de reportes técnicos de desempeño del sistema eléctrico, los que deben ser públicos y comunicados a la CNE y la SEC; en caso de indisponibilidad de suministro, informar a la SEC para efecto de las compensaciones, y gestión de inspecciones, a lo menos anuales, a las instalaciones eléctricas coordinadas para velar por un adecuado funcionamiento de éstas.

El académico opinó que se observaría en el proyecto la intención de otorgar al CISEN ciertas facultades de fiscalización, rol que actualmente le corresponde casi en su totalidad a la SEC. En ese marco y en términos generales, dijo, el proyecto introduciría modificaciones que alteran la independencia del CISEN. Estas enmiendas serían las siguientes:

a) La determinación de los procedimientos internos del CISEN, si bien le corresponden a este órgano, deberán adecuarse a las disposiciones de la ley, el reglamento y a las normas técnicas que dicte la CNE.

b) En lo relativo al sistema de información pública con que debe cumplir el CISEN, dentro de todas aquellas que el proyecto de ley le obliga mantener a disposición del público, se agrega la que sea determinada por el reglamento o la normativa técnica, o que le sea solicitada por el Ministerio de Energía, la CNE o la SEC.

c) Se entrega a la SEC fiscalizar el cumplimiento de las funciones y obligaciones que la ley le asigne al CISEN, pudiendo sancionar al órgano en particular o a cada uno o más de sus consejeros con multas con un tope de 30 UTA por consejero, las cuales podrán ser restadas de, a lo máximo, un 30% de la remuneración bruta mensual del infractor.

d) Se encarga a un reglamento la regulación de todas las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en el título de la “Coordinación del Sistema Eléctrico Nacional”.

e) En cuanto a la organización y composición del CISEN, éste se aparta de la autorregulación de la industria que se ha logrado con los CDEC. En el proyecto de ley el Consejo Directivo está compuesto por siete miembros, nombrados por un Comité Especial de Nominaciones, conformado por el Ministerio de Energía, la CNE, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC), el Panel de Expertos, el Consejo de Alta Dirección Pública y el Decano de una universidad del Consejo de Rectores. La destitución o remoción de cualquier miembro del Consejo Directivo será determinada por el Comité Especial de Nominaciones a solicitud de la SEC.

En tal sentido, arguyó el señor Vergara, si bien se habla de un coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, la aseveración parece ilusoria al exacerbarse las potestades discrecionales de la Administración frente al órgano coordinador del sistema eléctrico. Éste, además, no tiene incidencia alguna de las empresas integrantes del mercado eléctrico y se encuentra conminado en su actuación a la potestad sancionatoria de la SEC y a la facultad normativa de la CNE. Así, se daría una competencia excesiva a esta Comisión, que le permite intervenir en las funciones de un organismo independiente. Dado el tipo de acto administrativo mediante el cual actúa, la CNE no estaría sometida al control de toma de razón por la Contraloría General de la República.

El trámite de toma de razón, por disposición constitucional, abarca a todos los actos los actos y decretos que deban tramitarse ante la CGR en conformidad a la ley. Según el académico, en circunstancias que los actos sujetos a dicho trámite serían de rango orgánico constitucional, las disposiciones que facultan a la CNE y al Ministerio a dictar resoluciones exentas del trámite de toma de razón deberían ostentar dicho rango y aprobarse con el quórum respectivo.

En lo que respecta a la modificación de las materias que son competencia del Panel de Expertos, aseveró que el proyecto de ley hace una remisión genérica a normas reglamentarias con la finalidad de atribuir competencia a un órgano del Estado, lo cual vulneraría el principio de juridicidad de los actos de los órganos del Estado. En su concepto, sólo puede atribuírsele competencia a un órgano de naturaleza jurisdiccional a través de una norma de rango legal.

En lo relativo al alcance de sus dictámenes, precisó que el proyecto mostraría cierta deferencia hacia los órganos de la administración con competencia en el sector, ya que, junto con no poderse revisar la legalidad de sus actos, se estima que la CNE y la SEC siempre tendrán la calidad de interesados -no de partes- y que el dictamen sólo será vinculante para aquellos que participen en el proceso con calidad de partes. Así, es necesario que se esclarezca la calidad que han de tener los órganos de la administración en las discrepancias que se siguen ante el Panel, debido a que, procesalmente, todo interviniente en un juicio que se catalogue como “interesado” es considerado como parte en el mismo.

La facultad del Ministro de Energía de declarar inaplicable un dictamen del Panel, arguyó, acrecienta la disminución de la independencia y potestad de este órgano, al no exigirle a la resolución exenta que declara la inaplicabilidad indicar un plazo o período durante el cual durará este mismo hecho. El académico consideró que de no existir modificaciones en esta materia, la Administración y no un órgano técnico, especializado e independiente, será quien tenga siempre la última palabra.

En lo que concierne a la tasa de descuento, recordó que ésta será calculada por la CNE cada cuatro años y será aplicada después de impuestos, para lo que se considerará el riesgo sistemático de las actividades propias de la empresa; la tasa de rentabilidad libre de riesgos, y el premio por riesgo de mercado. Esta tasa de descuento no podrá ser inferior al 7,5% para el cuatrienio 2020-2024. La tasa de descuento será establecida en función de un estudio que defina la metodología de cálculo, licitado por la CNE. Las discrepancias que se susciten en este procedimiento serán resueltas por el Panel de Expertos. Sin embargo, dijo el docente, no existe claridad acerca de los conceptos que componen el cálculo de la tasa de descuento de las instalaciones, en especial el riesgo sistemático de las actividades propias de la empresa y el premio por riesgo de mercado. Tampoco se entiende el sentido de que pueda discreparse acerca del procedimiento de fijación de la tasa ante el Panel de Expertos, ya que éste no puede pronunciarse sobre la legalidad de los actos de la Administración y sus dictámenes no son vinculantes a la misma.

En cuanto a la inclusión de las economías de ámbito en las bases técnicas para la realización de los estudios de valorización de instalaciones eléctricas, acotó que servirán para la determinación del COMA, así como la planificación de la transmisión deberá realizarse considerando las instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico. Esta inclusión, explicó, contempla la integración vertical de las empresas propietarias, cuantificándose de esa manera los activos de las empresas relacionadas. En esta materia, existe contradicción normativa con el resto del proyecto de ley y la actual legislación, puesto que en todas las disposiciones siempre se señala que la valorización será de las instalaciones eléctricas dentro de la unidad de negocio que comprende la transmisión de energía, pero nunca se comprende una tarificación en base a valorizaciones de empresas, y menos en base a una integración vertical (corporativa) de las mismas.

Sobre las normas relativas al cálculo del valor de las servidumbres, comentó que la iniciativa legal dispone considerar el valor efectivamente pagado por ellas, indexado de acuerdo a la variación que experimente el IPC. Para la valorización de estos derechos sólo se incluirán aquellas servidumbres en las que se acredite fehacientemente el valor efectivamente pagado por ellas. Esta alternativa suscita una imposibilidad práctica para las empresas transmisoras, si se atiende a que actualmente existen instalaciones cuyas servidumbres fueron pagadas hace más de setenta años y cuyos registros o antecedentes de pago sean de difícil recopilación (ésta no era una carga exigida con la anterior legislación). De aceptarse esta modificación, agregó el académico, se vulneraría el principio de mutabilidad/garantía del concesionario aplicable a todo servicio público, por el cual se espera que todo prestador del mismo, ajeno a la Administración, obtenga un equilibrio económico fruto de la actividad que desarrolla en pos de la satisfacción de necesidades públicas de manera regular y continua (en este caso, la transmisión de energía eléctrica).

En relación con el nuevo régimen sobre acceso abierto, señaló que como se extiende a todo tipo de instalaciones eléctricas y se regularizan de manera más completa aspectos técnicos, de conexión y de capacidad por parte de la CNE y el CISEN, se podría ocasionar un menor volumen de discrepancias dentro del Panel de Expertos.

En lo que concierne al régimen de compensaciones por suspensión o interrupción no autorizada de suministro en que se mantiene el deber de las distribuidoras de practicarla a los consumidores finales en las respectivas facturaciones, el docente previno que se faculta al Coordinador a requerir de pago a aquellos actores que la SEC individualice como responsables de la interrupción o suspensión del suministro, procediendo a descontar el monto de lo compensado del VATT, si se tratase de empresas de transmisión de energía eléctrica, o del pago anual de la potencia firme, si se trata de empresas generadoras. Pero el texto sería confuso porque menciona reglas diversas que impiden una comprensión cabal acerca de cómo será este nuevo sistema de compensaciones. Respecto de las facultades del Coordinador de descontar inmediatamente el monto compensado por las distribuidoras de los valores anteriormente señalados, según si se trate de responsables transmisores o generadores, opinó que esta potestad vulneraría las garantías del debido proceso. Así, la sola resolución de la SEC en que se establece la responsabilidad por la interrupción o suspensión de suministro eléctrico, no basta para dar el hecho por acreditado, debiendo determinarse judicialmente. No obstante, se atribuye al Coordinador la facultad de dar inmediata ejecución a la resolución de la SEC sin juicio previo, descontando el monto compensado de valores que son garantizados como derechos por la ley para los transmisores y generadores.

En lo que atañe a la resolución de conflictos, indicó, se disminuye la influencia del Panel de Expertos en el sector eléctrico y se le resta carácter vinculante a sus dictámenes respecto de los órganos de la Administración. A esto último, se añade la facultad del Ministro de Energía de declarar, mediante resolución exenta y sin expresión de período, la inaplicabilidad de un dictamen del referido Panel.

Concluyó precisando que como el proyecto no considera la totalidad de valorización de las instalaciones eléctricas, afectará el VATT, lo cual, si bien produciría una baja de tarifas a los clientes regulados, conllevaría una vulneración del principio de mutabilidad/garantía del concesionario aplicable a todo servicio público.

Con motivo de su exposición, el Presidente del Directorio del CDEC-SIC, señor Sergi Jordana, sostuvo que el coordinador deberá asumir importantes tareas simultáneas como la interconexión eléctrica física y la organización de dos entidades diversas, además de la implementación de nuevas funciones. Ello exigirá relevantes recursos humanos y materiales en plazos acotados, lo que implica riesgos para el adecuado cumplimiento de todas estas labores.

Por otra parte, abogó por simplificar el cálculo de compensaciones por indisponibilidad de instalaciones. En efecto, dijo, el Coordinador debe calcularlas cuando un evento de indisponibilidad de suministro o de instalaciones supere los estándares y las compensaciones por incumplimiento de estándares de indisponibilidad corresponderán a los sobrecostos incurridos por el sistema eléctrico. El mecanismo de cálculo es complejo y se basa en el despacho ideal de unidades generadoras, lo que torna incierta la determinación del sobrecosto incurrido por el sistema eléctrico nacional. Como los índices de indisponibilidad de las instalaciones se determinan como promedio móvil en una ventana de cinco años, adujo, también es incierta la determinación de los afectados -distintos eventos y con diferentes afectados-. De allí es que propusiera vincular el cálculo de compensaciones por indisponibilidad de instalaciones a un criterio más objetivo y simple.

Enseguida, sostuvo la necesidad de asegurar el traspaso de activos y pasivos, por cuanto los CDEC deberán seguir operando y ejerciendo sus funciones actuales hasta el 31 de diciembre de 2017. En este punto, sugirió extender el alcance de la norma transitoria para garantizar la continuidad de funciones durante la transición al nuevo Coordinador. La idea es asegurar la continuidad de los CDEC por el período transitorio, ampliando la obligación de cesión de parte de dichos órganos a todos los activos y pasivos que la CNE defina como esenciales.

En cuanto a la responsabilidad por la información de terceros, afirmó que la obligación de implementar un sistema de información pública responsabiliza al Coordinador de asegurar la integridad, calidad, exactitud y oportunidad de la información relativa a las características técnicas detalladas de todas las instalaciones de terceros. En estas circunstancias, propuso tener a la vista el principio que las instituciones no pueden hacerse responsables por la veracidad o exactitud de la información que haya sido entregada por terceros.

Luego, el personero del CDEC-SIC precisó que uno de los aspectos fundamentales implícitos en el funcionamiento del Coordinador es su capacidad para operar como una entidad autónoma e independiente, lo que emana de la forma de designación de los miembros de su Consejo Directivo. En este sentido, fue partidario de que todos los miembros del referido Consejo sean nombrados por el TDLC visto su carácter de órgano independiente y su conocimiento del sector eléctrico. No puede olvidarse, añadió, que el TDLC es un ente permanente que da cuenta pública de sus actuaciones y que puede monitorear la gestión del consejo directivo (este Tribunal designa a los miembros del Panel de Expertos de la actual legislación eléctrica). En todo caso, el personero estimó oportuno, en lo relativo a la duración de los consejeros en sus cargos, limitar su reelección indefinida a sólo un período, con un permanencia máxima en el cargo de ocho años.

Dado que el patrimonio del Coordinador, explicó, está conformado por los bienes muebles, inmuebles, corporales o incorporales, que se le transfieran o adquieran a cualquier título, como asimismo por los ingresos que perciba por los servicios que preste, se estima relevante incorporar con rango legal y explícitamente las atribuciones, facultades y limitaciones del organismo en materia de financiamiento y endeudamiento y establecer la inembargabilidad de sus bienes destinados al cumplimiento de su objeto y funciones (operación segura y económica del sistema eléctrico nacional). El ente debería tener autonomía en el manejo de sus finanzas para adquirir, enajenar, gravar y administrar toda clase de bienes y ejecutar o celebrar cualquier acto o contrato tendiente al cumplimiento de su objeto y funciones, así también, para obtener financiamientos, créditos, aportes, subsidios, fianzas o garantías de cualquier entidad.

Seguidamente, planteó su parecer el Presidente del Directorio del CDEC-SING, señor Eduardo Escalona.

El personero hizo presente la necesidad de regular con mayor claridad las obligaciones de los coordinados para entregar información, incorporando estándares más precisos, como, por ejemplo, mediante una alusión a la entrega cabal, oportuna y veraz de antecedentes. Lo anterior, sería posible de materializar si se incorporaran en la ley N° 18.410, que crea la SEC, infracciones claramente descritas para sancionar el incumplimiento de los estándares.

En relación al Sistema de Información Técnica, sugirió contemplar estándares de publicación en línea como en la ley N° 20.285, sobre acceso a la información pública; explicitar áreas de fiscalización por parte de la SEC, y hacer aplicable el régimen general en materia de transparencia activa y pasiva. En cuanto a la regulación especial para situaciones de emergencia o catástrofe, fue partidario de privilegiar el abastecimiento o restitución del suministro a clientes regulados. En dichos casos, previo informe a la Superintendencia respectiva, podría eximirse temporalmente el cumplimiento de algunas exigencias contenidas en las normas técnicas de seguridad y calidad de servicio, así como determinadas restricciones ambientales.

El representante del CDEC-SING abogó por afianzar la autonomía del Coordinador y su participación en procesos relacionados con el sistema de transmisión con una intervención propia (no como participante, usuario o persona interesada). Además, se inclinó por la aplicación de las normas sobre efectos del silencio administrativo para la aprobación por parte de la CNE del presupuesto del Coordinador y sus suplementos. Asimismo, estimó necesario que este órgano sea parte en todas las discrepancias ante el Panel de Expertos que digan relación con sus funciones, al igual que la SEC y la CNE.

En cuanto a la duración de los consejeros en sus cargos y el régimen de remoción, planteó la posibilidad de ampliar el correspondiente período de cuatro a seis años con sólo una reelección; unificar el régimen de remoción como causal de cesación de funciones, determinada por el Comité de Nominaciones, y reemplazar la causal de remoción actual (causa justificada) por un catálogo expreso de ellas.

Finalmente, refiriéndose al régimen transitorio, el personero propuso implementar progresivamente las nuevas funciones del Coordinador; revisar su carácter de continuador legal respecto de los CDEC, ampliando el ámbito de la continuidad a las funciones sectoriales y a los contratos necesarios para la permanencia operacional, y considerar la posibilidad de una exención tributaria para el caso de las enajenaciones de activos que realicen los CDEC al Coordinador a título gratuito y del trámite de insinuación de donaciones.

Cuando expuso el Gerente General de VALGESTA ENERGÍA S.A., señor Ramón Galaz, sostuvo que, en materia de infraestructura en transmisión, la visión de corto plazo en la planificación ha tenido un impacto no deseado en esta materia. Lo anterior, dijo, se ha traducido en problemas de seguridad y congestión; mayor dificultad en el aprovechamiento de recursos locales para generación; obstáculos para el acceso de nuevos agentes; entorpecimientos que impiden favorecer una mayor y mejor competencia, y encarecimiento de los precios del sistema. Según señalara, hoy no existe coherencia en la planificación entre segmentos (troncal y subtransmisión), el mecanismo de remuneración es complejo, constituyéndose en barrera de entrada a nuevos agentes; es incierta la forma de establecer qué, cómo y quiénes pagan; el acceso abierto de instalaciones es acotado, y se carece de visión integradora de interconexiones a nivel nacional e internacional. Además, la coordinación del sistema requiere ser más robusta e independiente.

En un nuevo escenario, adujo, las exigencias sociales, ambientales y el mejor uso del territorio, obligan a nuevos desafíos en la concreción de proyectos. En este sentido, es necesario:

1. Contar con un sistema de transmisión eléctrica que permita el desarrollo adecuado de infraestructura de generación y que fortalezca la competencia en el mercado.

2. Incorporar en la planificación una visión de largo plazo estratégica del suministro eléctrico, aprovechando los recursos locales y respetando los intereses sociales y ambientales en coordinación con el adecuado uso del territorio.

3. Mejorar y simplificar el mecanismo de remuneración de los distintos segmentos de la transmisión eléctrica.

4. Robustecer e independizar al coordinador del sistema.

5. Lograr un suministro de energía seguro y de calidad, a costos razonables.

En ese marco, el especialista manifestó su acuerdo en relación con la planificación energética de largo plazo (treinta años), en procesos quinquenales, y la planificación de la transmisión cada cuatro años transformada en un proceso anual, integrado y simultáneo entre segmentos (nacional, zonal, polos de desarrollo), con un horizonte de al menos veinte años. Adicionalmente, agregó, son positivas las nuevas características del proceso, esto es, eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación, y la incorporación del concepto de holguras y del análisis de aspectos sociales, ambientales y territoriales.

En cuanto a los polos de desarrollo que este proyecto de ley incorpora, reiteró que consisten en zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones para la producción de energía eléctrica proveniente de ER con, al menos, 20% de ERNC. Sin embargo, comentó que, siendo el objetivo de un polo de desarrollo el aprovechamiento de recursos locales para la producción de electricidad, colocar un límite de ERNC condicionaría dicho aprovechamiento y podría dejar fuera una cantidad potencial de energía relevante para el desarrollo futuro del país.

Respecto del rol del Estado, hizo presente que, si bien el Ministerio dará inicio a un estudio de franja para las obras nuevas que requieran de una franja preliminar, consideró que el estudio de franja debe contemplar franjas alternativas. Sobre el particular, abogó por una mayor certidumbre en cuanto a que este proceso sea vinculante en etapas posteriores.

Luego, manifestó su conformidad con el esquema de pago en base a flujos de energía esperados y estampillado igual a AVI+COMA-IT Reales, estableciendo un cargo único por energía. El mismo parecer expresó respecto de la distribución del pago con cargo del 100% a la demanda con un mecanismo de transición entre 2019 y 2034. No obstante, dijo, el mecanismo debe evitar dobles pagos, así como desequilibrios y desbalances, y debe ser simple. También valoró los ingresos tarifarios reales sin reliquidaciones, aunque planteó que su implementación no resultará sencilla.

El especialista estuvo conteste con los principios establecidos en esta iniciativa legal destinados a preservar la seguridad del servicio en el sistema, y garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema y el acceso abierto a los mecanismos de transmisión. Aunque en relación con el nombramiento de directores del ente coordinador, acotó que la composición del comité de nominaciones también debe asegurar independencia, equilibrio y experiencia en el área. En todo caso, estando de acuerdo con las atribuciones y financiamiento del órgano, expresó la necesidad de revisar la efectividad en la aplicación de multas y compensaciones al considerarlas excesivas.

Finalmente, sostuvo que el proyecto apunta en la dirección correcta para lograr un sistema de transmisión eléctrica robusto, que permita una mayor competencia entre los generadores. Lo anterior, adujo, permitirá disminuir los precios de la energía para los clientes finales. En este sentido, se establece un mecanismo de remuneración más simple que el actual, lo que es beneficioso, sobre todo para los nuevos entrantes. Asimismo, se robustece e independiza al Coordinador del sistema, otorgándole atribuciones que permitan mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio del sistema.

Sin embargo, previno, hay aspectos que se pueden revisar o mejorar, a saber: definición de polos de desarrollo y límite en ERNC; proceso de transición; compensaciones (aumento en monto y aplicación y extensión), y composición del Comité de Nominaciones del organismo coordinador.

Continuando la discusión en general de este proyecto de ley, expuso el Vicepresidente Ejecutivo de Generadoras de Chile A.G., señor Claudio Seebach.

Luego de señalar que su asociación representa aproximadamente el 84% de la capacidad instalada del país y aporta con energía proveniente de casi todas las fuentes existentes (hidroelectricidad, eólica, biomasa, solar y termoelectricidad), explicó que como a partir de 2016 se contratará energía para clientes regulados hasta el año 2041, no sólo se dará una señal de precio sino que también del tipo de tecnología esperada. Al respecto, destacó que la iniciativa legal plantea un horizonte de planificación energética a treinta años y de planificación de la transmisión a veinte años. No obstante, dijo, Chile tiene una importante brecha de consumo de energía en comparación con la de países desarrollados.

En circunstancias que la concentración de esta industria en Chile ha ido decreciendo y han aumentado los actores en generación, no ha habido una disminución correlativa de los precios. Por el contrario, arguyó, éstos han aumentado a la par de la dificultad para desarrollar nuevos proyectos, entre otras cusas por objeciones de carácter social y ambiental. Pero si se establece como principio que el desarrollo de los trazados de líneas de transmisión es una tarea compartida, la intervención del Estado en la definición de franjas y polos de desarrollo será clave para una inserción más armónica en el uso del territorio.

Enseguida, sostuvo que si se pretende materializar la propuesta Energía 2050, que plantea una meta de 70% de generación mediante ERNC para ese año, se requiere un sistema de transmisión que permita la integración oportuna y flexible de las diversas tecnologías. La incorporación masiva de energías solar y eólica es un desafío posible con más tecnología, gestión e innovación. Los complementos de hidroelectricidad con regulación y termoelectricidad son fundamentales para entregar suficiencia y eficiencia económica. En efecto, añadió, todas las fuentes de generación son necesarias para tener energía segura, sustentable y competitiva. Para ello es preciso desarrollar un mercado de servicios complementarios que fomente un sistema más flexible, remunerándolos adecuadamente.

Este proyecto de ley intenta resolver los desafíos descritos. Al efecto, traspasa el pago del sistema de transmisión a la demanda (estampillado); contempla un proceso de planificación energética de largo plazo y extiende el período de planificación de la transmisión; define lo que es franja; considera polos de desarrollo; aborda el acceso abierto a todas las líneas del sistema de transmisión; regula las compensaciones por indisponibilidad de suministro y la planificación de los servicios complementarios, y plantea la transparencia de la operación del sistema eléctrico mediante nuevas obligaciones del coordinador independiente.

El Panel de Expertos, señaló, ha cumplido un rol fundamental en la resolución de discrepancias, con reconocida independencia y un rol eminentemente técnico. Sin embargo, el texto del proyecto de ley elimina la enunciación explicita de las discrepancias abordables por este órgano y se abre a la posibilidad de que sus atribuciones se establezcan por vía reglamentaria. Además, contempla asuntos respecto de los cuales será la CNE quien tendrá la última decisión en temas de índole técnico, como, por ejemplo, en procedimientos internos del Coordinador y definición de servicios complementarios, excluyéndose la posibilidad de recurrir al Panel de Expertos.

Por otra parte, adujo, como la CNE y la SEC sólo tendrán la condición de interesados ante el Panel de Expertos y los dictámenes de éste sólo son vinculantes para las partes, podría interpretarse que tales resoluciones no serían aplicables a ambos entes públicos. De allí es que sea relevante, dijo, que el Panel de Expertos continúe como el máximo organismo resolutivo del sector, manteniendo un adecuado equilibrio y garantía de objetividad entre la autoridad y los actores del sector. Esto amerita clarificar que la CNE y la SEC también tendrán la calidad de partes ante el Panel.

Además, prosiguió, en circunstancias que se debe procurar la autonomía y adecuada gestión del Coordinador, el proyecto traslada las atribuciones de nominación del Consejo Directivo desde los incumbentes hacia organismos mayoritariamente dependientes de la voluntad política. Así las cosas, para evitar su pérdida de autonomía este organismo debiera regirse por tres principios básicos, a saber: a) idoneidad técnica e independencia del ciclo político, para evitar la captura política y de intereses corporativos de sus miembros; b) operatividad y eficacia en la gestión y coordinación del sistema eléctrico, así como capacidad para reaccionar rápido frente a contingencias, y c) preservación de los objetivos de los CDEC actuales, en cuanto encargados de la operación del conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico. A la luz de estas ideas, sugirió modificar la estructura del Comité Especial de Nominaciones que selecciona el Consejo Directivo a objeto de equilibrar los factores en juego.

En relación con la facultad de la SEC de multar a los integrantes del Consejo Directivo por infracciones tipificadas –en su opinión- de manera imprecisa, propuso limitar las materias objeto de multas a este órgano y la responsabilidad de los consejeros ante eventuales indemnizaciones, para prevenir un potencial inmovilismo o dilación en la gestión del Coordinador. Adicionalmente, agregó, debe revisarse la subordinación presupuestaria de éste a la CNE: las observaciones que esta Comisión formule al presupuesto deberán ser incorporadas por el Coordinador, sin instancia de reclamo ulterior. Sobre el punto, planteó la posibilidad de someter las discrepancias en la materia entre Coordinador y CNE al Panel de Expertos.

El señor Seebach explicó que la CNE por sí sola analizará los requerimientos normativos para el funcionamiento del sector eléctrico, y fijará mediante resolución exenta la normativa que rija los aspectos técnicos, de información y de seguridad, coordinación, calidad y económicos del funcionamiento del sector. En este ámbito fue partidario de incluir una participación más activa y abierta del Coordinador, los coordinados y otros interesados en la fijación de la normativa técnica relativa a la operación del sistema, así como de establecer instancias para acudir ante el Panel de Expertos ante eventuales discrepancias (cuyos dictámenes sean vinculantes para la CNE).

En materia de compensaciones, coincidió con la necesidad de dar señales que mejoren el desempeño de las redes. No obstante, comentó, el proyecto de ley aumenta considerablemente el valor de las compensaciones por concepto de energía no suministrada (ENS). Esos valores no guardan relación con el utilizado en la planificación (de racionamiento o costo de falla de largo plazo) y, por ende, en la definición de los precios del suministro. Esto podría afectar económicamente a los nuevos actores y a los de menor tamaño de manera negativa. En torno a esta idea, planteó valorizar la indisponibilidad de suministro en base al costo de racionamiento, el que actualmente corresponde al importe de falla de largo plazo, equivalente a aproximadamente cuatro a cinco veces el precio de venta de la energía a clientes. El proyecto contempla el pago de compensaciones a clientes libres, aun considerando que las condiciones de suministro para este tipo de consumidores son acordadas bilateralmente, esto es, cliente/suministrador. Al respecto, sugirió aplicar las compensaciones sólo a la indisponibilidad de suministro de clientes sujetos a regulación de precios.

Dado que las compensaciones por indisponibilidad de instalaciones procederán aunque no se afecte el suministro a clientes, añadió, se castigará dos veces a quienes incurren en la indisponibilidad, por lo que cabría eliminar este concepto de resarcimiento. A su vez, advirtió que persiste la facultad de determinar compensaciones vía SERNAC, lo que contradice el principio de non bis in ídem e implicaría sancionar doblemente un mismo hecho. En este sentido, sugirió establecer un sólo marco regulatorio aplicable al resarcimiento. Luego, apuntó que el texto legislativo asocia el pago de compensaciones al cumplimiento de estándares: para cumplir parámetros mucho más exigentes se requiere el desarrollo de una infraestructura acorde y remunerada adecuadamente, por lo que convendría fijar un período de transición para su cumplimiento.

El personero de Generadoras de Chile A.G. expresó que se deberían incorporar señales de ajuste por errores, atrasos de obras planificadas o indisponibilidades prolongadas, porque los generadores no tienen gestión alguna sobre el desarrollo y operación de la infraestructura de transmisión. Los eventuales retrasos en la puesta en servicio de obras de transmisión o una indisponibilidad de larga duración pueden tener como consecuencia congestiones del sistema de transmisión. Las causas de dichos atrasos o fallas pueden ser múltiples: judicialización, impedimentos de acceso, conflictos medioambientales, etc. Las congestiones generan ingresos tarifarios elevados producidos por diferenciales de precios que el proyecto de ley asigna a la demanda, en circunstancias que debiese compensar a los efectivamente afectados, esto es, a la oferta. En esta materia, sugirió que los efectos de las congestiones por atrasos o fallas prolongadas de instalaciones de transmisión sean compensados a los afectados, asignándoles a ellos los ingresos tarifarios provocados por la congestión.

En cuanto a la regulación del acceso abierto para instalaciones dedicadas, señaló que el proyecto de ley las somete a un régimen de total acceso abierto, lo que resulta positivo en el sentido de aprovechar la capacidad ociosa temporal, mientras no sea requerida por su dueño. Sin embargo este régimen debería otorgarse sólo si existe suficiente capacidad técnica disponible, de modo de no vulnerar los propósitos originales de los propietarios. Por el contrario, el proyecto contempla que transcurridos quince años el régimen se transforma en definitivo. Al respecto, estimó que se deben especificar los procedimientos para liberar la capacidad utilizada de manera transitoria y que, de la misma forma, el dueño de la instalación pueda recuperarla sin costos para él cuando decida desarrollar finalmente sus proyectos (mediante los mecanismos y las garantías adecuadas).

En relación al nuevo método de remuneración de los sistemas zonales, precisó que el proyecto de ley propone un nuevo método de remuneración que entra en conflicto con el actual esquema de liquidación mensual de los contratos entre generadoras y empresas distribuidoras. Además, estampilla el pago del sistema zonal (cargo por uso) a la demanda y le asigna a ella el 100% de los ingresos tarifarios de este sistema. Actualmente, dijo, estos ingresos permiten compensar las diferencias de precios que surgen entre los puntos de venta al cliente y los de retiros de estos contratos, por lo que sería preferible que cuando no coincida un punto de venta con uno de retiro se aplique un mecanismo compensatorio que no genere distorsión económica (pérdida o ganancia) al suministrador respecto de las condiciones de venta, en el punto de ésta.

En lo tocante a los procesos de planificación energética y de instalaciones de transmisión, el especialista si bien valoró positivamente los horizontes, periodicidades y mecanismos participativos contemplados, observó que habría asuntos no definidos suficientemente que podrían ser fuente de discrecionalidad y afectar las decisiones de inversión y contratación. De allí es que recomendara definir principios y criterios objetivos para la conceptualización de los escenarios de planificación energética, cuya metodología sea objeto de un reglamento.

Para un efectivo aprovechamiento del potencial energético, adujo, se debe evitar la discriminación tecnológica, de localización o tamaño, y procurar reducir la conflictividad en coherencia con los estándares de participación e instrumentos de gestión y ordenamiento territorial. Así, propuso asegurar la neutralidad tecnológica, la no discriminación y el favorecimiento de la seguridad del sistema en la definición de Polos de Desarrollo, así como la existencia de algún grado de vinculación entre la EAE con la de Impacto Ambiental (EIA) y la consulta indígena, en los términos del Convenio N° 169 de la OIT.

En cuanto a los servicios complementarios, esquema en donde convivirían reglas de libre mercado (licitaciones) con las de un mercado regulado (asignación de responsabilidades y estudios de costos eficientes), planteó priorizar mecanismos de mercado bajo los cuales se rija el desarrollo de estos servicios mediante procesos abiertos y participativos. De manera supletoria, añadió, debieran considerarse otros mecanismos de carácter regulado sobre asignación y remuneración, y considerar la posibilidad de recurrir al Panel de Expertos. En la definición de esta clase de servicios y sus reglas de asignación y remuneración se otorga un amplio rol técnico y operativo a la CNE. A su juicio estos aspectos debieran ser de competencia del Coordinador, con la participación de los agentes del sector y la posibilidad de acudir al Panel de Expertos.

Según el texto legislativo, arguyó, la oferta seguirá pagando el sistema nacional aunque de manera simplificada. Se fija el punto inicial en el año 2018 con un factor de disminución lineal hasta extinguir este pago en el año 2034, y se definen ingresos tarifarios igual a cero a partir de 2018. En su opinión estas simplificaciones al esquema de pago actual de la transmisión causará distorsiones económicas significativas a los que continúen pagando durante la transición. Así, mientras existan obligaciones de pago de peajes por inyecciones de energía, soportadas por los generadores, como propone el proyecto para el período transitorio 2018-2033, el cálculo de dichos peajes debiera considerar, en la proporción que corresponda, el descuento de los ingresos tarifarios reales durante todo el periodo transitorio. Para efecto del cálculo de las prorratas por uso durante el lapso temporal, se debe considerar la topología real del sistema en cada año de cálculo.

Concluyó su exposición indicando que en circunstancias que el futuro será mucho más eléctrico, con ciudades, hogares, transporte e industrias más sustentables y más intensivas en energía eléctrica, se requiere de un sistema de transmisión que permita la integración de las diversas tecnologías de manera oportuna, flexible y de rápida respuesta. En función de tales objetivos, comentó, el proyecto está bien encaminado, pero necesita perfeccionamientos que entreguen certeza y permitan un desarrollo eficiente y sustentable del sistema eléctrico. En todo caso, finalizó, se necesita avanzar hacia la creación de una agencia regulatoria del sector energía independiente y de carácter técnico.

A continuación, intervino el Director Ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores A.G., señor Carlos Barría.

El personero, luego de coincidir con el diagnóstico del Ministerio de Energía referido a las razones que explican el alto precio de la energía que pagan los usuarios finales, a saber, debilidad del sistema, lo cual implica problemas de seguridad, competencia y precios; congestión, que dificulta la conexión de nueva generación; riesgos de importantes diferencias de costos marginales; acceso abierto limitado; falta de independencia del coordinador del sistema respecto de los incumbentes; exigencias sociales y ambientales no incorporadas en el diseño (lo que dilata la concreción de proyectos), y nuevos desarrollos que carecen de legitimidad en la ciudadanía, advirtió que esta iniciativa legal puede producir desequilibrios institucionales. Sobre el particular, mencionó los siguientes puntos conflictivos:

a) La CNE y la SEC se establecen como órganos inmunes al Panel de Expertos: como se considera que los dictámenes del Panel son vinculantes para las partes y ambos entes públicos tienen sólo la condición de interesados, dichos dictámenes no les serán aplicables.

b) Se otorgan facultades poco equilibradas al Ministerio y a la CNE; así, por ejemplo, vía resolución exenta la CNE podrá regular incluso temas económicos, mientras el Ministro podrá dejar sin efecto dictámenes del Panel de Expertos.

c) Desaparece la esencia fundamental de un coordinador/operador independiente, porque el organismo que se crea estará subordinado al Gobierno. Además, en algunos temas la CNE y la SEC tendrán duplicidad de funciones. En ese orden, dijo, el mercado eléctrico pasa a ser un sistema donde la seguridad jurídica se perjudica y se aumenta el riesgo regulatorio.

En razón de lo anterior, propuso enfocar las funciones de la CNE en la tarificación de empresas reguladas, las licitaciones de clientes regulados y la definición de estándares técnicos; fortalecer la independencia del Coordinador, tanto respecto del Gobierno como de los privados, con fiscalización efectiva de la SEC; entregar la resolución de discrepancias al Panel de Expertos, y robustecer las atribuciones de este tribunal especial como instancia arbitral técnica de todos los incumbentes, incluida la CNE.

Respecto del modo en que el proyecto asigna los costos de congestiones, expresó que su efecto no es igual para generadores grandes y pequeños por la diversificación del portafolio de generación en tecnologías y localización. La asignación, dijo, recae en los participantes del mercado spot: cliente final regulado o libre que no sufre costos por congestiones. La transmisión no sufre importes, pues recibe VATT a todo evento. Son los generadores quienes sufren el costo en función de su localización geográfica y operación horaria. La iniciativa, precisó, asigna los ingresos tarifarios (incluidos los costos de la congestión) a los clientes finales libres y regulados. Pero el ingreso tarifario es el resultado de la operación horaria del sistema eléctrico y no forma parte de la remuneración de la transmisión, que se garantiza a todo evento. Por otra parte, el riesgo de congestión que asume el generador aumenta con esta iniciativa legal, lo cual reviste mayor gravedad para los pequeños generadores con una central de generación y, en especial, para los renovables. En tal sentido sugirió que el proyecto no sólo se haga cargo de los problemas de congestión, sino que también asigne a los generadores afectados por las congestiones (inyecciones y retiros) para evitar discriminaciones.

En relación con las compensaciones por incumplimiento de los estándares de disponibilidad, en particular respecto de la indisponibilidad de suministro, sostuvo que se debe evitar la duplicidad de multas. Además, agregó, se contemplan sanciones de cuantía desproporcionada en relación con el negocio de que se trata, que deben ser corregidas. El problema radica en que las indisponibilidades se incluyen en la remuneración de potencia y energía, esto es, servicios que no son remunerados a todo evento como la transmisión. En esta última los resarcimientos deben tener un techo razonable, acorde con el negocio de la transmisión.

Por otra parte, dijo, dentro de cada uno de los sistemas de transmisión nacional y zonal se establecerá un cargo único por uso, de modo que la recaudación asociada a éste constituya el complemento a los ingresos tarifarios reales para recaudar el valor anual de la transmisión de cada tramo. Sin embargo, bajo condiciones de congestión de transmisión, la diferencia de precio entre nodos puede ser más pronunciada, lo que aumenta el valor de los ingresos tarifarios. En una operación normal, los ingresos tarifarios corresponden al valor económico de las pérdidas físicas de transmisión, montos que resultan de los balances de inyección y retiro del mercado spot, debido a las diferencias de precios entre distintos nodos.

Las congestiones se originan porque las líneas de transmisión no logran llegar a tiempo, con lo cual se perjudica a generadores que pueden producir con menores costos de operación, dado que se restringe su producción. Así, se encarecen tanto la operación del sistema, cuanto los retiros en la zona deficitaria. Pero los ingresos tarifarios reales son resultado de dos conceptos diferentes: las pérdidas de los sistemas de transmisión inherentes a la naturaleza física de las instalaciones, y las causadas por falta de ampliaciones y expansiones de los sistemas de transmisión.

El representante de esta entidad comentó que, en circunstancias que Chile posee un sistema de transmisión mayoritariamente longitudinal, los recursos energéticos se hallan lejos del principal punto de demanda (la zona central). En ese marco, añadió, el esquema de remuneración propuesto no considera los escenarios de congestión de la operación del sistema, que se originan en las limitaciones del sistema de transmisión por falta de inversiones. Al respecto, hizo presente que los ingresos tarifarios corresponden al valor económico de las pérdidas de transmisión y que las congestiones suscitan ingresos tarifarios por sobre lo normal (sin relación con la operación ordinaria del sistema).

Así las cosas, prosiguió, el valor económico de las congestiones o rentas por congestión se debe asignar en función de los agentes perjudicados por las limitaciones de transmisión. En el esquema de planificación que se consulta en el proyecto de ley será el Estado (por intermedio de la CNE) quien velará por un sistema de transmisión con holguras para evitar las congestiones y utilizar los recursos más económicos posibles. Al respecto, planteó separar el concepto de ingresos tarifarios reales en dos rubros: aquellos referidos a las pérdidas, y los vinculados a rentas por congestión. De esta manera se recaudarían para fijar el valor anual de la transmisión por tramo sólo los ingresos tarifarios reales por pérdidas, los que serán un complemento a la recaudación de los cargos por uso. Por último, cabría asignar rentas por congestión para compensar la disminución de los ingresos por inyección de energía tanto de aquellos cuya generación fue limitada (cuya energía no se valorizó a un costo marginal desacoplado del sistema), cuanto de los que aumentaron sus costos de retiro a causa de la congestión.

Posteriormente, expuso el Director Ejecutivo de Empresas Eléctricas A.G., señor Rodrigo Castillo, quien recordó que, siendo la conectividad para el desarrollo energético uno de los principales ejes de la Agenda de Energía del Gobierno, el Ministerio del ramo y la CNE han impulsado este proyecto de ley como un modo de abordar la reforma a los CDEC y establecer un nuevo marco regulatorio para el transporte de energía. Así, en lo que respecta a los CDEC el proyecto asume la necesidad de fortalecer la institucionalidad en lo tocante a su independencia y a la entrega de atribuciones para monitorear el mercado eléctrico y participar en la planificación. Y, en relación con los sistemas de transmisión, intenta mejorar la actual regulación sobre acceso, tarificación, remuneración, planificación, seguridad y calidad de servicio, sustentabilidad, eficiencia, ordenamiento territorial e inclusión.

En materia de planificación, la política energética vigente prescinde del poder estatal en la toma de decisiones, fundamentalmente en el área de la generación. En vez de intervenir directamente, se tomó a la transmisión y distribución como herramientas para colaborar en una mejor planificación de todo el sistema eléctrico, incluido el de generación. La iniciativa legal atiende al elemento de política pública que subyace en materia de transmisión, por lo que la intervención del Estado no va en beneficio de las empresas privadas, sino en favor de los clientes finales y del sistema eléctrico en su totalidad. De esta manera, cuando el Estado diseña las franjas o incurre en gastos en la EAE no subsidia al sector privado, sino que actúa en beneficio del medioambiente y de las comunidades. Algunos consideran que los Polos de Desarrollo serían una suerte de expropiación y ordenamiento territorial a priori sin evaluación democrática. Sin embargo, arguyó, cuando se define un Polo nada se determina a ciencia cierta y a futuro acerca del destino que se dará al territorio implicado y, además, queda pendiente el respectivo análisis ambiental.

En la elaboración de esta iniciativa legal la CNE realizó un proceso participativo, que en términos generales le da consistencia al texto. No obstante, incorporó materias que, si bien no son parte medular de la regulación propuesta, ameritan revisión. Tal es el caso, agregó, de la responsabilidad del Coordinador y sus Directivos: éstos deben ser los mejores candidatos para que sus decisiones se adopten en pro de la operación del sistema y del mercado. Es clave garantizar la independencia en el nombramiento de los consejeros del Coordinador para asegurar su carácter técnico, experiencia y conexión con la realidad y operatoria diaria de la industria.

Según dijera, se introducen cambios positivos en materia de normas sobre transporte de energía, que permitirán contar en el futuro con un sistema de transmisión robusto y sin congestiones. Pero, adujo, es necesario revisar la regulación relativa a compensaciones mediante el examen de la experiencia internacional y los estándares y mejores prácticas a nivel de la OCDE, a fin de mantener nuestro sistema competitivo para nuevos actores, especialmente internacionales. Asimismo, cabe estudiar la proporcionalidad de las compensaciones y su relación con las disposiciones legales sobre derechos del consumidor.

En lo relativo a economías de escala y de ámbito, indicó que debe considerarse la naturaleza del modelo de tarificación en el segmento de transmisión, el cual explícitamente contempla la modelación de una empresa teórica, que presta exclusivamente el servicio sujeto a regulación de la manera más eficiente posible. En esta lógica, adoptar economías de ámbito de la empresa real que opera un sistema es incoherente e incorrecto y, a la vez, incentiva la concentración. En efecto, arguyó, las empresas más grandes, de mayor tamaño, e integradas entre segmentos, serán las únicas que podrán competir en costos. Sobre el particular, recordó que la aplicación de estas economías, especialmente de ámbito, ha sido rechazada en el pasado por la Contraloría General de la República y el Panel de Expertos.

Acerca del tratamiento de las servidumbres, hizo presente que ya la ley N° 19.940 zanjó el debate referido a su valorización tarifaria cuando versan sobre el despliegue de las instalaciones de transmisión. Ese valor corresponde a los montos efectivamente pagados. Tratándose de servidumbres antiguas, respecto de las cuales puede que no existan antecedentes de pago, se congela su valor para impedir un futuro aumento de su precio como consecuencia de la plusvalía de los terrenos. Así, la totalidad de las empresas que operan líneas de transmisión son nuevos propietarios y, por lo tanto, todas ellas pagaron implícitamente el valor de las servidumbres al costo fijado en el año 2004.

Al comenzar su ponencia, el representante de SYNEX Ingenieros Consultores, señor Sebastián Bernstein, se refirió a la clasificación de los sistemas de transmisión que el proyecto contiene, esto es: a) de transmisión nacional, que equivale al concepto de sistema troncal pero otorgándole mayor flexibilidad a la CNE para definirlo; b) de Polos de Desarrollo, que corresponde a líneas de conexión al sistema nacional de múltiples centrales renovables con al menos 20% de ERNC; c) de transmisión zonal, similar al concepto de subtransmisión pero planificado centralmente (se precisa obligatoriedad en cuanto a la posibilidad de ampliación para conexiones); d) de transmisión dedicado, equivalente al concepto de sistemas adicionales aunque con mayor precisión sobre acceso de terceros y derechos de reserva del desarrollador, y e) de interconexión internacional. En su opinión esta clasificación, de la que se podrá discrepar ante el Panel de Expertos, es adecuada, no implica cambios sustanciales a las definiciones actuales y permite solucionar la rigidez existente para definir el sistema troncal. No obstante, previno que la noción de sistema de Polos de Desarrollo podría complicar el desarrollo de cuencas hidroeléctricas medianas y grandes, y que podría suscitarse algún nivel de conflicto al clasificar líneas dedicadas como sistema nacional, con el objeto de eludir el pago directo.

El proyecto, sostuvo enseguida, precisa que todos los sistemas son de acceso abierto, debiendo los propietarios efectuar las ampliaciones necesarias para conectar a quien se interese, a excepción de los sistemas dedicados en caso de limitaciones de capacidad. Los propietarios de estos sistemas o terceros que contraten pueden reservar capacidad durante cierto lapso y, en el evento de no ocuparla, puede ser usada por otros interesados. Estas normas son necesarias para eliminar el riesgo en el desarrollo de los sistemas dedicados. Sin embargo, cabe revisar la expansión de los referidos sistemas para clientes regulados: una salida posible es la expansión negociada para cualquier interesado (regulado o no) a costa de éste, encargándole al Panel de Expertos dirimir las discrepancias.

Sobre la planificación de la expansión, hizo presente que el plan de desarrollo energético que elaborará cada cinco años el Ministerio de Energía para distintos escenarios, no es vinculante. La ampliación para Polos de Desarrollo tendrá lugar si los generadores interesados no se ponen de acuerdo. Para validar el interés de estas líneas debe existir justificación económica, en el primer año se deberá usar el 25% de la capacidad de la línea, los proyectos iniciales deberán ser declarados en construcción y habrán de ser coherentes con los instrumentos de ordenamiento territorial. El proceso se inicia con una propuesta del CISEN a la CNE, la cual emite un informe que es objeto de observaciones por parte de los participantes e interesados. Este informe se lleva al Panel de Expertos en caso discrepancia. El proceso termina con el decreto de expansión del sistema dictado por el Ministerio de Energía.

Las obras nuevas calificadas por el Ministerio de Energía requieren previo estudio de franja, con alternativas de trazado sometidos a EAE. La propuesta del Ministerio es enviada al Consejo de Ministros para la Sustentabilidad, donde se materializa la declaración de utilidad pública que facilita el establecimiento de las servidumbres. El Coordinador Independiente licita la obra y el adjudicatario efectúa el estudio ambiental. Una vez obtenida la RCA se dicta el decreto con el trazado definitivo y, por imperio de la ley, se constituye la servidumbre. Al respecto, el profesional de SYNEX sugirió eliminar la planificación central de sistemas zonales dada su extrema complejidad por la multiplicidad de factores que concurren a su respecto. En lo concerniente a los Polos de Desarrollo, recomendó rebajar la exigencia del 20% de ERNC: en su opinión, el porcentaje debe ser el que resulte de conformidad a las características de las cuencas y en función del estudio de franja.

Las obras nuevas, explicó, se licitan y la remuneración es un canon anual ofrecido por veinte años. Las ampliaciones son licitadas por el propietario por un valor que se fija por el mismo período. Según dijera, esta solución es aceptable porque precisa procedimientos y disminuye el riesgo de remuneración a las ampliaciones.

El especialista calificó la tarificación como el cambio más significativo e importante del proyecto de ley, en razón de incluir una regulación de cargos en sistemas dedicados para su uso por clientes regulados. En lo fundamental, añadió, el mecanismo propuesto mantiene las diferencias de precios nodales en el sistema nacional, que reflejan pérdidas de transmisión. En efecto, 15% de la remuneración se imputa a la transmisión, pero el saldo de 85% se traslada 100% a la demanda, a través de un cargo estampilla. Idéntico cargo se utiliza para el consumo de las holguras en líneas de Polos de Desarrollo y en los cargos zonales.

El método vigente en el sistema troncal diferencia los cargos a pagar por los generadores y por los consumidores, según la dirección de los flujos de energía y uso de las líneas. Los generadores más lejanos que transmiten hacia la demanda pagan más, mientras los consumidores distantes a los cuales se les transmite energía cancelan un mayor valor. Los generadores y consumidores en áreas como Santiago o Valparaíso pagan poco, por su proximidad al centro de carga y generación. El sistema vigente era teóricamente eficiente, pero ha sido complejo de administrar. La interconexión SIC-SING y el desarrollo de terminales LNG y de ERNC solar y eólica en distintos puntos han quebrado el paradigma anterior, con un mercado concentrado con ramas de entrada y salida. Por otra parte, el modelo vigente en subtransmisión torna impredecibles las tarifas para generadores conectados a dichos sistemas. Estampillar los cargos zonales simplificará y hará predecible la tarificación de estas líneas, e incrementará la competencia en generación.

Además, se establece una tasa de costo de capital para fines de tarificación distinta de la actual. Esta tasa se aplica a obras antiguas del sistema nacional, sistemas zonales y parte de las líneas dedicadas destinadas a servir clientes regulados. La actual tasa es de 10% real, antes de impuestos, y equivale aproximadamente a 7,7% después de gravámenes. La nueva tasa es un modelo de costo de capital, donde es igual a tasa libre de riesgo más un beta de premio por riesgo (beta es igual al riesgo sistemático de T respecto del riesgo de cartera diversificada). En consecuencia, es una tasa después de impuestos que oscila entre un mínimo de 7% y un máximo de 10%. Se determina por la CNE con un consultor, cada cuatro años y equivale aproximadamente a 9,1% antes de impuestos (hoy es de 10%). En su opinión, el concepto propuesto es moderno y los límites establecidos son prudentes.

A continuación, señaló que la ley vigente es ambigua respecto del operador único SIC-SING. Con la modificación el Coordinador Independiente es una corporación autónoma de derecho público que mantendrá las funciones esenciales de los CDEC, si bien se suma el monitoreo de la competencia y el control e información pública. El problema aquí es que el Coordinador informará a la SEC las indisponibilidades que superen los estándares, las que serán compensadas a los usuarios al costo de falla de corta duración (100 veces costo energía), lo cual producirá un resarcimiento por decenas de millones de dólares. Esta desproporción amerita definir estándares realistas considerando que todo sistema falla.

Sobre el modo en que el proyecto exceptúa a la CNE y a la SEC de los dictámenes del Panel de Expertos, por la vía de declararlos sólo interesados y no partes, abogó por corregir este aspecto, atendido que la legislación vigente y el propio proyecto disponen que las divergencias entre regulados y regulador las dirime el Panel.

La enmienda transitoria más relevante en términos económicos es la que hace progresivo el estampillado de cargos de transmisión. El régimen actual de tarificación troncal se mantiene hasta el 31 de diciembre de 2018. Los valores ahí determinados para generadores se mantienen con tasas decrecientes hasta el año 2034, en que serán iguales a cero. La línea de interconexión SIC-SING será pagada como estampilla por los consumidores en proporción al tiempo en que los flujos van en una dirección u otra. Los generadores que firmen contratos después de entrar en vigencia la modificación, con inicio de suministro posterior al 1 de enero de 2019, no pagarán peaje de inyección por la energía contratada, hasta su energía firme. Por la complejidad de este régimen, arguyó, la transitoriedad es necesaria para no producir costos/ingresos significativos a los agentes.

Al concluir abogó por la revisión de las disposiciones referidas a Polos de Desarrollo, a fin de eliminar el límite a las renovables; considerar la expansión de sistemas dedicados mediante acuerdo o discrepancia ante el Panel; suprimir la planificación de sistemas zonales; establecer compensaciones con límites realistas, y hacer aplicables a la CNE y a la SEC los fallos del Panel de Expertos.

Terminada esta exposición, el Honorable Senador García-Huidobro consultó al especialista acerca de la referencia al mecanismo de empresa modelo que se estableció en el actual sistema.

Al respecto, el especialista de SYNEX contestó que el diseño del concepto de empresa modelo surgió ante la constatación de que, anteriormente, las empresas estaban integradas verticalmente y no existía una contabilidad clara de los activos y obligaciones de cada uno de los segmentos. El paso que se dio se orientó a crear un mercado y a identificar áreas que pudieran ser objeto de regulación. Así, en generación, después de distintos análisis, se llegó a la conclusión de que ésta podía prosperar mediante un mercado competitivo, con acceso abierto a sistemas de transmisión y distribución. Estos dos últimos segmentos debían regularse por rentabilidad garantizada a los activos netos depreciados, que era el paradigma regulatorio de la época. Siguiendo la idea, se optó por simular competencia y establecer un costo medio de la empresa más eficiente que pudiera desarrollarse en esa área, en una red de distribución bien realizada por expertos, con un diseño óptimo, abasteciendo a los mismos clientes y con un precio de mercado. Este costo unitario que se deriva pasa a ser el valor de la empresa modelo.

Prosiguiendo la ronda de audiencias expuso el Gerente General de CELEO Redes Chile Limitada, señor Manuel Sanz, empresa en cuya propiedad participan la española ELECNOR (51%) y la gestora de fondos de pensiones holandesa APG (49%), con más de doce mil empleados a nivel global y más de mil MW de centrales ERNC en operación.

Según el personero, el proyecto de ley aborda materias que le dan fortaleza, como la planificación de largo plazo; la creación de un coordinador con mayores atribuciones y competencia; la evaluación ambiental estratégica, y el acceso abierto. En este sentido, agregó, se orienta en la dirección correcta. Así, la planificación de largo plazo es una solución adecuada a la congestión, si se atiende a la circunstancia de que un proyecto de transmisión tarda entre seis y siete años en ejecutarse. El diseño de las competencias del Coordinador Independiente obedece a lo que será el sistema eléctrico nacional en un año y medio, con la interconexión SIC-SING. Los estudios de franja previos para obras de mayor complejidad y la EAE son aspectos fundamentales para el éxito de los futuros proyectos, aunque deben ir de la mano con la profesionalización de las comisiones de trazado que fijan el monto de la indemnización cuando empresa y propietario no alcanzan un acuerdo voluntario. A su turno, la EAE debe ser vinculante para que se justifique la evaluación anticipada. Fortalecer el acceso abierto constituye una política adecuada. Pero, también, esta iniciativa legal debe afrontar algunos desafíos: por una parte, eliminar barreras a la entrada en el sector de generación a las empresas de transmisión y, por otra, establecer compensaciones por indisponibilidad.

CELEO Redes, actor de experiencia en la operación de proyectos ERNC, busca ingresar al mercado de la generación en Chile y competir en los procesos de licitación de suministro eléctrico. En este sentido, la Agenda de Energía del Gobierno identificó falta de competencia en el mercado de la generación de energía eléctrica. La actual legislación impide la entrada al mercado de la generación exclusivamente a los transmisores, lo que no se justifica con el principio de acceso abierto que inspira a este proyecto de ley. Hoy esta restricción no tiene fundamento, si se atiende a los altos estándares de libre competencia que se están implementando en Chile.

Luego, el personero previno que el mecanismo de pago de resarcimiento propuesto aumenta en veinte veces el monto a pagar por indisponibilidad de suministro. A título ilustrativo, mencionó que en el caso de la línea Ancoa–Alto Jahuel (de 500 KV), el primer circuito tiene US$18,9 millones de ingresos anuales por lo que se expondría a compensaciones de hasta US$77,2 millones aproximadamente por 40 minutos de indisponibilidad de suministro. Lo anterior desincentiva la participación en futuras licitaciones e introduce mayor riesgo en los proyectos (lo que impacta en precio). De allí es que sugiriera un esquema de pago de compensaciones con montos relacionados con el volumen de negocio de cada instalación e incorporación de un límite anual, tal como ocurre en Brasil.

Seguidamente, expuso el Director General de la Organización de Consumidores y Usuarios de Chile (ODECU), señor Stefan Larenas.

El personero recordó que uno de los objetivos medulares del proyecto de ley es que la transmisión favorezca el desarrollo de un mercado competitivo que permita reducir los precios de energía al cliente final, libre y regulado.

En ese orden de ideas, y a propósito de la remuneración de los sistemas de transmisión y su impacto en los consumidores, recordó algunos elementos de juicio expresados en su momento por la CNE que tienen directa relación con la situación en que quedan los consumidores, así: que en un mercado competitivo los beneficios de una mejor transmisión son traspasados a los clientes mediante precios más bajos, más confiabilidad y menores impactos medioambientales; que el objetivo es que los consumidores financien la transmisión sin tener como intermediarios a los generadores, para reducir el pago por transmisión y ahorrar premios al riesgo e ineficiencia operativa; que la figura de un coordinador independiente de los actores del mercado, sin fines de lucro y dotado de personalidad jurídica propia, está destinada a realizar una función de interés público. Además, se dispuso que la CNE abriera un registro de participación ciudadana, en el que se inscribieran las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios interconectados al sistema eléctrico, y toda persona con interés en participar en el proceso, como los usuarios del sistema. Sobre el particular, hizo presente lo siguiente:

- La letra f) del artículo 8º de la ley N° 19.496, sobre protección de los derechos de los consumidores, permite que las organizaciones de usuarios y consumidores participen en los procesos de fijación de tarifas de los servicios básicos domiciliarios.

- En virtud de la Ley General de Servicios Eléctricos, una vez vencido el período de vigencia del decreto tarifario los valores establecidos en él siguen rigiendo mientras no se dicte el siguiente decreto conforme al procedimiento legal. Estos valores pueden ser reajustados por las empresas de transmisión, en la variación que experimente el IPC desde la fecha en que debía expirar el referido decreto.

El problema, agregó, es que hasta la fecha las organizaciones de usuarios y consumidores nunca han sido consultadas para la fijación de las tarifas del servicio eléctrico.

- El Ministerio de Energía determinará centralizadamente los Polos de Desarrollo para la extracción de recursos energéticos y la generación eléctrica. Sin embargo, tratándose de estos Polos sometidos a evaluación ambiental estratégica es una obligación para la autoridad pública contemplar la participación de los ciudadanos y de las autoridades locales y regionales del territorio involucrado. En la forma en que vienen redactadas las normas sobre la materia no queda claro que esta exigencia legal sea cautelada.

En su exposición, el Presidente del Panel de Expertos del Sistema Eléctrico Nacional, señor Guillermo Espinoza, recordó que esta instancia resolutiva, creada mediante la ley N° 19.940, es un organismo colegiado, independiente, que ejerce funciones jurisdiccionales especiales destinadas a la resolución de discrepancias en el sector eléctrico respecto de las materias que entregan a su conocimiento la ley y los reglamentos. El Panel, continuó, se compone de siete integrantes, a saber: cinco ingenieros o economistas, nacionales o extranjeros, y dos abogados, todos los cuales son designados –previo concurso- por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) y duran seis años en sus funciones. Además, se trata de cargos sometidos a incompatibilidades e inhabilidades para resguardar su independencia ante eventuales conflictos de intereses. Por lo mismo es que están afectos a las normas de responsabilidad y probidad de los funcionarios públicos, así como a las de transparencia y a las que exigen declaración de intereses.

En relación con la amplia competencia del Panel de Expertos, indicó que las discrepancias de que conoce están vinculadas con:

a) El sistema de transmisión troncal: así, le corresponde resolver controversias sobre la determinación de las bases del Estudio de Transmisión; el informe técnico de la CNE; el plan anual de expansión, y la recaudación anual y pago de peajes correspondientes al valor anual por tramo.

b) Los sistemas de subtransmisión, a cuyo respecto el Panel interviene en lo referido a las bases de los estudios para la determinación del valor anual de cada sistema y la fijación de los peajes de subtransmisión.

c) Los sistemas adicionales de transporte, donde la competencia de la institución versa acerca de la aplicación del régimen de acceso abierto.

d) Los servicios de distribución, caso en cual el Panel conoce discrepancias sobre la fijación del valor nuevo de reemplazo de cada empresa distribuidora; la asignación anual de los costos de explotación; la determinación del peaje de distribución; la especificación de los precios de los servicios no consistentes en suministros de energía, y las licitaciones de distribuidoras (revisión de precios de contratos).

e) Los sistemas eléctricos medianos (Aysén y Magallanes), en que la competencia alude a las bases de los estudios para la determinación del valor anual de estos sistemas y el informe técnico de la Comisión con sus fórmulas tarifarias.

f) Los CDEC. En este ámbito el Panel conoce discrepancias relativas a los conflictos al interior de estos organismos en materias determinadas en el decreto supremo N° 291/2008 y otros; coordinación, operación y planificación del sistema; transferencias económicas; costos marginales, etcétera.

g) Tratándose de ERNC, el Panel interviene en lo referido al cumplimiento de la cuota de comercialización de energía generada mediante estas fuentes; el control de crecidas y la avaluación del daño económico ocasionado por la operación de un embalse como consecuencia de la aplicación de medidas dispuestas por la Dirección General de Aguas.

h) Otras discrepancias que surjan entre las empresas eléctricas con motivo de la aplicación técnica o económica de la normativa del sector eléctrico y que, de común acuerdo, sometan a su dictamen.

Enseguida, mencionó las etapas por las que atraviesa el procedimiento general de discrepancias. Así, el plazo de presentación del asunto es de quince días contados desde la ocurrencia del hecho que motiva la discrepancia; el dictamen debe dictarse dentro de treinta días contados desde el ingreso del expediente; las alegaciones y defensas tienen lugar en audiencia pública, y los antecedentes son públicos desde la notificación del dictamen (en la práctica desde que éste se publica en la página web institucional).

Al hacer uso de la palabra, el abogado del Panel de Expertos señor Enrique Sepúlveda analizó la forma en que el proyecto de ley incide en materias y procedimientos de competencia de la institución. En este sentido, dijo, la iniciativa contempla normas sobre estudio de costos de servicios complementarios; acceso a sistemas dedicados; planificación de la transmisión; informe de calificación de instalaciones; vida útil de instalaciones; bases de los estudios de valorización; informe técnico y valorización; informe técnico con la tasa de descuento, y peajes de distribución, entre otros aspectos.

A consecuencia de los cambios propuestos, explicó, quedarán sometidas al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que las leyes o reglamentos le entreguen en materia energética; las que se susciten entre el Coordinador y las empresas sujetas a su coordinación, relativas a los procedimientos técnicos, instrucciones y cualquier otro acto de coordinación de la operación del sistema y del mercado eléctrico que emane de aquél (en cumplimento de sus funciones), y aquellas que las empresas eléctricas tengan entre sí con motivo de la aplicación técnica o económica de la normativa del sector eléctrico y que, de común acuerdo, sometan a su dictamen.

En lo que atañe a la obligatoriedad de los dictámenes, el profesional destacó que actualmente las resoluciones del Panel de Expertos son vinculantes para todos los que participan en el procedimiento respectivo. En contra de estos dictámenes no procede ninguna clase de recurso jurisdiccional o administrativo, de naturaleza ordinaria o extraordinaria. No obstante, precisó, el Ministro de Energía, mediante resolución exenta fundada, puede declarar inaplicable un dictamen, dentro del plazo de diez días contado desde su notificación, cuando verse sobre materias ajenas a las señaladas en la correspondiente normativa. Esta facultad, advirtió, nunca se ha aplicado.

La iniciativa, prosiguió, establece nuevas reglas de procedimiento como la notificación de la discrepancia en el más breve plazo a las partes y los interesados; la convocatoria a sesión especial, programa de trabajo y audiencia pública con las partes y los interesados, y el deber del Panel de evacuar el dictamen dentro del plazo general de treinta días, contado desde la realización de la audiencia. Pero también, añadió el profesional, el proyecto declara que en estos procedimientos la CNE y la SEC tendrán la condición de interesados. Esta circunstancia, dijo, suscita la inquietud de los miembros del Panel: la duda que surge con esta norma es si estos organismos seguirán teniendo la calidad de interesados –y no de partes- incluso cuando la discrepancia recaiga sobre un acto que emana de ellos. Además, cabe preguntarse si esta situación se produciría sólo a efectos de convocatoria del ingreso de la discrepancia y la audiencia. Para precaver problemas de interpretación, sugirió revisar esta parte del proyecto y explicitar cuáles son los casos en que la CNE y la SEC podrían ser consideradas partes en los procedimientos.

En lo relativo a quiénes son los interesados a efectos de la notificación, apuntó que el artículo 21 de la ley N° 19.880 considera interesados en un procedimiento administrativo a quienes lo promuevan como titulares de derechos o intereses individuales o colectivos (parte discrepante); los que, sin haber iniciado el procedimiento, tengan derechos que puedan resultar afectados por la decisión que en el mismo se adopte (los coordinados), y aquellos cuyos intereses, individuales o colectivos, puedan resultar afectados por la resolución y se apersonen en el procedimiento en tanto no haya recaído resolución definitiva (todos los consumidores).

El dictamen del Panel de Expertos será vinculante para todos los que participen en el procedimiento respectivo en calidad de partes. Pero esta opción legislativa, arguyó, no concuerda con el carácter sistémico de la mayoría de las discrepancias, por cuanto las bases de licitación de las obras nuevas y de ampliación serán elaboradas por el Coordinador, al igual que las bases del o de los estudios de valorización. Las discrepancias al interior del organismo coordinador afectan a todo el funcionamiento del sistema eléctrico, esto es, empresas de generación, clientes libres y transportistas. Si se reduce el dictamen sólo a las partes, por ejemplo a la empresa contra el órgano coordinador o la CNE, el dictamen se aplicaría sólo a esa empresa y no a las demás que no han sido partes. En consecuencia, sería una solución imposible de aplicar al tratarse de normas, procedimientos o instrucciones generales.

No obstante, acotó, el Ministro de Energía, mediante resolución exenta fundada, podrá declarar inaplicable el dictamen cuando se refiera a materias ajenas a las señaladas en la ley. Cabe plantearse si en esta hipótesis se configura un acto administrativo sin recurso. Si se atiende al inciso tercero del artículo 59 de la ley N° 19.880, en cuya virtud no procederá recurso jerárquico contra los actos de los ministros de Estado, sólo puede concluirse que procedería reposición ante el propio ministro. Pero en tal supuesto, adujo, sería una norma innecesaria.

Luego, hizo presente que, al tenor del artículo 7° de la Carta Fundamental, toda actuación de un organismo sujeto a derecho público es nula si actúa fuera de la órbita de su competencia. La inaplicabilidad la decide una autoridad vinculada a una parte o interesado (CNE o SEC) que dicta el decreto correspondiente. El problema aquí es que el proyecto no establece la medida que se aplicará en sustitución del dictamen.

Ante una consulta del Honorable Senador señor García-Huidobro, relativa a si el Panel de Expertos puede considerarse un órgano jurisdiccional, el abogado señor Sepúlveda afirmó que de conformidad con lo dispuesto en el inciso segundo del artículo octavo transitorio de la ley N° 20.285, sobre acceso a la información pública, el Panel de Expertos se entiende un tribunal especial de la República, por lo que cabría considerarlo en dicho carácter.

Con motivo de su intervención, el Presidente de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados A.G. (ACENOR), señor Elías Valenzuela, comentó que la entidad que representa, creada en 1996, es una institución sin fines de lucro y de carácter técnico. Surgió como respuesta a la asimetría que se observa en la industria eléctrica, en cuanto funciona principalmente como mercado de oferentes. En este sentido, ACENOR constituye la única organización técnica que representa intereses de clientes libres del SIC y del SING: veinticuatro asociados que son clientes libres (dieciocho del SIC y seis del SING); diecinueve suministrados por empresas generadoras, y cinco por empresas distribuidoras (casi 4.000 MW de potencia conectada que supone aproximadamente el 45% de la demanda libre del país). Por otra parte, añadió, ACENOR integra a nivel nacional la SOFOFA y a nivel regional la Asociación Interamericana de Grandes Consumidores de Energía de Latinoamérica (INTERAME), que reúne a asociaciones de clientes libres de Brasil, Argentina, Colombia, Ecuador, Uruguay y Chile.

La actual situación que lleva a la integración eléctrica, prosiguió, se caracteriza por la falta de competencia en generación; la escasez recursos energéticos nacionales; los conflictos sociales y ambientales; el rol pasivo del Estado, y las restricciones al sistema de transmisión. Lo anterior origina un alto costo de la energía, desacoples de precios, traspaso del riesgo y una circunstancia crítica para los clientes libres. La solución pasa por más generación y transmisión, y también por la integración eléctrica. Sin embargo, arguyó, no se aprecia una solución para la gestión de la demanda ni para la generación distribuida (incluso, acotó, habría escasa participación de la demanda en el proyecto de ley). Por otra parte, la iniciativa legal podría implicar un aumento de los costos de transmisión y un mayor traspaso de éstos a los clientes (regulados y no regulados). Se hace necesario, en consecuencia, corregir esta distribución de costos sin debilitar los beneficios del proyecto.

En cuanto a la remuneración, expresó que el sistema único interconectado SIC más SING, establece un cargo único nacional de 100% aplicado a la demanda por transmisión nacional, zonal y dedicada, en circunstancias que hoy se paga en troncal solo 20% en el área de influencia común. El mecanismo se aplicará a obras que entren en operación el 1° de enero de 2019 y el resto en forma gradual en un período de transición que va entre los años 2019 y 2034. La generación no paga por transmisión, pese a beneficiarse por su uso, existiendo subsidios para la generación alejada de los centros de consumo. Si bien costos podrían bajar en largo plazo, aumentarán en el corto y mediano, a lo cual se sumarán los servicios complementarios. Así, adujo, el cambio de remuneración no se basa en un criterio objetivo, sino en supuestos beneficios de largo plazo, lo cual constituye una modificación radical en comparación con la situación actual, en que pagan tanto inyecciones como retiros. En este sentido, propuso distribuir los costos de la transmisión en 50% por inyecciones (generación) y 50% por retiros (demanda).

En otro orden de ideas, destacó que los beneficios que derivan del sistema de estampillado que el proyecto propone son simplicidad, transparencia, competencia y menor incertidumbre. Pero sus desventajas, en lo relativo a eficiencia, radican en que se pierde una señal de localización para los generadores; aumenta los costos en transmisión por la tendencia a expandir en exceso las redes, y no refleja los costos de las ERNC porque tratándose de generación sin contratos se usa la red sin pagar por ella. Con todo, se presenta como útil para mercados enmallados y competitivos. Las características de nuestro sistema -longitudinal, radial, poco enmallado, con presencia ERNC- determinan que sea relevante distinguir y reflejar los costos de transmisión. De allí es que sugiriera utilizar esquemas alternativos simples que incluyan señales de localización y de uso esperado, de modo de distribuir los costos según beneficios.

Enseguida, el personero fue partidario de definir qué habrá de entenderse técnicamente por holguras para cumplir con la eficiencia económica, a fin de evitar un exceso de instalaciones o el sobredimensionamiento innecesario del cargo de demanda. En este ámbito, dijo, los errores de planificación del regulador los terminarán pagando los consumidores. Por lo mismo, añadió, resulta preocupante la pérdida de incentivos para el sector generación de participar en planificación a causa del estampillado: se pierden señales de localización y se suscita una mayor carga para el regulador.

Al tenor del texto legislativo, continuó, los procedimientos para expansión y pagos del sistema de transmisión en el caso de los Polos de Desarrollo serán determinados por un reglamento. Sobre el punto, dijo, podría entenderse la eficiencia en función de menores costos de generación y transmisión, pero no se aprecia que exista transferencia de beneficios a los usuarios. Por ello, no sólo cabría precisar la metodología y la definición de interés público a propósito de los Polos, dado que el desarrollo es privado, sino que también sería oportuno determinar nociones tales como “eficiencia económica” y “abastecimiento de la demanda a mínimo costo”, pues existen diversas interpretaciones en la materia. Además, hizo presente la preocupación de ACENOR acerca de la norma que obliga a la demanda a pagar anticipadamente las holguras de transmisión, para asegurar remuneración por al menos diez períodos tarifarios (esto es, cuarenta años) en relación con la fracción no utilizada por los generadores.

La ampliación del concepto de acceso abierto a toda la transmisión se produce en líneas dedicadas, siempre que exista capacidad disponible. Al respecto destacó la importancia del acuerdo entre propietario e interesados sobre el pago por uso de líneas y la solución de controversias por el Panel de Expertos. Sin embargo, acotó, sería recomendable que el Panel se pronuncie también acerca de las discrepancias referidas a la capacidad disponible de líneas y la solución técnica de conexiones. Además, el propietario debiera mantener el derecho preferencial a disponer de uso de líneas dedicadas no sólo por quince años, y debería aclararse como exigirá su derecho de uso dentro del período temporal señalado. Como el uso por terceros podría aumentar el riesgo de operación de líneas dedicadas, cabría precisar quién pagará el lucro cesante del propietario por eventuales fallas y quién definirá las políticas de mantenimiento de las líneas.

Continuando su intervención, el Presidente de ACENOR reiteró que la CNE y la SEC concurrirán sólo como interesados de los procedimientos del Coordinador ante el Panel de Expertos, y que los fallos de éste son vinculantes sólo para las partes. En esta materia, le preocupó que los dictámenes del Panel no sean vinculantes para la autoridad y la circunstancia de que los procedimientos técnicos del Coordinador puedan ser modificados por la autoridad de turno (que dicta reglamentos y normas técnicas). También le inquietó que la CNE pueda instruir al Coordinador sobre cambios a procedimientos después del dictamen del Panel, así como la facultad del Ministro de declarar inaplicable indefinidamente los dictámenes del Panel. Asimismo, cuestionó que el financiamiento del Panel de Expertos sea 100% de cargo de la demanda, considerando que hoy es compartido por todos los actores de la industria y no se ha afectado la independencia del Panel. Con la enmienda propuesta, arguyó, no se puede asegurar que el ahorro para empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras, se traspase a menores precios para los clientes.

En cuanto a los cambios en materia de información, precisó que al tenor de la ley N° 20.285 se debe garantizar la apertura permanente de la información dentro de plazos razonables para evitar asimetrías importantes a su respecto. La discusión en los actuales CDEC dice relación con información considerada pública, esto es, sólo para integrantes o para directores y responsables de direcciones técnicas. El punto aquí consiste en que toda información que con motivo de la coordinación de la operación sea conocida por más de un coordinado debe quedar de inmediato a disposición pública, sin que sea necesario solicitarla.

El personero analizó críticamente la figura del Coordinador Independiente. En su opinión, la participación de autoridades en el Comité Especial de Nominaciones podría interpretarse como falta de autonomía e independencia, por lo que consideró importante establecer un mecanismo que evite la politización en el nombramiento de los miembros del Consejo Directivo. También, agregó, se requiere precisar el régimen de responsabilidades asociado a la institucionalidad del Coordinador, especialmente de los clientes libres, para asegurar una óptima operación del sistema, como un actor ajeno a la operación habitual de éste. Ante el desafío de que mediante un órgano único se integren y coordinen funciones que hoy realizan los CDEC, sería razonable definir una estructura organizacional óptima y disminuir incertidumbres vía elaboración temprana de reglamentos.

Luego, abogó por definir cómo se operará en el sistema interconectado cuando hay diferencias entre SING y SIC. Aunque se establezca un Coordinador único, dijo, existen varias opciones para administrar la red. Así, la interconexión modificaría no sólo la estructura de costos de los sistemas, sino también decisiones estratégicas al haber nuevos competidores globales. La prorrata actual se aumenta de 10% a 100% a los clientes libres y regulados, pese a que la mayoría de las actividades que realiza el Coordinador van en beneficio directo de la empresa generadora y de las transmisoras. Al respecto, consideró relevante que empresas de los tres segmentos concurran al financiamiento del Coordinador para que tengan incentivos respecto a eficiencia y costos. Además, a consecuencia de la interconexión y las nuevas funciones que asumirá el Coordinador, podría haber un aumento significativo de estructura y costos. En este sentido, propuso que el financiamiento sea de un 50% generación y 50% de demanda.

Los beneficios de la interconexión SIC-SING podrían ser letra muerta si no es posible concretar a tiempo la línea Cardones-Polpaico que refuerza la zona norte del SIC. El costo de esta interconexión es 100% de cargo de la demanda, pero es posible que ella no reciba sus beneficios. El aumento de precios a corto y mediano plazo por mayor inversión (holguras) en una transmisión de cargo de los consumidores será en torno a 3 US$/MWh. Mientras, la disminución de costos a largo plazo podría no reflejarse en bajas de precios. Es posible que muchas empresas ya no estén operativas en ese momento al no poder asumir aumentos de precios a corto y mediano plazo.

El desarrollo del sistema de transmisión con holguras más la línea de interconexión SING-SIC será pagado 100% por la demanda, en tanto la generación no paga nada pese a beneficiarse por su uso. La pregunta que surge es por qué el financiamiento del Coordinador, del Panel de Expertos, de los estudios de trazados de franjas territoriales y de la fracción no utilizada de los Polos de Desarrollo, es 100% de cargo de la demanda sin atender a la evolución progresiva para su pago. El costo de dicho Panel podría ser a cuenta de las empresas eléctricas (como en la actualidad), en razón de que la mayoría de las divergencias son de cargo de ellas y hasta la fecha su financiamiento compartido no ha generado problemas.

Enseguida, cuestionó el estampillado universal por perder señales de localización y de uso esperado de la red. Este mecanismo, adujo, es inapropiado para sistemas poco competitivos, no enmallados y con fuerte presencia de ERNC, como en el caso de Chile. Hizo presente que el aumento de precios de transmisión en el corto y mediano plazo por pago de holguras en desarrollo del sistema, que será de cargo de la demanda, se sumará a otros cargos no despreciables como los de servicios complementarios, impuestos verdes y eficiencia energética, entre otros.

Como podría ocurrir, añadió, que las bajas de costos finales de transmisión a largo plazo no se traspasen a disminución de precios, para respetar las señales de localización y eficiencia en el uso de la red se deben explorar otras alternativas para remunerar la red de transmisión. Al efecto, sugirió analizar el método de participaciones, esto es, de uso promedio del sistema, pagado por todos los agentes que usan la red (50% generación y 50% demanda). De no corregirse el estampillado ni el pago de 100% por desarrollo de transmisión por demanda, habría que pensar en un período transitorio que fuera transparente y acotado a la realidad de los contratos de los clientes libres, para evitar dobles pagos y minimizar las transferencias de excedentes entre los sistemas, segmentos y agentes.

El problema, finalizó, radica en que al cargarse toda la remuneración de la transmisión a la demanda habrá un único actor que tendrá interés en hacer eficiente su pago, lo que entonces implicará depender de lo que pueda hacer la autoridad. Si bien ésta puede tener los mismos fines permanentes que la demanda, las autoridades de turno podrían perseguir otras prioridades que las disuadan de efectuar revisiones exhaustivas, con el riesgo de fijar una remuneración de la transmisión superior a los costos eficientes de largo plazo. Así, si bien es deseable desarrollar un sistema de transmisión de calidad, confiable, con holguras y mantenimiento de clase mundial, es posible que el objetivo se aleje de la realidad y del punto de equilibrio que la demanda actual es capaz de solventar, en especial en el contexto de una economía deprimida y de pérdida de competitividad internacional.

- Sometida a votación la idea de legislar en la materia, fue aprobada por la unanimidad de los miembros presentes de la Comisión, Honorables Senadores señora Allende y señores García-Huidobro, Guillier y Pizarro.

Cabe consignar, como se dijera al comienzo de este informe, que el Honorable Senador señor Prokurica se inhabilitó en relación con este asunto, en los términos del artículo 8° del Reglamento de la Corporación.

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TEXTO DEL PROYECTO

En concordancia con el acuerdo anteriormente expresado, vuestra Comisión de Minería y Energía recomienda aprobar en general el proyecto de ley de la Honorable Cámara de Diputados, cuyo texto es el siguiente:

PROYECTO DE LEY:

“Artículo 1°.- Introdúcense las siguientes modificaciones en el decreto con fuerza de ley N°4/20.018, de 2006, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la ley General de Servicios Eléctricos:

1) Modifícase el artículo 7° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “troncal y de subtransmisión” por “nacional, zonal y para polos de desarrollo de generación”.

b) Reemplázase en el inciso cuarto la expresión “troncal” por “nacional” e incorpórese a continuación de la palabra “abiertas” la siguiente frase “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”.

c) Reemplázase en el inciso séptimo las expresiones “troncal” por “nacional”.

d) Elimínanse los incisos octavo y noveno.

2) Intercálase, a continuación del artículo 8°, el siguiente artículo 8° bis, nuevo:

“Artículo 8° bis.- Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote a cualquier título centrales generadoras interconectadas al sistema eléctrico y sujetas a coordinación del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante el Coordinador, deberá constituir sociedades de giro de generación eléctrica con domicilio en Chile.”.

3) Intercálase, a continuación del artículo 72°, el siguiente Título II BIS, nuevo:

“Título II BIS: De la Coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional

Artículo 72°-1.- Principios de la Coordinación de la Operación. La operación de las instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, deberá coordinarse con el fin de:

1.- Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico;

2.- Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico, y

3.- Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión, en conformidad a esta ley.

Esta coordinación deberá efectuarse a través del Coordinador, de acuerdo a las normas técnicas que determinen la Comisión, la presente ley y la reglamentación pertinente.

Adicionalmente, el Coordinador deberá realizar la programación de la operación de los sistemas medianos en que exista más de una empresa generadora, conforme a la ley, el reglamento y las normas técnicas. Dichas empresas deberán sujetarse a esta programación del Coordinador.

El Coordinador sólo podrá operar directamente las instalaciones sistémicas de control, comunicación y monitoreo necesarias para la coordinación del sistema eléctrico.

Artículo 72°-2.- Obligación de Sujetarse a la Coordinación del Coordinador. Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien opere, a cualquier título, centrales generadoras, sistemas de transporte, instalaciones de distribución e instalaciones de clientes libres y que se interconecten al sistema, en adelante “coordinado”, estará obligado a sujetarse a la coordinación del sistema que efectúe el Coordinador y a proporcionarle oportunamente toda la información que éste le solicite para el cumplimiento de sus funciones.

Asimismo, estarán sujetos a la coordinación de la operación del Coordinador los sistemas de almacenamiento de energía que se interconecten al sistema eléctrico. El reglamento definirá las normas de optimización y remuneración que le sean aplicables a esta clase de instalaciones.

También estarán sujetos a la coordinación los medios de generación que se conecten directamente a instalaciones de distribución, a que se refiere el inciso sexto del artículo 149° y que no cumplan con las condiciones y características indicadas en el artículo 149° bis, en adelante “pequeños medios de generación distribuida.

El Coordinador podrá auditar y verificar la información entregada por los coordinados.

La omisión del deber de información, sea que medie requerimiento de información o cuando proceda sin mediar aquél, así como la entrega de información falsa, incompleta o manifiestamente errónea, serán sancionadas por la Superintendencia.

Asimismo, corresponderá al Coordinador tomar todas las medidas tendientes a optimizar un mejor servicio, así como también velar por un adecuado funcionamiento de las instalaciones, para ello el Coordinador gestionará inspecciones al menos una vez al año para dar cumplimiento a los dispuesto en este inciso.

Artículo 72°-3.- Coordinación del Mercado Eléctrico. Asimismo, le corresponderá al Coordinador la coordinación y determinación de las transferencias económicas entre empresas sujetas a su coordinación, para lo que deberá calcular los costos marginales instantáneos del sistema, las transferencias resultantes de los balances económicos de energía, potencia, servicios complementarios, uso de los sistemas de transmisión, y todos aquellos pagos y demás obligaciones establecidas en la normativa vigente respecto del mercado eléctrico.

Artículo 72°-4.- Procedimientos Internos del Coordinador. Para su funcionamiento el Coordinador podrá definir procedimientos internos, los que estarán destinados a determinar las normas internas que rijan su actuar, las comunicaciones con las autoridades competentes, los coordinados y con el público en general, y/o las metodologías de trabajo y requerimientos de detalle que sean necesarios para el adecuado cumplimiento y ejecución de sus funciones y obligaciones, los que deberán ajustarse a las disposiciones de la ley, el reglamento, normas técnicas que dicte la Comisión y demás normativa vigente.

Artículo 72°-5.- Atribuciones del Coordinador relativas al Acceso Abierto. Para el cumplimiento del fin señalado en el N°3 del artículo 72-1, el Coordinador deberá autorizar la conexión a los sistemas de transmisión por parte de terceros y establecer los requisitos y exigencias a la que ésta deberá sujetarse, debiendo instruir las medidas necesarias para asegurarla dentro de los plazos definidos en la respectiva autorización.

Asimismo, el Coordinador deberá determinar fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados y autorizar el uso de dicha capacidad.

Artículo 72°-6.- Seguridad del Sistema Eléctrico. El Coordinador deberá exigir el cumplimiento de la normativa técnica, en particular de los estándares contenidos en ella y los requerimientos técnicos que éste instruya, incluyendo la provisión de los servicios complementarios a que hace referencia el artículo 72°-7, a toda instalación interconectada, o que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por toda instalación que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por su propietario, sean éstos empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, y que sean exigibles conforme a la normativa vigente, en términos de su aporte a la coordinación de la operación del sistema eléctrico.

El Coordinador, con el fin de preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico, deberá instruir la prestación obligatoria de los servicios complementarios definidos por la Comisión en conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-7 siguiente.

Artículo 72°-7.- Servicios Complementarios. Los coordinados deberán prestar al sistema eléctrico los servicios complementarios que dispongan, que permitan realizar la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1, conforme la normativa técnica que dicte la Comisión. En caso que sean insuficientes los recursos disponibles para la prestación de estos servicios, el Coordinador podrá instruir su implementación obligatoria a través de un proceso de licitación o instalación directa, de acuerdo a los requerimientos del sistema.

La Comisión definirá los servicios complementarios mediante resolución exenta, considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos y las características tecnológicas de éstos.

La valorización de los equipos necesarios para la prestación de estos servicios y los recursos técnicos requeridos en la operación del sistema eléctrico, podrán ser determinados mediante estudios de costos eficientes o como resultado de licitaciones, los que serán efectuados por el Coordinador mediante bases aprobadas por la Comisión. Los resultados de los estudios de costos señalados precedentemente podrán ser sometidos al dictamen del Panel dentro de los diez días siguientes a su comunicación.

Para estos efectos, anualmente el Coordinador presentará a la Comisión una propuesta de los servicios complementarios requeridos por el sistema eléctrico, señalando la vida útil de las instalaciones, según corresponda, y los que pueden ser valorizados a través de un proceso de licitación o a través de un estudio de costos. Dicha propuesta se desarrollará considerando un proceso público y participativo. Las etapas, plazos e hitos procedimentales necesarios para llevar a cabo el proceso de participación serán establecidas por el Coordinador.

La Comisión, considerando la propuesta señalada en el inciso anterior, definirá los servicios complementarios, su mecanismo de pago y remuneración, su vida útil cuando corresponda, y dependiendo de la naturaleza de los mismos y de las condiciones de mercado observadas, definirá los que serán valorizados a través de un proceso de licitación y aquellos que serán valorizados a través de un estudio de costos eficientes.

Las inversiones asociadas a nuevos equipos instruidos mediante instalación directa, serán remuneradas durante un período equivalente a su vida útil considerando la anualidad de éstas, considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118 y los costos de operación, mantenimiento y administración eficiente que determine la Comisión. Asimismo, aquellos equipos que se instruyan mediante licitación, recibirán una remuneración igual al valor de adjudicación de la oferta durante la vida útil.

La remuneración de la prestación de los servicios complementarios deberá ser compatible con lo señalado en el artículo 181º y evitar en todo momento el doble pago de servicios.

Artículo 72°-8.- Sistemas de Información Pública del Coordinador. El Coordinador deberá implementar sistemas de información pública que contengan las principales características técnicas y económicas de las instalaciones sujetas a coordinación. Dichos sistemas deberán contener, al menos, la siguiente información:

a) Características técnicas detalladas de todas las instalaciones de generación, transmisión y clientes libres sujetas a coordinación, tales como, eléctricas, constructivas y geográficas; y de instalaciones de distribución, según corresponda;

b) Antecedentes de la operación esperada del sistema, tales como costos marginales esperados, previsión de demanda, cotas y niveles de embalses, programas de operación y mantenimiento, stock de combustibles disponible para generación, entre otros;

c) Antecedentes relativos al nivel del cumplimiento de la normativa técnica de las instalaciones de los coordinados;

d) Antecedentes de la operación real del sistema, incluyendo las desviaciones respecto de la operación programada;

e) Información respecto a las transferencias económicas que debe determinar entre las empresas sujetas a coordinación, tales como costos marginales reales, demanda real por barra y retiro, antecedentes de cargo por uso de los sistemas de transmisión, de servicios complementarios, y en general de todos aquellos pagos que le corresponda calcular de acuerdo a la normativa vigente;

f) Información con las características principales respecto de los contratos de suministro vigentes entre empresas suministradoras y clientes, incluyendo al menos fecha de suscripción del contrato, plazos de vigencia, puntos y volúmenes de retiros acordados en los respectivos contratos, salvo aquellos aspectos de carácter comercial y económico contenido en los mismos;

g) Información respecto a estudios e informes que deba elaborar el Coordinador en cumplimiento de la normativa vigente, así como los resultados que de ellos emanen;

h) Los informes de las auditorías desarrolladas o solicitadas por el Coordinador, e

i) Toda aquella información que determine el Reglamento, la Norma Técnica, o le sea solicitada incorporar por el Ministerio de Energía, la Comisión o la Superintendencia.

Será de responsabilidad del Coordinador asegurar la completitud, calidad, exactitud y oportunidad de la información publicada en los respectivos sistemas de información.

Artículo 72°-9.- Monitoreo de la Competencia en el Sector Eléctrico. Con el objetivo de garantizar los principios de la coordinación del sistema eléctrico, establecidos en el artículo 72°-1, el Coordinador monitoreará permanentemente las condiciones de competencia existentes en el mercado eléctrico.

En caso de detectar indicios de actuaciones que podrían llegar a ser constitutivas de atentados contra la libre competencia, conforme las normas del Decreto con Fuerza de Ley N°1, del año 2004, del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo, el Coordinador deberá ponerlas en conocimiento de la Fiscalía Nacional Económica o de las autoridades que corresponda.

Artículo 72°-10.- Monitoreo de la Cadena de Pagos. Le corresponderá, asimismo, al Coordinador adoptar las medidas pertinentes que tiendan a garantizar la continuidad en la cadena de pagos de las transferencias económicas sujetas a su coordinación, conforme a lo dispuesto en el reglamento. Asimismo, el Coordinador deberá informar en tiempo y forma a la Superintendencia cualquier conducta que ponga en riesgo la continuidad de dicha cadena.

Artículo 72°-11.- Coordinación de los Intercambios Internacionales de Energía. El Coordinador será responsable de la coordinación de la operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional, debiendo preservar la seguridad y calidad de servicio en el sistema eléctrico nacional, y asegurar la utilización óptima de los recursos energéticos del sistema en el territorio nacional. Para ello, deberá sujetarse a las disposiciones establecidas en el decreto supremo al que hace referencia el artículo 82°.

Artículo 72°-12.- Responsabilidad de los Coordinados. Los coordinados serán responsables individualmente por el cumplimiento de las obligaciones que emanen de la ley, el reglamento, las normas técnicas que dicte la Comisión y de los procedimientos, instrucciones y programaciones que el Coordinador establezca.

Artículo 72°-13.- Del Desempeño del Sistema de Eléctrico y de los niveles de Seguridad de Servicio. El Coordinador deberá elaborar reportes periódicos del desempeño del sistema eléctrico, con indicadores de corto, mediano y largo plazo, tales como, costo marginal, costo de suministro, niveles de congestión del sistema de transmisión, niveles óptimos de despacho, cantidad y duración de fallas, generación renovable no convencional, entre otros.

La elaboración de los reportes deberá ser al menos anual, iniciando en el mes de marzo de cada año. Tendrán el carácter de públicos y deberán ser comunicados a la Comisión y a la Superintendencia en un plazo de quince días, posterior a la conclusión de dicho reporte.

Artículo 72°-14.- Fiscalización de las funciones y obligaciones del Coordinador. Le corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimento de las funciones y obligaciones que la ley le asigna al Coordinador y a los consejeros de dicho organismo, pudiendo ordenarle las modificaciones y rectificaciones que correspondan y/o aplicar las sanciones que procedan.

Artículo 72°-15.- De la construcción, interconexión, puesta en servicio y operación de las Instalaciones Eléctricas. Las instalaciones de generación, las instalaciones de transmisión y las instalaciones de interconexión al sistema de clientes libres, deberán ser declaradas en construcción por la Comisión, a solicitud de cada interesado, a través del correspondiente acto administrativo. Esta declaración sólo se podrá otorgar a aquellas instalaciones que cuenten con los permisos, órdenes de compra y demás antecedentes que permitan acreditar fehacientemente la construcción de dichas instalaciones o los avances reales en la construcción, conforme lo determine el reglamento.

Toda unidad generadora, instalación de transmisión y de cliente libre deberá comunicar por escrito su fecha de interconexión al sistema, con una anticipación no inferior a seis meses, a la Comisión, a la Superintendencia y al Coordinador.

Las empresas propietarias de unidades generadoras, instalaciones de transmisión y los propietarios de instalaciones de clientes libres deberán cumplir cabalmente los plazos informados con el fin de preservar el cumplimiento de los objetivos establecidos en el artículo 72°-1. Todo atraso o prórroga en los mismos, deberá presentarse al Coordinador y deberá estar debidamente justificado por un informe de un consultor independiente contratado al efecto, el que podrá ser auditado por el Coordinador. No obstante, en casos calificados y previo informe de seguridad del Coordinador, la Comisión podrá eximir a una empresa del cumplimiento de este plazo.

Se entenderá por puesta en servicio al período que comprende la energización de las instalaciones, sus pruebas y hasta la certificación de cumplimiento por parte de éstas de la normativa técnica. La mencionada certificación será un requisito previo a la entrada en operación de las instalaciones.

Sólo podrán iniciar su puesta en servicio, aquellas instalaciones que hayan sido declaradas en construcción por la Comisión y que cuenten con la respectiva autorización por parte del Coordinador para energizar dichas instalaciones. La energización de toda instalación deberá ser comunicada a la Superintendencia, por lo menos con quince días de anticipación.

La operación de las instalaciones interconectadas al sistema eléctrico no comprende la etapa de puesta en servicio. Sin perjuicio de lo anterior, los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes interconecten instalaciones al sistema eléctrico que estén en etapa de puesta en servicio, deberán sujetarse a la coordinación del Coordinador y tendrán la calidad de coordinados.

Sólo podrán entrar en operación aquellas instalaciones solicitadas por sus propietarios y que cuenten con la certificación del cumplimiento normativo y la aprobación del Coordinador.

Sólo las instalaciones de generación que se encuentren en operación tendrán derecho a participar en las transferencias de potencia a que hace referencia el artículo 149°. Las inyecciones de energía en la etapa de puesta en servicio, se remunerarán por las normas generales de transferencia. Sin perjuicio de lo anterior, en esta etapa, dichas inyecciones no deberán ser consideradas para la determinación del costo marginal del Sistema, ni para la repartición de ingresos por capacidad.

Artículo 72°-16.- Retiro, modificación y desconexión de instalaciones. El retiro, modificación, desconexión, o el cese de operaciones sin que éste obedezca a fallas o a mantenimientos programados, de unidades del parque generador y de las instalaciones del sistema de transmisión, deberán comunicarse por escrito al Coordinador, a la Comisión y a la Superintendencia, con una antelación no inferior a veinticuatro meses en el caso de unidades generadoras y treinta y seis meses respecto de instalaciones de transmisión. Adicionalmente, tratándose de instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo, su retiro, modificación, desconexión, o el cese de operaciones sin que éste obedezca a fallas o a mantenimientos programados, deberá ser autorizado previamente por la Comisión, previo informe de seguridad del Coordinador. La Comisión en estos casos podrá negar el retiro o la desconexión o cese de operaciones basado en el carácter de servicio público de los servicios que sustentan dichas instalaciones.

No obstante, en casos calificados y previo informe de seguridad del Coordinador, la Comisión podrá eximir a una empresa del cumplimiento de los plazos señalados en el presente artículo. Asimismo, la Comisión podrá prorrogar hasta por doce meses los plazos establecidos en el inciso anterior en caso de determinar que el retiro, modificación, desconexión o cese de operaciones de una instalación del sistema puede generar riesgos para la seguridad del mismo, previo informe de seguridad del Coordinador.

Las infracciones a este artículo se sancionarán por la Superintendencia en conformidad a las disposiciones legales aplicables.

Artículo 72°-17.- Normas Técnicas para el funcionamiento de los sistemas eléctricos. La Comisión deberá analizar permanentemente los requerimientos normativos para el correcto funcionamiento del sector eléctrico, y fijará mediante resolución exenta, la normativa técnica que rija los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento de dicho sector. Para ello, anualmente, establecerá un plan de trabajo que permita proponer, facilitar y coordinar el desarrollo de éstas.

Estas normas serán establecidas considerando un procedimiento público y participativo, en el que deberán participar, al menos, el Coordinador y representantes de las empresas coordinadas.

La Comisión deberá mantener disponible permanentemente en su sitio web, para cualquier interesado, la normativa técnica vigente e informar sobre los procesos de cambios normativos en desarrollo.

El Coordinador, deberá comunicar a la Comisión cualquier elemento que permita perfeccionar, mejorar o completar la normativa técnica, pudiendo proponer modificaciones o nueva normativa según el caso.

Artículo 72°-18.- Compensaciones por Incumplimiento de los estándares normativos de disponibilidad. Sin perjuicio de las sanciones que corresponda, todo evento de indisponibilidad de suministro o de instalaciones que supere los estándares a los que hace referencia el artículo 72°-6, deberán ser informadas por el Coordinador a la Superintendencia para que ésta instruya a las concesionarias respectivas o al mismo Coordinador, el cálculo y abono de una compensación por evento en caso de indisponibilidad de suministro o de instalaciones, según corresponda.

Las compensaciones por incumplimiento de los estándares de indisponibilidad de suministro corresponderán a la energía no suministrada durante ese evento, valorizada al costo de falla de corta duración definido en la normativa técnica.

Los usuarios finales afectados por las indisponibilidades, serán compensados por su suministrador en la facturación más próxima. La compensación se hará sin perjuicio del o los actos administrativos de la Superintendencia que determinen la responsabilidad por la interrupción.

Dentro de los diez días siguientes de haber realizado el abono, y conforme a lo que se indique en el reglamento, los suministradores que han abonado deberán informar al Coordinador, entre otros datos, los montos y cantidad de usuarios compensados, para que éste, en ejercicio de sus facultades, proceda a requerir la contribución a quienes la Superintendencia individualice como responsables, a prorrata de dicha responsabilidad. Lo anterior, sin perjuicio de lo que se resuelva en las impugnaciones judiciales que se puedan interponer, ni de las acciones de repetición contra quienes finalmente resulten responsables, en cuyo caso y de existir diferencias, estas deberán ser reliquidadas por la misma entidad y pagadas por el o los responsables.

En el caso de compensaciones por incumplimiento de los estándares de indisponibilidad de instalaciones, éstas corresponderán a los sobrecostos incurridos por el sistema eléctrico. El reglamento deberá establecer la forma de cálculo de dicho sobrecosto como la determinación de los afectados por la respectiva indisponibilidad a quienes haya que compensar.

Las compensaciones abonadas que correspondan a indisponibilidades de instalaciones de transmisión nacional, zonal, de polos de desarrollo o dedicadas, utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios, serán descontadas del valor anual de la transmisión por tramo del período siguiente y hasta que el monto de dicha compensación sea cubierto.

Las compensaciones abonadas que correspondan a indisponibilidades de instalaciones de generación serán descontadas del pago anual de la potencia firme y hasta que el monto de dicha compensación sea cubierto.”.

Artículo 72-19.- Disposiciones Reglamentarias. Un reglamento regulará las materias necesarias para la debida y eficaz implementación de las disposiciones contenidas en el presente título.

4) Reemplázase el Título III por el siguiente:

“Título III: De los Sistemas de Transmisión Eléctrica

Capítulo I: Generalidades

Artículo 73°.- Definición de Sistema de Transmisión. El “sistema de transmisión o de transporte de electricidad” es el conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema eléctrico, y que no están destinadas a prestar el servicio público de distribución, cuya operación deberá coordinarse según lo dispone el artículo 72°-1 de esta ley.

En cada sistema de transmisión se distinguen líneas y subestaciones eléctricas de los siguientes segmentos: “sistema de transmisión nacional”, “sistema de transmisión para polos de desarrollo”, “sistema de transmisión zonal” y “sistema de transmisión dedicado”. Una vez determinados los límites de cada uno de estos sistemas de transmisión, se incluirán en él todas las instalaciones que sean necesarias para asegurar la continuidad de tal sistema.

Forman parte también del sistema de transmisión los sistemas de interconexión internacionales, los que se someterán a las normas especiales que se dicten al efecto.

El reglamento establecerá las materias necesarias para la debida y eficaz implementación de las disposiciones contenidas en el presente título.

Artículo 74°.- Definición de Sistema de Transmisión Nacional. El sistema de transmisión nacional es aquel sistema que permite la conformación de un mercado eléctrico común, interconectando los demás segmentos de la transmisión, y estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que permiten el desarrollo de este mercado y posibilitan el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico, frente a diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la presente ley, los reglamentos y las normas técnicas.

Artículo 75°.- Definición de Sistema de Transmisión para Polos de Desarrollo. Los sistemas de transmisión para polos de desarrollo estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas, destinadas a transportar la energía eléctrica producida por medios de generación ubicados en un mismo polo de desarrollo, hacia el sistema de transmisión, haciendo un uso eficiente del territorio nacional.

Los polos de desarrollo serán determinados por el Ministerio de Energía en conformidad a lo dispuesto en el artículo 85°.

Artículo 76°.- Definición de Sistemas de Transmisión Dedicados. Los sistemas de transmisión dedicados estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están destinadas esencialmente para el suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios, o para permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico, sin perjuicio del uso por parte de clientes regulados de estos sistemas de transmisión dedicados.

El transporte por sistemas dedicados se regirá por lo previsto en los respectivos contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones, sin perjuicio de la regulación de precios para el pago del uso efectuado por parte de clientes regulados de este tipo de instalaciones.

Artículo 77°.- Definición de Sistema de Transmisión Zonal. Cada sistema de transmisión zonal estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están dispuestas esencialmente para el abastecimiento de clientes regulados, territorialmente identificables, sin perjuicio del uso por parte de clientes libres o medios de generación de estos sistemas de transmisión zonal.

Artículo 78°.- Definición de Sistema de Interconexión Internacional. Los sistemas de interconexión internacional estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas destinadas a transportar la energía eléctrica para efectos de posibilitar su exportación o importación, desde y hacia los sistemas eléctricos ubicados en el territorio nacional. Los términos y condiciones en que se efectuará dicho intercambio de energía se establecerán en el decreto supremo a que hace referencia el artículo 82° y demás normativa aplicable.

Artículo 79°.- Definición de Acceso Abierto. Las instalaciones de los sistemas de transmisión del sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión que corresponda de acuerdo con las normas de este Título.

Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión, con excepción del sistema dedicado, no podrán negar el acceso al servicio de transporte o transmisión a ningún interesado por motivos de capacidad técnica, sin perjuicio que, en virtud de las facultades que la ley o el reglamento le otorguen al Coordinador para la operación coordinada del sistema eléctrico, se limiten las inyecciones o retiros sin discriminar a los usuarios.

Los señalados propietarios de instalaciones de transmisión deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien lo solicite, sin discriminaciones de ninguna especie u origen, debiendo en su caso efectuar las ampliaciones, adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión.

El Coordinador aprobará la conexión a los sistemas de transmisión previa verificación que la solución de conexión propuesta permita cumplir con los criterios de operación óptima y acceso abierto del sistema respectivo. Asimismo, le corresponderá al Coordinador establecer los pagos, a partir de la aplicación de las tarifas que determine el Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, por concepto de costos de conexión, adecuaciones, obras adicionales o anexas o derechos de uso de dichas instalaciones, así como los requisitos técnicos y plazos para realizar dichas obras, conforme al procedimiento que determine el reglamento.

En todo caso, el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto deberá participar en el proceso de conexión, formulando las observaciones y sugerencias que estime pertinentes para procurar la operación segura del sistema. En la respectiva autorización de conexión, el Coordinador deberá pronunciarse aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas por el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto. Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de la autorización de conexión, el propietario podrá presentar una discrepancia ante el Panel, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de treinta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211.

Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión deberán dar las facilidades necesarias para que terceros ejecuten las obras que deban realizarse, accedan en tiempo y forma a subestaciones, patios, salas de control, y a todas aquellas instalaciones a las que se deba ingresar o hacer uso para materializar la nueva conexión.

Sin perjuicio de las atribuciones de los demás organismos contemplados en la ley, corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimiento de las condiciones de acceso abierto.

Artículo 80°.- Acceso Abierto en los Sistemas de Transmisión Dedicados. Los propietarios de las instalaciones de los sistemas dedicados no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión, sin perjuicio de la capacidad contratada o de los proyectos propios que se hayan contemplado al momento de diseñar la capacidad del sistema dedicado, conforme a las normas del presente artículo. Asimismo, dichos propietarios no podrán negar el acceso a empresas concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios. Cuando se tratare de instalaciones de sistemas dedicados existentes, el o los propietarios de éstas deberán informar al Coordinador el uso estimado de la capacidad excedente en proyectos propios, actualizando además la concreción de dichos proyectos.

El Coordinador determinará fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados, sin considerar las congestiones de transmisión debido a limitaciones de capacidad de otros tramos de transmisión. Para estos efectos, el propietario del sistema dedicado deberá poner en conocimiento del Coordinador los contratos de transporte existentes y los proyectos que impliquen el uso de la capacidad del sistema dedicado. Dichos contratos, deberán a lo menos constar por escritura pública, incluir las fechas de los compromisos y establecer las obligaciones y derechos de cada parte.

Para hacer uso de la capacidad técnica de transmisión disponible, el o los interesados deberán presentar al Coordinador junto con la solicitud de uso de dicha capacidad, una garantía a beneficio del propietario del sistema dedicado respectivo que caucione la seriedad de la solicitud, conforme a los plazos, órdenes de prelación, formatos, requisitos y procedimiento que determine el reglamento y la norma técnica respectiva. A contar del momento que el Coordinador aprueba la solicitud de acceso respectiva, la capacidad técnica de transmisión solicitada por el interesado no será considerada por el Coordinador como capacidad técnica de transmisión disponible.

La o las instalaciones del solicitante deberán haber sido declaradas en construcción de conformidad lo señalado en el artículo 72°-15, dentro del plazo señalado por el Coordinador en su respectiva autorización. Transcurrido dicho plazo sin que las instalaciones hayan sido declaradas en construcción caducará la referida aprobación.

El uso de la capacidad autorizada por el Coordinador será transitoria mientras no se concreten los proyectos señalados en el inciso primero o no se ejerzan los derechos de uso pactados contractualmente. Transcurridos quince años desde la fecha de la respectiva autorización, ésta se transformará en definitiva.

El uso de la capacidad de los sistemas dedicados deberá ajustarse a los estándares de seguridad y calidad de servicio con los que fue diseñado el respectivo sistema en base a la información de diseño entregada por el propietario, lo que deberá ser determinado por el Coordinador.

Los propietarios de instalaciones de transmisión dedicados deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien cuente con la autorización del Coordinador, debiendo en su caso posibilitar las adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión. Los costos de estas obras serán de cargo del solicitante, los que deberán reflejar precios de mercado en procesos abiertos y competitivos. En caso de existir discrepancias entre el solicitante y el propietario de las instalaciones dedicadas respecto a los costos de conexión y aspectos del proyecto, éstas podrán ser presentadas y resueltas por el Panel de Expertos.

El Reglamento establecerá los criterios y condiciones para determinar la capacidad técnica de transmisión disponible y el o los períodos de tiempo en que ésta exista.

Artículo 81°.- Presunción de Uso de los Sistemas de Transmisión. Toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema eléctrico con plantas de generación propias o contratadas, así como toda empresa eléctrica que efectúe retiros de energía y potencia desde el sistema eléctrico para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, hace uso de los sistemas de transmisión respectivos para todos los efectos legales.

Artículo 82°.- Intercambio Internacional de Energía. La exportación y la importación de energía eléctrica desde y hacia los sistemas eléctricos ubicados en territorio nacional, no se podrá efectuar sin previa autorización del Ministerio de Energía, la que deberá ser otorgada por decreto supremo, previo informe de la Superintendencia, de la Comisión y del Coordinador, según corresponda.

El decreto supremo deberá definir los aspectos regulatorios aplicables a la energía destinada al intercambio, establecer las condiciones generales de la operación, incluyendo al menos el plazo de duración y las condiciones específicas en que se autoriza la exportación o importación, tales como el modo de proceder a la exportación o importación de energía eléctrica, las condiciones bajo las que se puede suspender o interrumpir el intercambio de energía en caso de generar alguna amenaza o perturbación a la seguridad sistémica nacional, el régimen de acceso a dichas instalaciones, y las causales de caducidad por eventuales incumplimientos de las condiciones de autorización o por un cambio relevante en las circunstancias bajo las que se otorga el permiso.

Con todo, las condiciones de operación establecidas en el permiso de exportación o importación deberán asegurar la operación más económica del conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico y garantizar el cumplimiento de los estándares de seguridad y calidad del suministro eléctrico.

El reglamento establecerá los requisitos, plazos y procedimientos a los que se deberá sujetar la respectiva solicitud de exportación o importación de energía eléctrica.

Capítulo II: De la Planificación Energética y de la Transmisión

Artículo 83°.- Planificación Energética. Cada cinco años, el Ministerio de Energía deberá desarrollar un proceso de planificación energética de largo plazo, para los distintos escenarios energéticos de expansión de la generación y del consumo, en un horizonte de al menos treinta años.

El proceso de planificación energética deberá incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, considerando la identificación de polos de desarrollo de generación, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, y objetivos de eficiencia energética entre otros, elaborando sus posibles escenarios de desarrollo. Asimismo, la planificación deberá considerar dentro de sus análisis los planes estratégicos con los que cuenten las regiones en materia de energía. Anualmente, el Ministerio podrá actualizar la proyección de la demanda, los escenarios macroeconómicos, y los demás antecedentes considerados en los escenarios definidos en el decreto a que hace referencia el artículo 86.

Por razones fundadas el Ministerio de Energía podrá desarrollar el proceso de planificación energética antes del vencimiento del plazo señalado en el inciso primero.

El reglamento establecerá el procedimiento y las demás materias necesarias para la implementación eficaz del presente artículo.

Artículo 84°.- Procedimiento de Planificación Energética. Al menos veinticuatro meses antes del vencimiento del plazo del decreto que fije la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá dar inicio al proceso. Dentro de los ocho meses siguientes al inicio del proceso señalado precedentemente, el Ministerio deberá emitir un informe preliminar de planificación energética.

Con la antelación que señale el reglamento, el Ministerio deberá abrir un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, conforme a las normas que establezca el Ministerio de Energía por resolución dictada al efecto.

Artículo 85°.- Definición Polos de Desarrollo. Definición Polos de Desarrollo. En la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá identificar las áreas donde pueden existir polos de desarrollo de generación.

Se entenderá por polos de desarrollo a aquellas zonas geográficas territorialmente identificables en el país, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables y, al menos, en un veinte por ciento de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente y es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y la preservación de la naturaleza.

Las obras nuevas de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, deberán someterse al estudio de franja que dispone el artículo 93, sometiéndose a evaluación ambiental estratégica conforme lo señalado en dicho artículo.

Artículo 86°.- Decreto de Planificación Energética. Conforme a lo señalado en el artículo 83°, el Ministerio elaborará escenarios energéticos posibles para el horizonte de largo plazo.

Antes del vencimiento del plazo del respectivo período quinquenal de planificación, el Ministerio de Energía, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, deberá definir dichos escenarios energéticos, incluyendo sus respectivos polos de desarrollo, debiendo acompañar los antecedentes fundantes que correspondan.

Artículo 87°.- Planificación de la Transmisión. Anualmente la Comisión deberá llevar a cabo un proceso de planificación de la transmisión, el que deberá considerar, al menos, un horizonte de veinte años. Esta planificación abarcará las obras de expansión necesarias del sistema de transmisión nacional, de polos de desarrollo, zonal, dedicadas utilizadas por concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios y de interconexión internacional, según corresponda.

En este proceso se deberá considerar la planificación energética de largo plazo que desarrolle el Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 83° y los objetivos de eficiencia económica, competencia, seguridad y diversificación que establece la ley para el sistema eléctrico. Por tanto, la planificación de la transmisión deberá realizarse considerando:

a) La minimización de los riesgos en el abastecimiento, considerando eventualidades, tales como aumento de costos o indisponibilidad de combustibles, atraso o indisponibilidad de infraestructura energética, desastres naturales o condiciones hidrológicas extremas;

b) La creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia, propendiendo al mercado eléctrico común para el abastecimiento de la demanda a mínimo costo con el fin último de abastecer los suministros a mínimo precio;

c) Instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del sistema eléctrico, en los distintos escenarios energéticos que defina el Ministerio en conformidad a lo señalado en el artículo 86°; y

d) La posible modificación de instalaciones de transmisión existentes que permitan realizar las expansiones necesarias del sistema de una manera eficiente.

El proceso de planificación que establece el presente artículo deberá contemplar las holguras o redundancias necesarias para incorporar los criterios señalados precedentemente, y tendrá que considerar la información sobre criterios y variables ambientales y territoriales disponible al momento del inicio de éste, incluyendo los objetivos de eficiencia energética, que proporcione el Ministerio de Energía en coordinación con los otros organismos sectoriales competentes que correspondan. Para estos efectos, el Ministerio deberá remitir a la Comisión, dentro del primer trimestre de cada año, un informe que contenga los criterios y variables señaladas precedentemente.

Asimismo, el proceso a que se refiere el presente artículo deberá considerar la participación ciudadana en los términos establecidos en el artículo 90º.

Para efectos de la planificación de la transmisión deberá considerarse como tasa de actualización la tasa social de descuento establecida por el Ministerio de Desarrollo Social para la evaluación de proyectos de inversión de acuerdo a lo dispuesto en la ley N°20.530. En el caso que dicho Ministerio no fije la tasa mencionada, esta deberá ser calculada por la Comisión, en conformidad a lo que señale el reglamento.

Artículo 88°.- Incorporación en el Plan de Expansión de Sistemas de Transmisión para Polos de Desarrollo. Si, por problemas de coordinación entre distintos propietarios de proyectos de generación, que no sean entidades relacionadas según los términos señalados en la ley N°18.045, de Mercados de Valores, la totalidad o parte de la capacidad de producción de uno o más polos de desarrollo definidos por el Ministerio de Energía en el decreto respectivo no pudiere materializarse, la Comisión podrá considerar en el plan de expansión anual de la transmisión sistemas de transmisión para dichos polos de desarrollo. El reglamento podrá establecer la obligación para que los proyectos de generación incorporados en el polo caucionen su materialización futura.

Asimismo, la Comisión podrá incorporar en dicho plan, como sistemas de transmisión para polos de desarrollo, líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, con el objeto de permitir su uso por nuevos proyectos de generación, pudiendo modificar sus características técnicas, como trazado, nivel de tensión o capacidad de transporte en magnitudes mayores a las previstas originalmente. Para estos efectos, el Coordinador deberá informar a la Comisión, con la periodicidad que determine el reglamento, los proyectos de transmisión informados a dicho organismo. El reglamento deberá establecer la antelación con la que los desarrolladores y promotores de proyectos deberán informar éstos al Coordinador.

Para dichos efectos, las soluciones de transmisión deberán cumplir con los siguientes requisitos:

a) Que la capacidad máxima de generación esperada que hará uso de dichas instalaciones justifique técnica y económicamente su construcción;

b) Que la capacidad máxima de generación esperada, que hará uso de dichas instalaciones, para el primer año de operación, sea mayor o igual al veinticinco por ciento de su capacidad;

c) Que los proyectos de generación indicados en la letra b) anterior hayan sido declarados en construcción conforme lo señalado en el artículo 72°-15;

d) Que la solución de transmisión sea económicamente eficiente para el Sistema Eléctrico; y

e) Que la solución de transmisión sea coherente con los instrumentos de ordenamiento territorial vigentes.

Artículo 89°.- Obras Nuevas y Obras de Ampliación de los Sistemas de Transmisión. Son obras de expansión de los respectivos sistemas de transmisión las obras nuevas y obras de ampliación.

Son obras de ampliación aquellas que aumentan la capacidad o la seguridad y calidad de servicio de líneas y subestaciones eléctricas existentes. Se entenderá por obras nuevas aquellas líneas o subestaciones eléctricas que no existen y son dispuestas para aumentar la capacidad o la seguridad y calidad de servicio del sistema eléctrico.

No corresponderán a obras de ampliación aquellas inversiones necesarias para mantener el desempeño de las instalaciones conforme a la normativa vigente.

Podrán incorporarse como obras de expansión elementos que permitan garantizar la seguridad y calidad de servicio, tales como, sistemas de control y comunicación.

Artículo 90°.- Participantes y Usuarios e Instituciones Interesada. La Comisión abrirá un registro de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir las empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que se encuentren interconectados al sistema eléctrico, en adelante los “participantes”, y toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso, en adelante “usuarios e instituciones interesadas”.

El reglamento deberá especificar el procedimiento o trámite a través del que se hará público el llamado a los usuarios e instituciones interesadas, y la información que éstos deberán presentar para su registro. Asimismo, establecerá los medios y la forma en que la Comisión hará público los distintos documentos sometidos a un proceso de participación ciudadana, la oportunidad y forma de entregar sus observaciones, y el mecanismo de actualización del registro.

En todo caso, los antecedentes que solicite la autoridad para constituir dicho registro deberán estar dirigidos a acreditar la representación, el interés y la correcta identificación de cada usuario o entidad, y no podrán representar discriminación de ninguna especie.

Las notificaciones y comunicaciones a los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrá efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro.

Artículo 91°.- Procedimiento de Planificación de la Transmisión. Dentro de los primeros quince días de cada año, el Coordinador deberá enviar a la Comisión una propuesta de expansión para los distintos segmentos de la transmisión, la que deberá considerar lo dispuesto en el artículo 87°, y podrá incluir los proyectos de transmisión presentados a dicho organismo por sus promotores. Los proyectos de transmisión presentados al Coordinador por sus promotores deberán contener como requisitos mínimos los siguientes: descripción del proyecto e identificación de generadores de electricidad. Estos antecedentes deberán ser validados por el Coordinador.

La Comisión, dentro de los cinco días contados desde la recepción de la propuesta del Coordinador, deberá publicarla en su sitio web y deberá convocar, mediante un medio de amplia difusión pública, a una etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión. Los promotores de dichos proyectos de expansión deberán presentar a la Comisión sus propuestas fundadas dentro del plazo de sesenta días corridos desde la convocatoria, las que deberán ser publicadas en su sitio web.

El reglamento establecerá los requisitos y la forma en que deberán presentarse las propuestas de expansión del Coordinador y de los promotores de proyectos.

En el plazo que señale el reglamento, la Comisión emitirá un informe técnico preliminar con el plan de expansión anual de la transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web. Dentro del plazo de diez días a contar de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones a la Comisión.

Dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final del plan de expansión anual, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas, el que deberá ser publicado en su sitio web.

Dentro de los quince días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de cincuenta días corridos contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de quince días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con el plan de expansión anual de la transmisión, incorporando lo resuelto por el Panel.

Artículo 92°.- Decretos de Expansión de la Transmisión. El Ministro de Energía, dentro de quince días de recibidos el informe técnico definitivo de la Comisión a que hace referencia el artículo anterior, mediante decreto expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, fijará las obras de ampliación de los sistemas de transmisión que deban iniciar su proceso de licitación en los doce meses siguientes.

Las obras nuevas de los sistemas de transmisión que deban iniciar su proceso de licitación o estudio de franja, según corresponda, en los doce meses siguientes, serán fijadas por el Ministro de Energía, dentro de los sesenta días siguientes de recibido el informe técnico definitivo, mediante decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”. En dicho decreto se deberán distinguir aquellas obras nuevas que deben sujetarse al procedimiento para la determinación de sus franjas preliminares, en adelante e indistintamente “Estudio de Franja”, en caso de ser necesario, y de acuerdo a lo que se señala en los artículos siguientes.

Para la definición de las obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el Ministerio considerará criterios, tales como, los niveles de tensión de las instalaciones, el propósito de uso, las dificultades de acceso a o desde polos de desarrollo de generación, la complejidad de su implementación y la magnitud de las mismas, de acuerdo a lo que se establezca en el reglamento.

En caso que sea requerido por otras leyes, se entenderá que los obligados a ejecutar las obras de expansión del sistema de transmisión cuentan con la calidad de concesionarios de los servicios eléctricos. Lo anterior es sin perjuicio de lo dispuesto en las leyes Nos19.300 y 20.283, y demás normas legales pertinentes.

Las empresas podrán efectuar proyectos de expansión zonal que no se encuentren dentro del plan de expansión fijado por el Ministerio de Energía. En el siguiente proceso de valorización, la Comisión calificará la pertinencia de estas obras teniendo en consideración, no sólo la mayor eficiencia en el segmento, sino que también el diseño global de los sistemas de transmisión y distribución. Para el caso que la Comisión evalúe positivamente la pertinencia de dichas obras, su valorización se realizará considerando la efectuada para instalaciones similares.

Artículo 93°.- Procedimiento para la determinación de franjas. Una vez publicado en el Diario Oficial el decreto que fija las obras nuevas, el Ministerio deberá dar inicio al Estudio de Franja para aquellas obras nuevas que requieren de la determinación de una franja preliminar, el que será sometido a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del Título II de la ley N°19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente. El señalado procedimiento concluirá con la dictación de un decreto exento del Ministerio, expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, que fijará la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50 y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable.

El estudio preliminar de franja y su respectiva Evaluación Ambiental Estratégica deberá tener en especial consideración, respecto de las alternativas que pondere, los criterios y patrones de sustentabilidad por donde pudieren pasar las franjas. El estudio preliminar de franja deberá someterse en la etapa más temprana posible al proceso de Consulta Indígena contemplado en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo. Además, en todas sus etapas, y mientras no esté determinada oficialmente la franja definitiva, se velará siempre por asegurar el máximo de certidumbre jurídica a favor de las personas y territorios sujetos a dichos estudios.

El estudio será licitado, adjudicado y supervisado por el Ministerio en conformidad a las bases técnicas y administrativas que éste elabore, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles actuará como organismo técnico asesor.

El financiamiento del Estudio de Franja se establecerá a través de un presupuesto anual elaborado por la Subsecretaría de Energía. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

El Estudio de Franja contemplará franjas alternativas en consideración a criterios técnicos, económicos, ambientales y de desarrollo sustentable.

El señalado estudio deberá contener, a lo menos, lo siguiente:

a) Las franjas alternativas evaluadas;

b) Una zona indirecta de análisis o de extensión, a cada lado de la franja, que tenga la función de permitir movilidad al futuro proyecto;

c) Levantamiento de información en materias de uso del territorio y ordenamiento territorial;

d) Levantamiento de información vinculada a áreas protegidas y de interés para la biodiversidad;

e) Levantamiento de la información socioeconómica de comunidades y descripción de los grupos de interés;

f) Levantamiento de las características del suelo, aspectos geológicos y geomorfológicos relevantes de las franjas alternativas;

j) Diseño de ingeniería que permita identificar las franjas alternativas;

h) Identificación y análisis de aspectos críticos que podrían afectar la implementación de las franjas alternativas;

i) Indicación de los caminos, calles y otros bienes nacionales de uso público y de las propiedades fiscales, municipales y particulares que se ocuparán o atravesarán, individualizando a sus respectivos dueños;

j) Un análisis general del costo económico de las franjas alternativas; y

k) Un análisis general de aspectos sociales y ambientales, en base a la información recopilada.

Para el adecuado desarrollo del estudio regulado en los incisos precedentes, el Ministerio podrá ingresar a todas las propiedades fiscales, municipales y particulares en que sea necesario, a través de la o las personas que para tal efecto designe.

Un reglamento, expedido por intermedio del Ministerio de Energía, establecerá las disposiciones necesarias para la adecuada ejecución del proceso de determinación de franjas preliminares.

Artículo 94°.- Aprobación por el Consejo de Ministros para la Sustentabilidad. El estudio a que se refiere el artículo precedente, concluirá con un informe del Ministerio que contenga la franja alternativa a proponer al Consejo de Ministros para la Sustentabilidad establecido en los artículos 71° y siguientes de la ley Nº19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente. El Consejo de Ministros para la Sustentabilidad, deberá acordar el uso de la propuesta de franja, para efectos que el Ministerio dicte un decreto exento expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República” que fije la franja preliminar, la que por causa de utilidad pública podrá ser gravada con una o más servidumbres de aquellas señaladas en los artículos 50° y siguientes de la ley, en lo que les sea aplicable, para las obras nuevas sometidas a Estudio de Franja, sin perjuicio de lo resuelto en la correspondiente resolución de calificación ambiental. Dichas servidumbres se impondrán una vez que el adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva defina el trazado y cuente con la correspondiente resolución de calificación ambiental para la ejecución del proyecto. El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, debiendo entenderse que los propietarios de los predios comprendidos en la franja preliminar se encuentran notificados del eventual gravamen que se les podrá imponer una vez dictado el decreto a que se refiere el artículo 97°.

El gravamen establecido a través del decreto exento del Ministerio de Energía que fija la franja preliminar, se extinguirá una vez transcurridos cinco años contados desde la fecha de dictación de dicho decreto. Con todo, el referido plazo podrá prorrogarse por causas justificadas por una sola vez y hasta por dos años.

Artículo 95°.- Bases de Licitación del Coordinador de Obras Nuevas y de Ampliación. Corresponderá al Coordinador efectuar una licitación pública internacional de los proyectos de expansión contenidos en los decretos señalados en el artículo 92°. El costo de la licitación será de cargo del Coordinador.

Las bases de licitación de las obras nuevas y de ampliación serán elaboradas por el Coordinador y, a lo menos, deberán especificar las condiciones objetivas que serán consideradas para determinar la licitación, la información técnica y comercial que deberán entregar las empresas participantes, los requisitos técnicos y financieros que deberán cumplir los oferentes, los plazos, las garantías, la descripción del desarrollo del proceso y de las condiciones de adjudicación, así como las características técnicas de las obras de transmisión. Asimismo, las bases deberán contener las garantías de ejecución y operación de los proyectos y las multas por atraso en la entrada en operación del o los proyectos.

El Coordinador podrá agrupar una o más obras de ampliación y obras nuevas con el objeto de licitarlas y adjudicarlas conjuntamente.

Tratándose de la licitación de las obras de ampliación, la empresa propietaria deberá participar en la supervisión de la ejecución de la obra, conforme lo determine el reglamento.

La Comisión podrá fijar el valor máximo de las ofertas de las licitaciones de las obras de expansión en un acto administrativo separado de carácter reservado, que permanecerá oculto hasta la apertura de las ofertas respectivas, momento en el que el acto administrativo perderá el carácter reservado. El Coordinador deberá licitar nuevamente aquellas obras cuya licitación haya sido declarada desierta por no haberse presentado ninguna oferta económica inferior al valor máximo señalado precedentemente.

Artículo 96°.- Decreto que fija los derechos y condiciones de ejecución y explotación de obras nuevas y Decreto de adjudicación de construcción de obras de ampliación. El Coordinador en un plazo no superior a sesenta días de recibidas las propuestas, deberá resolver la licitación y adjudicará los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva, o la adjudicación de la construcción y ejecución de las obras de ampliación, según corresponda, en conformidad a las bases. Asimismo, se comunicará el resultado de la licitación a la empresa adjudicataria de la obra nueva respectiva y a las empresas transmisoras propietarias de las obras de ampliación, según corresponda, y se informará a la Comisión y a la Superintendencia respecto de la evaluación de los proyectos y de la adjudicación.

Dentro de los cinco días siguientes a dicho informe, la Comisión remitirá al Ministro de Energía un informe técnico con los resultados de la licitación, incluyendo en el caso de las obras de ampliación el A.V.I.+C.O.M.A. a remunerar a la empresa transmisora propietaria de dicha obra, con todos los antecedentes del proceso. Sobre la base de dicho informe técnico, el Ministerio dictará un decreto supremo, expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, que fijará, tratándose de las obras nuevas:

a) Los derechos y condiciones de ejecución y explotación de la obra nueva;

b) La empresa adjudicataria;

c) Las características técnicas del proyecto;

d) La fecha de entrada en operación;

e) El valor de la transmisión por tramo de las nuevas obras, conforme al resultado de la licitación, y

f) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra e) anterior.

En el caso de las obras de ampliación, el decreto señalado en el inciso anterior fijará:

a) El propietario de la o las obras de ampliación;

b) La empresa adjudicataria encargada de la construcción y ejecución de la obra o las obras de ampliación;

c) Las características técnicas del proyecto;

d) La fecha de entrada en operación;

e) El V.I. adjudicado;

f) El A.V.I. determinado a partir del VI señalado en la letra anterior;

g) El C.O.M.A que corresponderá aplicar hasta el siguiente proceso de valorización, y

h) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra g) anterior.

Artículo 97°.- Procesos posteriores a la adjudicación para obras nuevas sometidas al procedimiento para la determinación de franjas. El adjudicatario de los derechos de ejecución y explotación del proyecto de obra nueva que debe sujetarse a Estudio de Franja, deberá someter al sistema de evaluación de impacto ambiental, conforme a lo dispuesto en la ley Nº19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el respectivo proyecto, determinando el trazado sobre la base de la franja preliminar fijada mediante el decreto establecido en el artículo 94°.

Una vez obtenida la resolución de calificación ambiental de acuerdo a lo definido en la ley Nº19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente, el Ministerio dictará un decreto exento suscrito bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, mediante el que determinará el trazado definitivo y la franja de seguridad asociada a dicho trazado, constituyéndose, por el solo ministerio de la ley, servidumbre eléctrica sobre la referida franja.

El mencionado decreto será publicado en el Diario Oficial y en el sitio web del Ministerio. Además, deberá ser publicado en los medios que establece el artículo 27° bis de la presente ley, con el objeto de notificar a los propietarios de predios comprendidos en el trazado definitivo, y para el cual se solicitará la concesión eléctrica definitiva.

El titular del proyecto será considerado titular de concesión eléctrica para los efectos del artículo 31° bis y 34° bis de la presente ley.

Dentro de los treinta días siguientes a la publicación en el Diario Oficial del decreto referido en el inciso segundo, el titular del proyecto lo deberá reducir a escritura pública, a su costo. A partir de la fecha de reducción a escritura pública, el titular del proyecto deberá iniciar las gestiones para hacer efectivas las servidumbres conforme a los artículos 62° y siguientes de la ley.

En todo lo no regulado en el presente Capítulo, será aplicable, en lo que corresponda, lo dispuesto en el Capítulo V, del Título II, de la presente ley.

Artículo 98°.- Situación excepcional de Modificaciones de trazados. En caso que, una vez obtenida la resolución de calificación ambiental y durante la ejecución del proyecto, el titular del mismo requiera excepcionalmente modificar el trazado definitivo, deberá, en forma previa, solicitar en forma fundada la aprobación del Ministerio, el que deberá evaluar los antecedentes que justifican tal modificación y una vez obtenida la autorización de éste, el proyecto deberá sujetarse a lo dispuesto en la ley Nº19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente.

Calificada favorablemente la modificación del proyecto, el Ministerio procederá a modificar el decreto señalado en el artículo anterior, el que deberá ser publicado y reducido a escritura pública en los términos y condiciones señalados en dicho artículo.

Artículo 99°.- Remuneración de las Obras de Expansión. Las obras nuevas contenidas en los respectivos decretos que fijan el plan de expansión para los doce meses siguientes, señalados en el artículo 92° serán adjudicadas a una empresa de transmisión que cumpla con las exigencias definidas en la presente ley y la demás normativa aplicable. La licitación se resolverá según el valor anual de la transmisión por tramo que oferten las empresas para cada proyecto y sólo se considerarán de manera referencial el V.I. y C.O.M.A. definidos en el aludido decreto.

El valor anual de la transmisión por tramo resultante de la licitación y su fórmula de indexación constituirá la remuneración de las obras nuevas y se aplicará durante cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente.

La licitación de la construcción y ejecución de las obras de ampliación contenidas en el decreto señalado en el artículo 92°, se resolverán según el V.I. ofertado. El propietario de la obra de ampliación será el responsable de pagar al respectivo adjudicatario la referida remuneración, de acuerdo a lo que señalen las bases.

Por su parte, el propietario de la obra de ampliación recibirá como remuneración de dicha obra el A.V.I. más el C.O.M.A. correspondiente. El A.V.I. será determinado considerando el V.I. adjudicado y la tasa de descuento correspondiente utilizada en el estudio de valorización vigente al momento de la adjudicación. El A.V.I. resultante de la licitación corresponderá a la remuneración del adjudicatario por cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente, a que se hace referencia en el capítulo IV del presente Título.

Las obras de ampliación adjudicadas deberán ser consideradas en los procesos tarifarios siguientes para los efectos de determinar el C.O.M.A. aplicable.

Los pagos por el servicio de transporte o transmisión a la empresa propietaria de las obras nuevas y obras de ampliación de transmisión se realizarán de acuerdo con lo establecido en los artículos 115° y siguientes.

Capítulo III: De la Calificación de las Instalaciones de Transmisión

Artículo 100°.- Calificación de las Instalaciones de los Sistemas Transmisión. Las líneas y subestaciones eléctricas de cada sistema de transmisión nacional, para polos de desarrollo, de transmisión zonal y de los sistemas dedicados serán determinadas cuatrienalmente por la Comisión mediante resolución exenta dictada al efecto.

La Comisión deberá incorporar a la señalada resolución de calificación, en el momento en que entren en operación, las instalaciones futuras de transmisión, de construcción obligatoria, contenidas en los respectivos decretos de expansión, como aquellas otras que entren en operación dentro del período de vigencia de la referida resolución.

Las líneas y subestaciones eléctricas sólo podrán pertenecer a un segmento del sistema de transmisión.

En la resolución a que hace referencia el inciso primero, la Comisión podrá agrupar una o más áreas territoriales para conformar los respectivos sistemas de transmisión zonal. Tanto dicha agrupación como la incorporación de la línea o subestación en una de éstas, deberá mantenerse por tres períodos tarifarios, salvo que éstas fueren calificadas en otro segmento.

En este proceso se deberán definir asimismo la desconexión de aquellas líneas y subestaciones que no sean necesarias para el sistema eléctrico, considerando los antecedentes que emanen de los procesos de planificación de transmisión.

Para efectos de la calificación de las líneas y subestaciones eléctricas, tres meses antes del vencimiento del plazo señalado en el artículo 107°, el Coordinador deberá remitir a la Comisión el listado de instalaciones contenido en los sistemas de información a que hace referencia el artículo 72°-8.

Artículo 101°.- Informe Técnico de Calificación de Instalaciones e instancias de Participación. Dentro de los noventa días corridos siguientes a la recepción de la información señalada en el artículo anterior, la Comisión deberá emitir un informe técnico preliminar con la calificación de todas las líneas y subestaciones del sistema de transmisión. Los participantes y usuarios e instituciones interesadas referidos en el artículo 90°, dispondrán de quince días para presentar sus observaciones a dicho informe.

Dentro de los quince días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final de calificación de líneas y subestaciones de transmisión, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Concluido el plazo para presentar discrepancias, o emitido el Dictamen del Panel, según corresponda, la Comisión deberá, mediante resolución exenta, aprobar el informe técnico definitivo con la calificación de las líneas y subestaciones de transmisión para el cuatrienio siguiente, la que deberá ser publicada en su sitio web.

Capítulo IV: De la Tarificación de la Transmisión

Artículo 102°.- De la Tarificación. El valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios será determinado por la Comisión cada cuatro años en base a la valorización que se establece en los artículos siguientes de las instalaciones.

Las empresas eléctricas que interconecten sus instalaciones de transmisión al sistema eléctrico sin que estas formen parte de la planificación de que trata el artículo 87°, serán consideradas como obras existentes para efectos de su valorización, siempre y cuando la ejecución de estas obras hayan sido autorizadas excepcionalmente por la Comisión, previo informe fundado que justifique la necesidad y urgencia de la obra y su exclusión del proceso de planificación de la transmisión, aprobado por el Coordinador, de acuerdo a lo que señale el reglamento.

Artículo 103°.- Definición de V.A.T.T., V.I., A.V.I. y C.O.M.A. Para cada tramo de un sistema de transmisión se determinará el “valor anual de la transmisión por tramo”, compuesto por la anualidad del "valor de inversión", en adelante "V.I." del tramo, más los costos anuales de operación, mantenimiento y administración del tramo respectivo, en adelante "COMA", ajustados por los efectos de impuestos a la renta y depreciación correspondiente, de conformidad a la metodología que establezca el reglamento.

Cada tramo del sistema de transmisión estará compuesto por un conjunto mínimo de instalaciones económicamente identificables, agrupadas según los criterios que establezca el reglamento.

El V.I. de una instalación de transmisión es la suma de los costos eficientes de adquisición e instalación de sus componentes, de acuerdo con valores de mercado, determinado conforme a los incisos siguientes.

En el caso de las instalaciones existentes, el V.I. se determinará en función de sus características físicas y técnicas, valoradas a los precios de mercado vigentes de acuerdo a un principio de adquisición eficiente.

Sin perjuicio de lo anterior, respecto de los derechos relacionados con el uso de suelo, los gastos y las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres utilizadas, para efectos de incluirlos en el V.I. respectivo se considerará el valor efectivamente pagado, indexado de acuerdo a la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor. Para estos efectos, el Coordinador deberá elaborar y mantener un catastro de las servidumbres existentes y sus respectivas valorizaciones. Sólo se valorizarán aquellas servidumbres en las que se acredite fehacientemente el valor efectivamente pagado por ellas. Las discrepancias que surjan sobre esta materia podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos.

En el caso de Obras de Expansión, se considerará lo señalado en el artículo 99°.

La anualidad del V.I., en adelante “A.V.I.”, se calculará considerando la vida útil de cada tipo de instalación, la fecha de entrada en operación de la instalación y considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118º.

Para cada segmento de los sistemas de transmisión señalados en el artículo 100° y para cada sistema de transmisión zonal, el C.O.M.A. se determinará como los costos de operación, mantenimiento y administración de una única empresa eficiente y que opera las instalaciones permanentemente bajo los estándares establecidos en la normativa vigente, conforme lo especifique el reglamento.

Artículo 104°.- Vida Útil de las Instalaciones. La vida útil para efectos de determinar la anualidad del valor de inversión indicada en el artículo precedente será determinada por la Comisión. Para estos efectos, en la oportunidad que fije el reglamento, la Comisión comunicará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas definidos en el artículo 90° un informe técnico preliminar que contenga las vidas útiles de los elementos de transmisión, el que deberá ser publicado en su sitio web.

A más tardar veinte días contados desde la publicación de dicho informe, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán realizar observaciones, las que deberán ser aceptadas o rechazadas fundadamente en el informe técnico definitivo, el que será publicado en el sitio web de la Comisión dentro de los veinte días siguientes a la recepción de las observaciones.

Si se mantuviesen observaciones, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias ante el Panel de Expertos en un plazo de diez días contados desde la publicación. El Panel resolverá las discrepancias en un plazo de veinte días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

La Comisión comunicará y publicará en su sitio web el informe técnico definitivo de vida útil de las instalaciones, incorporando lo resulto por el Panel, dentro de los diez días siguientes a la comunicación de su dictamen. En caso de no haberse presentado discrepancias, la Comisión comunicará y publicará en su sitio web el informe técnico definitivo dentro de los cinco días de vencido el plazo para presentarlas.

Las vidas útiles de las instalaciones contenidas en la resolución de la Comisión que aprueba el informe técnico definitivo a que hace referencia el inciso anterior, se aplicarán por tres períodos tarifarios consecutivos. Excepcionalmente, los nuevos elementos por avances tecnológicos o nuevos desarrollos, que no hayan sido considerados en la resolución señalada, deberán ser incorporados, para efectos de fijar su vida útil, en las bases preliminares a que hace referencia el artículo 107°.

Artículo 105°.- Del o los Estudios de Valorización de los Sistemas de Transmisión. Dentro del plazo señalado en el artículo 107°, la Comisión deberá dar inicio al o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, zonal, del sistema de transmisión para polos de desarrollo, y de las instalaciones de los sistemas de transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios, cuyo proceso de elaboración será dirigido y coordinado por la Comisión.

Artículo 106°.- Participación Ciudadana. Las empresas participantes y usuarios e instituciones interesadas a que hace referencia el artículo 90°, podrán participar del proceso y estudio de valorización de instalaciones conforme a las normas contenidas en los artículos siguientes y en el reglamento.

Artículo 107°.- Bases del o los Estudios Valorización. A más tardar veinticuatro meses antes del término del periodo de vigencia de las tarifas de los sistemas de transmisión, la Comisión enviará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas, las bases técnicas y administrativas preliminares para la realización del o los estudios de valorización de las instalaciones del sistema nacional, zonal, de transmisión para polos de desarrollo y el pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Las bases técnicas preliminares del o los estudios deberán contener, al menos, lo siguiente:

a) Tasa de descuento calculada de acuerdo a lo establecido en los artículos 118° y 119°;

b) Economías de ámbito y escala;

c) Modelo de valorización; y

d) Metodología para la determinación del pago por uso de las instalaciones de transmisión dedicadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Por su parte, el reglamento determinará los criterios de selección de las propuestas del o los consultores para la realización del o los estudios, las garantías que éstos deberán rendir para asegurar su oferta y la correcta realización del o los estudios, incompatibilidades y todas las demás condiciones, etapas y obligaciones del o los consultores que deban formar parte de la bases administrativas y técnicas.

A partir de la fecha de recepción de las bases técnicas y administrativas preliminares y dentro del plazo de quince días, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus observaciones ante la Comisión.

Vencido el plazo anterior y en un término no superior a quince días, la Comisión les comunicará las bases técnicas y administrativas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Si se mantuviesen controversias, cualquiera de los participantes o usuarios e instituciones interesadas, podrán presentar sus discrepancias al Panel, en un plazo máximo de diez días contado desde la recepción de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe controversia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en las bases técnicas y administrativas definitivas.

Transcurrido el plazo para formular discrepancias o una vez emitido el dictamen del Panel, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas a través de una resolución que se publicará en un medio de amplio acceso y se comunicará a los participantes y usuarios e instituciones interesadas.

Artículo 108°.- Licitación y Supervisión del Estudio de Valorización. Conjuntamente con la publicación de las bases definitivas, la Comisión deberá llamar a licitación pública internacional del o los estudios de valorización de instalaciones de transmisión que correspondan.

El o los estudios de valorización serán adjudicados y supervisados en conformidad a las bases definitivas señaladas en el artículo anterior, por un Comité integrado por un representante del Ministerio de Energía, uno de la Comisión, que será quien lo presidirá, un representante del segmento de generación, uno del sistema de transmisión nacional, uno del segmento de transmisión zonal, uno del segmento de distribución, un representante de los clientes libres, y un representante del Coordinador, los que serán designados en la forma que establezca el reglamento.

El reglamento establecerá las normas sobre designación, constitución, funcionamiento, obligaciones y atribuciones de este comité, el plazo máximo del proceso de licitación y la forma en que se desarrollará el o los estudios.

El o los estudios deberán realizarse dentro del plazo máximo de ocho meses a contar del total trámite del acto administrativo que aprueba el contrato con el consultor, sin perjuicio de la obligación del consultor respecto de la audiencia pública a que se refiere el artículo 111°.

Artículo 109°.- Financiamiento del Estudio de Valorización. Las empresas de transmisión nacional, zonal y de sistemas de transmisión para polos de desarrollo deberán concurrir al pago del o los estudios de valorización de instalaciones, conforme a lo dispuesto en el reglamento. El valor resultante del proceso de adjudicación del estudio o los estudios serán incorporados en el proceso de valorización respectivo como parte del C.O.M.A.

Artículo 110°.- Resultados del Estudio de Valorización. Los resultados del o los estudios de valorización deberán especificar y distinguir, a lo menos, lo siguiente:

a) El V.I. y A.V.I por tramo de las instalaciones calificadas como de transmisión nacional, transmisión zonal y de transmisión para polos de desarrollo en la resolución exenta de la Comisión a que hace referencia el artículo 100°;

b) Los costos de operación, mantenimiento y administración por tramo de las instalaciones pertenecientes al sistema de transmisión nacional, para las instalaciones pertenecientes a los sistemas zonal y para las instalaciones de transmisión para polos de desarrollo;

c) El valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistemas de transmisión para polos de desarrollo y de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios; y

d) La determinación de las correspondientes fórmulas de indexación y su forma de aplicación para los valores indicados anteriormente, durante el período de cuatro años.

Para el caso de la transmisión para polos de desarrollo, se considerará sólo la porción de las líneas y subestaciones dedicadas, nuevas o existentes, según corresponda, cuyas características técnicas hubiesen sido modificadas conforme a lo señalado en el artículo 88°.

Artículo 111°.- Audiencia Pública. La Comisión, en un plazo máximo de cinco días contado desde la recepción conforme del o los estudios, convocará a una audiencia pública a los participantes y a los usuarios e instituciones interesadas, audiencia en que el consultor deberá exponer los resultados del o los estudios de valorización. El reglamento establecerá el procedimiento y las demás normas a que se sujetará la audiencia pública.

Artículo 112°.- Informe Técnico y Decreto de Valorización. Concluido el procedimiento de audiencia pública conforme al artículo anterior, dentro del plazo de tres meses, la Comisión deberá elaborar un informe técnico preliminar basado en los resultados del o los estudios de valorización, el que deberá ser comunicado a las empresas transmisoras, a los participantes y a los usuarios e instituciones interesadas, al Coordinador, y se hará público a través de un medio de amplio acceso.

El informe técnico preliminar de la Comisión deberá contener las materias señaladas en el artículo 110°.

A partir de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes y los usuarios e instituciones interesadas dispondrán de diez días para presentar sus observaciones a la Comisión.

Dentro de los veinte días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará el informe técnico final de valorización de instalaciones de transmisión, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe técnico final, los participantes y usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo de cuarenta y cinco días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico.

Si no se presentaren discrepancias, dentro de los tres días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo de valorización de instalaciones y sus antecedentes. En el caso que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de veinte días desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo de valorización, incorporando lo resuelto por dicho Panel, y sus antecedentes.

El Ministro de Energía, dentro de veinte días de recibido el informe técnico de la Comisión, mediante decreto expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República" y sobre la base de dicho informe, fijará el valor anual de las instalaciones de transmisión nacional, zonal, de sistema de transmisión para polos de desarrollo y de las instalaciones de transmisión dedicada utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios.

Artículo 113°.- Vigencia Decreto Tarifario. Una vez vencido el período de vigencia del decreto de señalado en el artículo anterior, los valores establecidos en él seguirán rigiendo mientras no se dicte el siguiente decreto conforme al procedimiento legal. Dichos valores podrán ser reajustados por las empresas de transmisión, en la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor desde la fecha en que debía expirar el referido decreto, previa publicación en un diario de circulación nacional efectuada con quince días de anticipación.

No obstante lo señalado en el inciso anterior, las empresas de transmisión deberán abonar o cargar a los usuarios del sistema de transmisión, de acuerdo con el procedimiento que establezca el reglamento, las diferencias que se produzcan entre lo efectivamente facturado y lo que corresponda acorde a los valores que en definitiva se establezcan, por todo el período transcurrido entre el día de terminación del cuatrienio a que se refiere el artículo anterior y la fecha de publicación del nuevo decreto.

Las reliquidaciones que sean procedentes serán reajustadas de acuerdo al Índice de Precios al Consumidor a la fecha de publicación de los nuevos valores, por todo el período a que se refiere el inciso anterior.

En todo caso, se entenderá que los nuevos valores entrarán en vigencia a contar del vencimiento del cuatrienio para el que se fijaron los valores anteriores.

Capítulo V: De La Remuneración de la Transmisión

Artículo 114°.- Remuneración de la Transmisión. Las empresas propietarias de las instalaciones existentes en los sistemas de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo deberán percibir anualmente el valor anual de la transmisión por tramo correspondiente a cada uno de dichos sistemas, definido en el artículo 103°. Este valor constituirá el total de su remuneración anual. Asimismo, los propietarios de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, deberán percibir de los clientes regulados la proporción correspondiente a dicho uso.

Para los efectos del inciso anterior, dentro de cada uno de los sistemas de transmisión nacional y zonal, se establecerá un cargo único por uso, de modo que la recaudación asociada a éste constituya el complemento a los ingresos tarifarios reales para recaudar el valor anual de la transmisión de cada tramo definido en el decreto señalado en el artículo 112°. Se entenderá por "ingreso tarifario real por tramo" a la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación real del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo.

Asimismo, se establecerá un cargo único de modo que la recaudación asociada a éste remunere la proporción de las instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, considerando la proporción de ingresos tarifarios reales asignables a ellos.

Del mismo modo, se establecerá un cargo único de manera que la recaudación asociada a éste remunere la proporción de las instalaciones para polos de desarrollo no utilizada por la generación existente. El valor anual de la transmisión para polos de desarrollo no cubierta por dicho cargo, será asumida por los generadores que inyecten su producción en el polo correspondiente.

Los cargos únicos a que hace referencia el presente artículo serán calculados por la Comisión en el informe técnico respectivo y fijado mediante resolución exenta.

El reglamento deberá establecer los mecanismos y procedimientos de reliquidación y ajuste de los cargos por uso correspondientes, de manera de asegurar que la o las empresas señaladas perciban la remuneración definida en el inciso primero de este artículo.

Artículo 115°.- Pago de la Transmisión. El pago de los sistemas de transmisión nacional, zonal y de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios será de cargo de los consumidores finales libres y regulados, y se regirá por las siguientes reglas:

a) El cargo por uso del sistema de transmisión nacional se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de los tramos de transmisión nacional y los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, de cada uno de dichos tramos, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales del sistema interconectado para el mismo semestre;

b) El cargo por uso de cada sistema de transmisión zonal se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de la transmisión por tramo y los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales en dicho sistema para el mismo semestre;

c) El cargo por uso de los sistemas de transmisión dedicada utilizada por parte de consumidores finales regulados se determinará en base a la diferencia entre el 50% del valor anual de la transmisión por tramo asignada y la proporción de los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales en el sistema interconectado para el mismo semestre.

Los cargos únicos a que hace referencia el presente artículo serán calculados semestralmente por la Comisión en el informe técnico respectivo y fijado mediante resolución exenta, con ocasión de la determinación de los precios de nudo definidos en el artículo 162°. Dichos valores, así como las reliquidaciones o ajustes a que hubiere lugar, serán calculados por el Coordinador, según lo señalado en esta ley y conforme a los procedimientos que el reglamento establezca.

Las boletas o facturas a usuarios libres o regulados extendidas por sus respectivos suministradores deberán señalar separadamente los cobros por concepto de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo, de instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, distribución y cualquier otro cargo que se efectúe en ella, en la forma y periodicidad que determine el reglamento.

Artículo 116°.- Pago por uso de los Sistemas para Polos de Desarrollo. Para efectos de la determinación del cargo único para la remuneración de la proporción no utilizada por centrales generadoras existentes en los sistemas de transmisión para polos de desarrollo, se entenderá como proporción no utilizada aquella resultante de la diferencia entre uno y el cociente entre la suma de la capacidad instalada de generación, respecto de la totalidad de la capacidad instalada de transmisión. Dicha proporción distinguirá las líneas y subestaciones dedicadas, nuevas de las existentes, según corresponda, cuyas características técnicas hubiesen sido modificadas conforme a lo señalado en el artículo 88°, según lo establezca el reglamento.

Si transcurrido los cinco periodos tarifarios a que hace referencia el artículo 99° no se ha utilizado la capacidad total de transporte prevista, se extenderá este régimen de remuneración hasta por dos periodos tarifarios adicionales. A partir de entonces, sólo se considerará la capacidad de la generación existente, para su valorización y remuneración.

El pago de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo de cargo de los consumidores finales libres y regulados, se determinará en base a la diferencia entre el 50% de la proporción del valor anual de los tramos, asignada a dichos consumidores, y la proporción de los ingresos tarifarios reales disponibles del semestre anterior, dividida por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales del sistema interconectado para el mismo semestre.

El reglamento establecerá los mecanismos y procedimientos para la correcta determinación de dichos pagos.

Artículo 117°.- Repartición de Ingresos. Dentro de cada sistema de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo y transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios, los ingresos percibidos por concepto de cargo semestral por uso e ingresos tarifarios reales, serán repartidos entre los propietarios de las instalaciones de cada sistema de acuerdo con lo siguiente:

a) De la recaudación mensual total de cada segmento y sistema, se pagará en primer lugar el valor anual de la transmisión por tramo de las instalaciones declaradas como obra nueva y obra de ampliación, conforme lo señalado en el artículo 89º y de acuerdo a las fórmulas de indexación de éste, y la proporción de la transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios.

b) En cada segmento y sistema, el resto de las instalaciones recibirán el remanente de la recaudación a prorrata del A.V.I.+C.O.M.A. de las instalaciones resultante del o los estudios de valorización, conforme las fórmulas de indexación de los mismos.

c) En cada sistema y segmento, las diferencias que se produzcan entre la recaudación total y el valor anual de la transmisión por tramo, deberán ser consideradas en el período siguiente a fin de abonar o descontar dichas diferencias según corresponda, en el cálculo del cargo para el próximo período.

d) El Coordinador deberá realizar todos los cálculos necesarios para la repartición de ingresos a que hace referencia el presente artículo, de acuerdo a lo establecido en la normativa vigente y deberá resguardar que la recaudación anual asignada a cada tramo no sea superior a su valorización anual.

Artículo 118°.- Tasa de Descuento. La tasa de descuento que deberá utilizarse para determinar la anualidad del valor de inversión de las instalaciones de transmisión será calculada por la Comisión cada cuatro años de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo siguiente. Esta tasa será aplicable después de impuestos, y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas de transmisión eléctrica en relación al mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo, y el premio por riesgo de mercado. En todo caso la tasa de descuento no podrá ser inferior al siete por ciento ni superior al diez por ciento.

El riesgo sistemático señalado, se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa eficiente de transmisión 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 y su plazo deberán 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 descuento, así como su consistencia con el horizonte de planificación de la empresa eficiente. El período considerado para establecer el promedio corresponderá a un mes y corresponderá al mes calendario de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de descuento.

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.

De este modo, la tasa de descuento será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático.

Artículo 119°.- Procedimiento de Cálculo de la Tasa de Descuento. Antes de cinco meses del plazo señalado en el artículo 107° para comunicar las bases preliminares del o los estudios de valorización, la Comisión deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de descuento, los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en el artículo anterior.

Finalizado dicho estudio, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de descuento, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 107°, para efectos de ser observado por las empresas participantes y usuarios e instituciones interesadas a que se refiere el artículo 90°, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico señalado precedentemente deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.

Artículo 120°.- Peajes de Distribución. Los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad estarán obligados a prestar el servicio de transporte, permitiendo el acceso a sus instalaciones de distribución, tales como líneas aéreas o subterráneas, subestaciones y obras anexas, en las condiciones técnicas y de seguridad que se establezcan, para que terceros den suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro de su zona de concesión.

Quienes transporten electricidad y hagan uso de estas instalaciones conforme al inciso anterior estarán obligados a pagar al concesionario un peaje igual al valor agregado de distribución vigente en la zona en que se encuentra el usuario, dentro de la respectiva área típica, ajustado de modo tal que si los clientes no regulados adquirieran su potencia y energía a los precios de nudo considerados para establecer la tarifa de los clientes sometidos a regulación de precios de la concesionaria de servicio público de distribución en la zona correspondiente, el precio final resultará igual al que pagarían si se les aplicara las tarifas fijadas a la referida concesionaria en dicha zona.

Serán aplicables a este servicio las disposiciones establecidas en los artículos 126º, en lo referente a la garantía para caucionar potencias superiores a 10 kilowatts, 141º y 225°, letra q).

El Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, fijará estos peajes con ocasión de la fijación de tarifas de distribución correspondiente. El reglamento establecerá el procedimiento para la fijación y aplicación de dichos peajes.

Las discrepancias que se produzcan en relación a la fijación de peajes de distribución señalada en el presente artículo podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo 211°.

Artículo 121°.- Facturación, mora, titulo ejecutivo factura. En caso de mora o simple retardo en el pago de las facturas que se emitan entre las empresas sujetas a coordinación del Coordinador, éstas podrán aplicar sobre los montos adeudados el interés máximo convencional definido en el artículo 6º de la ley Nº18.010, vigente el día del vencimiento de la obligación respectiva.

Las facturas emitidas por las empresas de transmisión para el cobro de la remuneración del sistema de transmisión tendrán mérito ejecutivo.

Artículo 122°.- Garantías para proyectos de inversión en Sistemas de Transmisión. Las empresas de transmisión tendrán derecho a dar en garantía para la obtención de un financiamiento para la construcción y ejecución de un proyecto de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo, los derechos de ejecución y explotación de obras nuevas pertenecientes a dichos sistemas de transmisión, que se hayan fijado a través del decreto del Ministerio de Energía a que se refiere el artículo 92. Para dichos efectos, se podrá optar por las siguientes alternativas:

1° Constituir una prenda civil sobre los derechos que para dichas empresas nacen del decreto indicado precedentemente. La prenda se entenderá constituida y se regirá por las reglas generales del Código Civil, efectuándose la tradición mediante la entrega por parte de la empresa de transmisión al acreedor prendario, del decreto en donde consten los derechos dados en prenda.

2° Ceder condicionalmente los derechos objeto del citado decreto, sujeto a la condición suspensiva de incumplimientos contemplados en el respectivo contrato de crédito celebrado entre la empresa transmisora y su o sus acreedores.

3° Otorgar un mandato irrevocable en los términos del artículo 241 del Código de Comercio, al o los acreedores de la empresa de transmisión para percibir las tarifas a que tenga derecho esta última de acuerdo al decreto referido en el inciso primero. Podrá convenirse en dicha cesión condicional, que el o los acreedores deberán imputar los montos percibidos en virtud del mandato con los correspondientes a la deuda existente entre la empresa de transmisión y dicho acreedor. La imputación de los montos percibidos se realizará de acuerdo a las reglas acordadas por las partes en el contrato de crédito en cuestión o, a falta de ellas, a las contenidas en el Código Civil.

En caso de otorgarse uno o más de los contratos indicados en los numerales anteriores, la empresa de transmisión deberá dar cumplimiento a lo indicado en el inciso siguiente, debiendo, además, el comprador en remate de los derechos ejecutados o el adquirente de los mismos por haberse cumplido la condición suspensiva en cuestión, reunir los requisitos establecidos en esta ley y en las bases de licitación de las obras de expansión, al igual que lo hiciera la empresa deudora, en los términos prescritos en el inciso siguiente.

Deberá ser sometido a la aprobación de la Comisión, las bases del remate a efecto de acreditar el cumplimiento de las exigencias establecidas en el inciso anterior, en forma previa al mismo. Tratándose de la cesión condicional del derecho, la empresa transmisora deberá notificar a la Comisión y a la Superintendencia de este hecho. El no cumplimiento por parte de la adquirente o cesionaria de los requisitos indicados en el inciso anterior, resolverá de pleno derecho la compra o cesión de los derechos de la cedente. La adquisición de los derechos de crédito no implicará la extinción de las obligaciones originadas por la normativa eléctrica de la empresa cedente, salvo que se demuestre la imposibilidad material de dar cumplimiento a las mismas y así lo resuelvan en conjunto la Superintendencia y la Comisión.”.

5) Suprímese el artículo 123°.

6) Modifícase el inciso segundo del artículo 128° en el siguiente sentido:

a) Intercálase a continuación del punto seguido la siguiente frase: “Para las empresas de transmisión, el interés deberá ser igual a la tasa de descuento establecida en el artículo 118°.”.

b) Reemplázase en la última oración la palabra “El” por “Para las empresas generadoras y distribuidoras, el”.

7) Elimínase en el inciso quinto del artículo 134° el párrafo final “contado desde la respectiva presentación.”, pasando la coma que le antecede a ser un punto aparte.

8) Reemplázase en el inciso final del artículo 135° ter la sigla “CDEC” por la expresión “Coordinador”, las dos veces que aparece.

9) Reemplázase en los incisos segundo, tercero, cuarto y sexto del artículo 135° quinques, las veces que aparece, la sigla “CDEC” por “Coordinador”.

10) Suprímense los artículos 137° y 138°.

11) Reemplázase en los incisos segundo y tercero del artículo 146° ter, cada vez que aparece, el guarismo “137°” por “72°-1”.

12) Suprímese el artículo 146° quáter.

13) Modifícase el artículo 149° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso segundo el guarismo “137°” por “72°-1”;

b) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “organismo de coordinación de la operación o CDEC” por la expresión “Coordinador”;

c) Reemplázase en el inciso cuarto el guarismo “137°” por “72°-1”; y

d) Reemplázase en el inciso quinto la expresión “troncal, de subtransmisión” por “nacional, zonal”.

14) Reemplazase en el inciso segundo del artículo 149° quater, la expresión “a las Direcciones de Peajes de los CDEC” por “al Coordinador”.

15) Elimínase el artículo 150°.

16) Modifícase el artículo 150° bis en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso primero, la expresión “la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “el Coordinador”.

b) Reemplázase en el inciso tercero la expresión “a la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “al Coordinador”.

c) Sustitúyense en el inciso sexto, las frases “Las Direcciones de Peajes de los CDEC” y “las señaladas Direcciones de Peajes”, en ambos casos, por la expresión “el Coordinador”.

d) Sustitúyense en el inciso noveno, las frases “La Dirección de Peajes del CDEC respectivo” y “a la Dirección de Peajes”, por las expresiones “el Coordinador” y “al Coordinador”, respectivamente.

e) Modifícase el inciso décimo en el siguiente sentido:

i. Sustitúyese, la frase “la Dirección de Peajes del CDEC respectivo” por “el Coordinador”; la frase “la referida Dirección” por “el referido Coordinador”; y, la expresión “la Dirección de Peajes” por “el Coordinador”;

ii. Reemplázase la oración “aplicable a las discrepancias previstas en el número 11 del artículo 208°” por la frase “establecido en el artículo 211°”.

17) Modifícase el artículo 150° ter en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso decimocuarto la frase “los factores de penalización de energía del sistema correspondiente,” por la siguiente “la razón entre el precio de nudo de energía en dicho punto particular del sistema y el precio de nudo de energía en el punto de inyección, ambos”.

b) Reemplázase en el inciso decimoséptimo la expresión “la Dirección de Peajes correspondiente” por “el Coordinador”.

c) Reemplázase en el inciso decimoctavo la expresión “cada Dirección de Peajes” por “el Coordinador”.

d) Modifícase el inciso décimonoveno en el siguiente sentido:

i. Reemplázase la expresión “inciso primero del artículo 119°” por la frase “inciso segundo del artículo 149°”;

ii. Reemplázase la expresión “dicha Dirección” por “el Coordinador,”.

e) Reemplázase en el inciso final la frase “la Dirección de Peajes que corresponda” por “el Coordinador”.

18) Modifícase el artículo 155° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase, en el número 2.- del inciso primero, la frase “del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra a) del artículo 102°” por “los cargos señalados en los artículos 115°, 116° y 212°-13”.

b) Modifícase el inciso tercero del siguiente modo:

i. Reemplázase, en el primer párrafo, la frase “el sistema de transmisión troncal conforme señala el artículo 102°” por “los sistemas de transmisión conforme señalan los artículos 115° y 116°”.

ii. Agrégase el siguiente párrafo tercero y final:

“- Cargo por Servicio Público a que hace referencia el artículo 212°-13.”.

19) Modifícase el artículo 157° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el inciso primero la expresión “generación-transporte” por “generación”.

b) Sustitúyese en el inciso tercero la expresión “las Direcciones de Peajes de los CDEC respectivos, de manera coordinada” por “el Coordinador”.

20) Modifícase el artículo 162° en el siguiente sentido:

a) Intercálase en el número 1, entre las expresiones “instalaciones existentes y” y “en construcción” la expresión “aquellas declaradas por la Comisión”.

b) Reemplázanse en el número 2 el guarismo “166°” por “165°” y la frase “El valor así obtenido se denomina precio básico de la energía” por “Los valores así obtenidos, para cada una de las barras, se denominan precios básicos de la energía”.

c) Elimínase el número 4.

d) Modifícase el número 5 en el siguiente sentido:

i. Sustitúyense la frase “subestaciones troncales” por “barras del sistema de transmisión nacional” y la palabra “subestación” por la palabra “barra”.

ii. Intercálase entre la primera coma y la expresión “se calcula” la siguiente frase: “y que no tenga determinado un período básico de potencia,”.

e) Reemplázase el número 6 por el siguiente:

“6.- El cálculo de los factores de penalización de potencia de punta a que se refiere el número 5 anterior, se efectúa considerando las perdidas marginales de transmisión de potencia de punta, considerando el programa de obras de generación y transmisión señalado en el número 1 de este artículo, y”.

f) Sustitúyese, en el número 7, la expresión “, y” por un punto aparte.

g) Elimínase el número 8.

21) Reemplázase en el inciso final del artículo 163° la expresión “en un CDEC” por “entre las empresas sujetas a coordinación”.

22) Reemplázase en el artículo 165° la expresión “de los CDEC” por “del Coordinador”.

23) Reemplázanse, en el número 2 del artículo 167°, la palabra “troncal” por “nacional” y el guarismo “102°” por “115°”.

24) Reemplázase en el inciso primero del artículo 170° la expresión “CDEC” por “Coordinador”.

25) Reemplázánse, en el inciso primero del artículo 177°, la coma que sigue a la palabra “definitivas”, que pasa a ser punto seguido, y la frase “las que en todo caso deberán ser aprobadas por ésta antes de once meses del término de vigencia de los precios vigentes y serán públicas” por la siguiente oración: “Si se mantuviesen controversias, las empresas podrán presentar sus discrepancias al Panel, en un plazo máximo de diez días contado desde la recepción de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°. En todo caso, las bases definitivas deberán será aprobadas por la Comisión antes de once meses del término de vigencia de los precios vigentes.”.

26) Reemplázase, en el artículo 181°, la frase “y del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra a) del artículo 102°” por la siguiente “los cargos señalados en los artículos 115°, 116° y 212°-13”.

27) Incorpórase, en el artículo 184°, el siguiente inciso cuarto y final, nuevo:

“Las discrepancias que se produzcan en relación a la fijación de los precios de los servicios, a que se refiere el número 4 del artículo 147°, podrán ser sometidos al dictamen del Panel de Expertos conforme al procedimiento establecido en el artículo 211°.”.

28) Reemplázase el artículo 208° por el siguiente:

“Artículo 208°.- Serán sometidas al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que se produzcan en relación con las materias que se señalen expresamente en la presente ley o en el reglamento, y en otras leyes en materia energética.

Asimismo, serán sometidas a dicho dictamen, las discrepancias que se susciten entre el Coordinador y las empresas sujetas a su coordinación en relación a los procedimientos técnicos, instrucciones y cualquier otro acto de coordinación de la operación del sistema y del mercado eléctrico que emane del Coordinador, en cumplimento de sus funciones.

Podrán, asimismo, someterse al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que las empresas eléctricas tengan entre sí con motivo de la aplicación técnica o económica de la normativa del sector eléctrico y que, de común acuerdo, sometan a su dictamen.”.

29) Reemplázase en la letra b) del artículo 210°, la expresión “en el artículo 208°” por la siguiente: “en la presente ley o reglamento u en otras leyes en materia energética.”.

30) Modifícase el artículo 211° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase el inciso segundo por el siguiente:

“Requerida la intervención del Panel de Expertos, éste en el más breve plazo, deberá notificar a las partes y los interesados las discrepancias presentadas. Asimismo, se convocará a una sesión especial, debiendo establecer en ella un programa de trabajo que considerará una audiencia pública con las partes y los interesados, de la que se dejará constancia escrita, entendiéndose siempre que la Comisión y la Superintendencia tienen la condición de interesados en lo que respecta a las esferas de sus respectivas atribuciones. Dicha audiencia deberá realizarse no antes del plazo de diez días contados desde la notificación de las discrepancias. El Panel evacuará el dictamen dentro del plazo de treinta días contados desde la realización de la audiencia, salvo que la normativa legal o reglamentaria establezca un plazo diferente. El dictamen será fundado y todos los antecedentes recibidos serán públicos desde la notificación del dictamen.”.

b) Intercálase, en el inciso tercero, entre la expresión “participen” y la frase “en el procedimiento respectivo”, la siguiente expresión: “, en calidad de partes,”.

c) Reemplázase el inciso final por el siguiente:

“No obstante, el Ministro de Energía, mediante resolución exenta fundada, podrá, dentro del plazo de diez días contado desde la notificación del dictamen, declararlo inaplicable, en caso que se refiera a materias ajenas a las señaladas en el artículo 208°.”.

31) Modifícase el artículo 212° en el siguiente sentido:

a) Reemplázanse, los incisos primero y segundo, del artículo 212°, por los siguientes:

“El financiamiento del Panel se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Subsecretaria de Energía en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13. Para estos efectos, el Panel deberá presentar a la Subsecretaria de Energía, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual para el siguiente año.

El presupuesto del Panel de Expertos deberá comprender los honorarios de sus miembros y del secretario abogado, los gastos en personal administrativo y demás gastos generales.

El procedimiento de recaudación del cargo por servicio público para el financiamiento del Panel y su pago se efectuará en la forma que señale el reglamento.”.

b) Suprímese el actual inciso tercero.

32) Intercálase, a continuación del artículo 212°, el siguiente Título VI bis, nuevo:

“Título VI BIS

Del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional

Artículo 212°-1.- Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, el Coordinador. El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional es el organismo técnico e independiente encargado de la coordinación de la operación del conjunto de instalaciones del sistema eléctrico nacional que operen interconectadas entre sí.

El Coordinador es una corporación autónoma de derecho público, sin fines de lucro, con patrimonio propio y de duración indefinida. Su domicilio será la ciudad de Santiago, sin perjuicio de que pueda establecer oficinas o sedes a lo largo del país. El Coordinador podrá celebrar todo tipo de actos y contratos con sujeción al derecho común.

El Coordinador no forma parte de la Administración del Estado, no siéndole aplicable las disposiciones generales o especiales, dictadas o que se dicten para el sector público, salvo expresa mención. Su organización, composición, funciones y atribuciones se regirán por la presente ley y su reglamento.

Artículo 212°-2.- Transparencia y publicidad de la información. El principio de transparencia es aplicable al Coordinador, de modo que deberá mantener a disposición permanente del público, a través de su sitio electrónico, los siguientes antecedentes debidamente actualizados, al menos, una vez al mes:

a) El marco normativo que le sea aplicable.

b) Su estructura orgánica u organización interna.

c) Las funciones y competencias de cada una de sus unidades u órganos internos.

d) Sus estados financieros y memorias anuales.

e) La composición de su Consejo Directivo y la individualización de los responsables de la gestión y administración.

f) Información consolidada del personal.

g) Toda remuneración percibida en el año por cada integrante de su Consejo Directivo y del Director Ejecutivo, por concepto de gastos de representación, viáticos, regalías y, en general, todo otro estipendio. Asimismo, deberá incluirse, de forma global y consolidada, la remuneración total percibida por el personal del Coordinador.

Asimismo, el Coordinador deberá proporcionar toda la información que se le solicite, salvo que concurra alguna de las causales de secreto o reserva que establece la ley y la Constitución, o que su publicidad, comunicación o conocimiento afecte el debido cumplimiento de las funciones del Coordinador o derechos de las personas, especialmente en el ámbito de su vida privada o derechos de carácter comercial o económico. El procedimiento para la entrega de la información solicitada se deberá realizar en los plazos y en la forma que establezca el reglamento. Toda negativa a entregar la información deberá formularse por escrito y deberá ser fundada, especificando la causal legal invocada y las razones que en cada caso motiven su decisión.

La información anterior deberá incorporarse a sus sitios electrónicos en forma completa, y de un modo que permita su fácil identificación y un acceso expedito.

Corresponderá al Director Ejecutivo velar por el cumplimiento de la obligación que establece este artículo y se le considerará para estos efectos el jefe superior del órgano. Serán aplicables a su respecto, lo dispuesto en los artículos 8°, 47 y 48 de la ley N°20.285, sobre Acceso a la Información Pública. En caso de incumplimiento, las sanciones serán aplicadas por el Consejo para la Transparencia.

Artículo 212°-3: Administración y Dirección del Coordinador.

La dirección y administración del Coordinador estará a cargo de un Consejo Directivo, compuesto por siete consejeros, los que serán elegidos conforme al artículo 212-5. Al Consejo Directivo le corresponderá la representación judicial y extrajudicial del organismo.

El Coordinador contará con un Director Ejecutivo, que será designado y/o removido por el Consejo Directivo en la forma y con el quórum establecido en el artículo 212-8. Le corresponderá al Director Ejecutivo:

a) La ejecución de los acuerdos y directrices adoptados por el Consejo Directivo;

b) La supervisión permanente de la administración y funcionamiento técnico del organismo;

c) Proponer al Consejo Directivo la estructura organizacional del Coordinador; y

d) Las demás materias que le delegue el Consejo Directivo.

Los miembros del Consejo Directivo, el Director Ejecutivo y el personal del Coordinador no tendrán el carácter de personal de la Administración del Estado y se regirán exclusivamente por las normas del Código del Trabajo. No obstante, a éstos se les extenderá la calificación de empleados públicos sólo para efectos de aplicarles el artículo 260° del Código Penal.

El Coordinador deberá contar con una estructura interna y personal necesario e idóneo para el cumplimiento de sus funciones, la que será determinada por el Consejo Directivo. Para estos efectos, el Consejo Directivo deberá elaborar los Estatutos del Coordinador, los que deberán regular la organización interna de la institución y contener las normas que aseguren su adecuado funcionamiento.

Artículo 212°-4.- Deber del Consejo Directivo de velar por el cumplimento de las funciones del Coordinador y normativa. Le corresponderá al Consejo Directivo del Coordinador velar por el cumplimiento de las funciones que la normativa vigente asigna al Coordinador y adoptar las medidas que sean necesarias para asegurar dicho cumplimiento, en el ámbito de sus atribuciones. El Consejo Directivo deberá informar a la Superintendencia y a la Comisión cualquier hecho o circunstancia que pueda constituir una infracción a la normativa eléctrica vigente por parte de las empresas sujetas a su coordinación, identificando al propietario de las instalaciones pertinentes, cuando corresponda.

Artículo 212°-5.- Del Consejo Directivo del Coordinador. Los miembros del Consejo Directivo serán elegidos, en un proceso público y abierto, por el Comité Especial de Nominaciones, de una o más ternas de candidatos al cargo confeccionada por una empresa especializada, los que deberán acreditar experiencia profesional en el sector eléctrico o en las demás áreas que defina dicho Comité y reunir las condiciones de idoneidad necesarias para desempeñar el cargo. Las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los aspectos operativos del procedimiento de elección de los consejeros del Consejo Directivo del Coordinador serán establecidas en el reglamento.

Los consejeros durarán cuatro años en su cargo, pudiendo ser reelegidos. El Consejo Directivo se renovará parcialmente cada dos años.

Los consejeros podrán ser removidos de su cargo por el Comité Especial de Nominaciones por causa justificada, por el mismo quórum calificado fijado para su elección. La destitución, remoción de uno cualquiera de los miembros del Consejo Directivo, será decretada por el Comité especial de Nominaciones, a solicitud de la Superintendencia, por causa justificada y conforme al procedimiento establecido en el reglamento que se dicte al efecto, el que establecerá las definiciones, plazos, condiciones y procedimiento para el ejercicio de la presente atribución.

El Consejo Directivo designará entre sus miembros a un presidente y a su respectivo suplente para que ejerza las funciones de aquel en caso de ausencia o impedimento de cualquier naturaleza.

Los consejeros cesarán en sus funciones por alguna de las siguientes circunstancias:

a) Término del período legal de su designación;

b) Renuncia voluntaria;

c) Destitución o remoción por causa justificada; y

d) Incapacidad sobreviniente que le impida ejercer el cargo por un periodo superior a tres meses consecutivos o seis meses en un año.

En caso de cesación anticipada del cargo de consejero, cualquiera sea la causa, el Comité Especial de Nominaciones se constituirá, a petición de la Comisión, para elegir un reemplazante por el tiempo que restare para la conclusión del período de designación del consejero cuyas funciones hayan cesado anticipadamente, salvo que éste fuese igual o inferior a seis meses.

El Consejo Directivo deberá sesionar con la asistencia de, a lo menos, cuatro de sus miembros. Sin perjuicio de lo anterior, los acuerdos se entenderán adoptados cuando cuenten con el voto favorable de la mayoría de los miembros del Consejo, salvo que esta ley o el Reglamento exijan una mayoría especial. El que presida tendrá voto decisorio en caso de empate. El Consejo Directivo deberá celebrar sesiones ordinarias con la periodicidad que establezcan los Estatutos Internos, y extraordinarias cuando las cite especialmente el Presidente, por sí o a requerimiento escrito de dos o más consejeros.

El Consejo Directivo podrá delegar parte de sus facultades en el Director Ejecutivo o los ejecutivos principales del Coordinador.

Asimismo, este Consejo podrá, por quórum calificado, asignar un nombre de fantasía al Coordinador.

Artículo 212°-6.- Incompatibilidades. El cargo de consejero del Consejo Directivo es de dedicación exclusiva y será incompatible con todo cargo o servicio remunerado que se preste en el sector público o privado. No obstante, los consejeros podrán desempeñar funciones en corporaciones o fundaciones, públicas o privadas, que no persigan fines de lucro, siempre que por ellas no perciban remuneración.

Asimismo, es incompatible la función de consejero con la condición de tenedor, poseedor o propietario de acciones o derechos, por sí o a través de terceros, de una persona jurídica sujeta a la coordinación del Coordinador, de sus matrices, filiales o coligadas.

Las personas que al momento de su nombramiento les afecte cualquiera de dichas condiciones deberán renunciar a ella. Las incompatibilidades contenidas en el presente artículo se mantendrán por seis meses después de haber cesado en el cargo por cualquier causa. La infracción de esta norma será sancionada por la Superintendencia, pudiendo servir de causa justificada para la remoción del respectivo consejero.

Las incompatibilidades previstas en este artículo no regirán para las labores docentes o académicas siempre y cuando no sean financiadas por los coordinados, con un límite máximo de doce horas semanales. Tampoco regirán cuando las leyes dispongan que un miembro del Consejo Directivo deba integrar un determinado comité, consejo, directorio, u otra instancia, en cuyo caso no percibirán remuneración por estas otras funciones.

Cuando el cese de funciones se produzca por término del periodo legal del cargo o por incapacidad sobreviniente, el consejero tendrá derecho a gozar de una indemnización equivalente al total de las remuneraciones devengadas en el último mes, por seis meses. Si durante dicho período incurriere en alguna incompatibilidad perderá el derecho de gozar de tal indemnización desde el momento en que se produzca la infracción.

La infracción de lo dispuesto en el presente artículo será sancionada por la Superintendencia, pudiendo servir de causa justificada para la remoción del respectivo consejero.

Artículo 212°-7.- Comité Especial de Nominaciones. El Comité Especial de Nominaciones estará compuesto por un representante del Ministerio de Energía, uno de la Comisión Nacional de Energía, uno del Consejo de Alta Dirección Pública, uno del Panel de Expertos, un decano de una facultad de ciencias o ingeniería de una Universidad del Consejo de Rectores y uno del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia. La composición y funcionamiento del Comité Especial de Nominaciones y las demás normas que lo rijan serán establecidas por la Comisión mediante resolución dictada al efecto.

Todos los acuerdos del Comité deberán ser adoptados por el voto favorable de, al menos, cuatro de sus seis miembros.

Los integrantes del Comité no percibirán remuneración ni dieta adicional por el desempeño de sus funciones.

Artículo 212°-8.- Del Director Ejecutivo. El Director Ejecutivo deberá ser elegido y removido por el voto favorable de cinco de los Consejeros del Consejo Directivo de una terna de candidatos al cargo confeccionada por una empresa especializada. Las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los aspectos operativos del procedimiento de elección del Director Ejecutivo serán establecidas en el estatuto interno del Coordinador.

El Director Ejecutivo responde personalmente de la ejecución de los acuerdos del Consejo.

Artículo 212°-9.- Responsabilidad del Coordinador y de los miembros del Consejo Directivo. Las infracciones a la normativa vigente en que incurra el Coordinador en el ejercicio de sus funciones darán lugar a las indemnizaciones de perjuicios correspondientes, según las reglas generales.

El Consejo Directivo es un órgano colegiado, que ejerce las funciones que la ley y la normativa eléctrica le asigna. Los consejeros deberán actuar en el ejercicio de sus funciones con el cuidado y diligencia que las personas emplean ordinariamente en sus propios negocios.

Las deliberaciones y acuerdos del Consejo Directivo deberán constar en un acta, la que deberá ser firmada por todos aquellos consejeros que hubieren concurrido a la respectiva sesión. Asimismo, en dichas actas deberá contar el o los votos disidentes del o los acuerdos adoptados por Consejo Directivo, para los efectos de una eventual exención de responsabilidad de algún consejero. Los estatutos internos del Coordinador deberán regular la fidelidad de las actas, su mecanismo de aprobación, observación y firma. Las actas del Consejo Directivo serán públicas.

Los consejeros son personalmente responsables de los acuerdos y actos que suscriban, así como de su ejecución, debiendo responder administrativamente conforme a lo señalado en el inciso sexto del presente artículo. Sin perjuicio de lo anterior, el Coordinador responderá civilmente de los hechos de los miembros del Consejo Directivo, incurridos en el ejercicio de su cargo, salvo que aquellos sean constitutivos de crímenes o simples delitos. Según corresponda, el Coordinador tendrá derecho a repetir en contra de él o los consejeros responsables.

En caso de ejercerse acciones judiciales en contra de los miembros del Consejo Directivo por actos u omisiones en el ejercicio de su cargo, el Coordinador deberá proporcionarles defensa. Esta defensa se extenderá para todas aquellas acciones que se inicien en su contra por los motivos señalados, incluso después de haber cesado en el cargo.

La Superintendencia podrá aplicar sanciones consistentes en multas a los consejeros por su concurrencia a los acuerdos del Consejo Directivo que tengan como consecuencia la infracción de la normativa sectorial. Asimismo, los miembros del Consejo Directivo podrán ser sancionados por la infracción a su deber de vigilancia sobre las acciones del Coordinador, tales como, verificar que mantenga la contratación de personal idóneo para el adecuado ejercicio de las funciones del Coordinador. También podrán ser sancionados con multas los consejeros que infrinjan lo establecido en el artículo 212-6, relativo a sus incompatibilidades. Estas multas tendrán como tope máximo, para cada infracción, 30 unidades tributarias anuales por consejero. El consejero sancionado tendrá derecho, mientras posea la calidad de miembro del Consejo Directivo, a pagar la correspondiente multa mediante un descuento mensual máximo de un 30% de su remuneración bruta mensual hasta enterar su monto total.

Artículo 212°-10.- Remuneración del Consejo Directivo y del Director Ejecutivo. Los consejeros recibirán una remuneración bruta mensual equivalente a la establecida para los integrantes del Panel de Expertos en el inciso cuarto del artículo 212. La remuneración del Director Ejecutivo será fijada por el Consejo Directivo.

Artículo 212°-11.- Financiamiento y Presupuesto Anual del Coordinador. El financiamiento del Coordinador se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Comisión en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13.

Para estos efectos, el Consejo Directivo del Coordinador deberá presentar a la Comisión, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual del Coordinador, el que además deberá detallar el plan de trabajo para el respectivo año calendario, identificando las actividades que se desarrollarán, los objetivos propuestos y los indicadores de gestión que permitan verificar el cumplimento de dichos objetivos. El presupuesto deberá permitir cumplir con los objetivos y funciones establecidas para el Coordinador en la normativa eléctrica vigente.

La Comisión justificadamente podrá observar y solicitar modificaciones al presupuesto anual del Coordinador, las que necesariamente deberán ser incorporadas por dicho organismo.

La Comisión deberá aprobar el presupuesto anual del Coordinador antes del 19 noviembre de cada año.

El Consejo Directivo, en cualquier momento y en forma debidamente justificada, podrá presentar a la Comisión para su aprobación uno o más suplementos presupuestarios. En caso de aprobación, la Comisión deberá ajustar el cargo por servicio público a que hacer referencia el artículo 212°-13 con el objeto financiar dicho suplemento.

Adicionalmente, dentro de los primeros treinta días de cada año, el Coordinador deberá presentar a la Comisión la ejecución presupuestaria del año calendario inmediatamente anterior.

Artículo 212°-12.- Patrimonio del Coordinador. El patrimonio del Coordinador estará conformado por los bienes muebles, inmuebles, corporales o incorporales, que se le transfieran o adquieran a cualquier título, como asimismo por los ingresos que perciba por los servicios que preste.

Artículo 212°-13.- Cargo por Servicio Público. El presupuesto del Coordinador, del Panel de Expertos y el estudio de franja que establece el artículo 93, será financiado por la totalidad de usuarios finales, libres y sujetos a fijación de precios, a través de un cargo por servicio público, el que será fijado anualmente por la Comisión, mediante resolución exenta e informado antes del 19 de noviembre de cada año, con el objeto de que el cargo señalado sea incorporado en las respectivas boletas o facturas a partir del mes de diciembre del año anterior del período presupuestario correspondiente.

Este cargo se calculará considerando la suma de los presupuestos anuales del Coordinador, el Panel de Expertos y el estudio de franja, dividido por la suma de la energía proyectada total a facturar a los suministros finales para el año calendario siguiente.

El monto a pagar por los usuarios finales corresponderá al cargo por servicio público multiplicado por la energía facturada en el mes correspondiente. En el caso de los clientes sujetos a fijación de precios, este valor será incluido en las cuentas respectivas que deben pagar a la empresa distribuidora, las que a su vez deberán efectuar el pago de los montos recaudados mensualmente al Coordinador. Asimismo, en el caso de los clientes libres, este cargo deberá ser incorporado explícitamente en las boletas o facturas entre dichos clientes y su suministrador, los que deberán a su vez traspasar mensualmente los montos recibidos de parte de los clientes al Coordinador.

El Coordinador deberá repartir los ingresos recaudados a prorrata de los respectivos presupuestos anuales de dicho organismo, del Panel de Expertos y el elaborado por la Subsecretaría de Energía para el estudio de franja, según corresponda.

Los saldos a favor o en contra que se registren deberán imputarse al ejercicio de cálculo del presupuesto correspondiente del año siguiente.

El procedimiento para la fijación y la recaudación del cargo por servicio público, así como su pago se efectuará en la forma que señale el reglamento.”.

33) Suprímese el artículo 220°.

34) Elimínase el inciso primero del artículo 223°.

35) Modifícase el artículo 225° en el siguiente sentido:

a) Elimínase la letra b).

b) Reemplázase la letra y) por la siguiente:

“y) Energía Firme: Capacidad de producción anual esperada de energía eléctrica que puede ser inyectada al sistema por una unidad de generación de manera segura, considerando aspectos como la certidumbre asociada a la disponibilidad de su fuente de energía primaria, indisponibilidades programadas y forzadas. El detalle de cálculo de la energía firme, diferenciado por tecnología, deberá estar contenido en la Norma Técnica que la Comisión dicte para estos efectos.”.

c) Reemplázase la letra z) por la siguiente:

“z) Servicios complementarios: recursos técnicos con los que deberán contar las instalaciones de generación, transmisión, distribución y de clientes no sometidos a regulación de precios para la coordinación de la operación del sistema en los términos dispuestos en el artículo 72°-1. Son servicios complementarios aquellas prestaciones que permiten efectuar, a lo menos, un adecuado control de frecuencia, control de tensión y plan de recuperación de servicio, tanto en condiciones normales de operación como ante contingencias.”.

Artículo 2°.- Elimínase el artículo 16 B de la ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Artículo primero.- El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, para todos los efectos legales, es el continuador legal de los Centros de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, CDEC SIC, y del Sistema Interconectado del Norte Grande, CDEC SING, a partir de la fecha señalada en el inciso siguiente, sin perjuicio de los derechos recíprocos que puedan existir de conformidad a los artículos transitorios siguientes.

El Coordinador deberá estar plenamente constituido y ejerciendo las funciones establecidas en la presente ley el 1° de enero de 2018. En el tiempo que medie entre la publicación de la presente ley en el Diario Oficial y la fecha señalada precedentemente, el CDEC SIC y el CDEC SING deberán seguir operando y ejerciendo las funciones que la normativa eléctrica les asigna.

Artículo segundo.- El Consejo Directivo del Coordinador deberá estar constituido a más tardar el 30 de junio de 2017. Para estos efectos, la Comisión deberá, antes del 31 de diciembre de 2016, convocar al Comité Especial de Nominaciones a que hace referencia el artículo 212°-7. Su composición, funcionamiento, las especificaciones técnicas de la empresa especializada y los procedimientos de la primera elección de los miembros del Consejo Directivo deberán ser establecidas por la Comisión mediante resolución exenta.

Artículo tercero.- El presupuesto anual del CDEC SING y del CDEC SIC correspondiente al año 2017 deberá contemplar una glosa o partida que considere los gastos y costos necesarios de implementación del Coordinador y de su Consejo Directivo correspondiente a dicho año calendario.

Artículo cuarto.- El Consejo Directivo deberá presentar a la Comisión para su aprobación, antes del 30 de septiembre de 2017, el presupuesto anual del Coordinador para el año siguiente, el que, además, deberá detallar el plan de trabajo para el respectivo año calendario, identificando las actividades que se desarrollarán, los objetivos propuestos y los indicadores de gestión que permitan verificar el cumplimento de dichos objetivos, conforme a las funciones definidas en la presente ley.

Para los efectos del financiamiento del Coordinador, el cargo único por servicio público a que hace referencia el artículo 212°-13 deberá ser incorporado en las boletas o facturas emitidas a partir del mes de noviembre de 2017.

Artículo quinto.- El Consejo Directivo del Coordinador constituido conforme al artículo segundo transitorio, deberá presentar a la Comisión, a más tardar cuarenta y cinco días corridos desde su constitución, los Estatutos Internos del Coordinador.

Asimismo, a más tardar ciento veinte días corridos desde su constitución, el Consejo Directivo del Coordinador deberá designar al Director Ejecutivo y a los Ejecutivos principales del organismo conforme a la estructura interna definida en sus Estatutos, la que deberá contemplar unidades, departamento o gerencias que les permita cumplir con las funciones de planificación, coordinación de la operación, coordinación de mercado eléctrico, administración, de información e estadísticas, entre otras. La elección de estos profesionales deberá efectuarse a través de un proceso público, informado y transparente, y sobre una terna de candidatos propuesta por una empresa especializada, de acuerdo a las especificaciones técnicas y procedimentales definidas en los Estatutos Internos del Coordinador.

Artículo sexto.- Los miembros del Directorio del CDEC SIC y del CDEC SING, así como los directores de las direcciones técnicas en ejercicio de dichos organismos, podrán ser propuestos por la empresa especializada a que hace referencia el artículo 2° y 5° transitorios para efectos de la elección de los consejeros del Consejo Directivo y los cargos de Director Ejecutivo o ejecutivos principales del Coordinador. En caso que éstos resulten electos, deberán renunciar a sus cargos en los respectivos CDEC.

Artículo séptimo.- Los miembros titulares o suplentes del Directorio del CDEC SING y del CDEC SIC que se encuentren en ejercicio, a la fecha de publicación de la presente ley en el Diario Oficial, continuarán en sus cargos hasta el 31 de diciembre de 2017, sin perjuicio que deban renunciar a sus cargos por la casual señalada en el artículo 6 ° transitorio anterior.

Artículo octavo.- Para los efectos de asegurar la continuidad de las funciones del CDEC, que serán asumidas por el Coordinador, el primero no podrá disponer de los bienes de su propiedad que sean necesarios para el cumplimiento de dichas funciones hasta doce meses después de iniciadas las mismas, salvo que éstos hayan sido adquiridos previamente por el Coordinador. El Coordinador deberá pagar al CDEC por el uso o goce temporal de dichos bienes, de acuerdo a los valores de mercado vigentes.

Sin perjuicio de lo anterior, los CDEC deberán ceder al Coordinador el sistema SCADA a precio contable a 31 de diciembre de 2017, el que deberá ser pagado dentro de los primeros seis meses del 2018.

Artículo noveno.- Para los efectos laborales y previsionales, el Coordinador es el continuador legal del CDEC SIC y del CDEC SING. En especial se aplicará lo dispuesto en el artículo 4° del Código del Trabajo.

Artículo décimo.- El proceso de planificación anual de la transmisión troncal correspondiente al año 2016 no se regirá por las normas legales de la presente ley, manteniéndose vigentes a su respecto las disposiciones contenidas en el decreto con fuerza de ley N°4/20.018, de 2006, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la ley General de Servicios Eléctricos.

Por su parte, las normas contenidas en los artículos 87° y siguientes relativas a la planificación de la transmisión entrarán en vigencia a partir del 1° de enero de 2017. Para estos efectos, la propuesta de planificación anual de la transmisión del Coordinador a que hace referencia el inciso primero del artículo 91°, deberá ser enviada a la Comisión en el plazo señalado en dicho artículo por los respectivos CDEC.

Artículo undécimo.- Dentro de los noventa días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley, el Ministerio de Energía deberá dar inicio al proceso de planificación energética a que hace referencia los artículos 83° y siguientes.

Artículo duodécimo.- Durante la vigencia del decreto del Ministerio de Energía que fija las tarifas de subtransmisión y sus respectivas fórmulas de indexación para el cuadrienio 2016-2019, la repartición de los ingresos asociados al pago por uso mensual que efectúen las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía y potencia desde los sistemas de subtransmisión para empresas concesionarias de servicio público de distribución o usuarios finales, se regirá por las siguientes disposiciones:

a) El ingreso a percibir asociados a costos estándares de inversión, mantención, operación y administración de las instalaciones que entraren en operación durante el cuadrienio correspondiente y no consideradas en el Informe Técnico que haya dado origen al decreto señalado, corresponderá al A.V.I.+C.O.M.A. de éstas.

b) El ingreso de las demás instalaciones corresponderá a la diferencia entre el monto total recaudado y la suma de los ingresos señalados en la letra a) precedente; El monto resultante deberá ser distribuido entre las empresas propietarias u operadoras de instalaciones de subtransmisión sobre la base de la proporción que represente el A.V.I.+C.O.M.A. de cada propietario u operador respecto al A.V.I.+C.O.M.A. total de cada sistema de subtransmisión.

Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión clasificará fundadamente las nuevas instalaciones en operación dentro de los sistemas de transmisión que corresponda, y determinará su A.V.I.+C.O.M.A. en base al valor de instalaciones de características similares, contenidas en el Informe Técnico referido en la letra a) anterior.

Las modificaciones a las condiciones de aplicación que en virtud de la presente ley corresponda efectuar sobre el decreto señalado en el inciso primero, deberán ser establecidas mediante Decreto del Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, dentro de los noventa días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley.

Asimismo, las modificaciones de las condiciones de aplicación que en virtud de la presente ley correspondan efectuar sobre el decreto vigente que fija las instalaciones del sistema troncal para el cuadrienio 2016-2019, deberán ser establecidas mediante Decreto del Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, dentro de los noventa días siguientes a la publicación en el diario oficial de la presente ley. El área de influencia común, el valor de la transmisión por tramo y sus componentes con sus fórmulas de indexación, se mantendrán vigentes hasta el 31 de diciembre de 2019.

Artículo decimotercero.- La Comisión deberá dar inicio al proceso de valorización de los sistemas de transmisión señalado en el artículo 105° el primer día hábil de enero de 2018.

La tasa de descuento que se utilizará en el proceso de valorización de los sistemas de transmisión para el cuatrienio 2020-2024, no podrá ser inferior al siete por ciento ni superior al diez por ciento.

Artículo decimocuarto.- Para efectos de dar inicio al primer proceso de calificación de instalaciones de transmisión y al primer proceso de cálculo de la tasa de descuento a que hacen referencia los artículos 100° y 119°, respectivamente, el plazo señalado en dichos artículos para iniciar los respectivos procesos deberá contabilizarse a partir de 1° de enero de 2018.

Artículo decimoquinto.- A partir de la publicación en el Diario Oficial de la presente ley, deberá iniciarse el proceso de calificación de aquellas nuevas instalaciones que se hayan incorporado al sistema eléctrico. Para estos efectos, la Dirección de Peajes de los CDEC respectivos deberá informar a la Comisión dichas instalaciones.

Artículo decimosexto.- A más tardar el 30 de septiembre de 2017, el CDEC SIC y el CDEC SING deberán implementar de manera conjunta el Sistema de Información Pública del Coordinador a que hace referencia el artículo 72-8, a lo menos, con la información señalada en las letras a) y d) de dicho artículo, así como toda aquella información que le sea solicitada incorporar por la Comisión con la debida antelación.

Artículo decimoséptimo.- Toda instalación existente a la fecha de publicación de la presente ley deberá certificar el cumplimiento de la normativa técnica correspondiente, en conformidad a lo establecido en el artículo 72°-15. Para ello, dentro del plazo de doce meses desde la publicación de la presente ley, la Superintendencia deberá autorizar los organismos certificadores independientes respectivos. Vencido el plazo anterior, los propietarios de instalaciones existentes tendrán un plazo no superior a dieciocho meses para realizar la certificación a sus instalaciones. En caso de que la certificación de la instalación no pueda ser obtenida por razones fundadas, excepcionalmente el coordinado deberá proponer al Coordinador para su aprobación, el plazo en el que ejecutará las adecuaciones pertinentes, presentando un plan de trabajo con una duración acorde a la magnitud de adecuaciones a realizar, el que no podrá superar 30 meses.

Artículo decimoctavo.- Los servicios complementarios que se estén prestando a la fecha de publicación de la presente ley, se seguirán prestando y remunerando en conformidad a las normas que la presente ley deroga, hasta el 31 de diciembre de 2017.

Por su parte, antes del mes de junio de 2017, los CDEC respectivos deberán presentar a la Comisión la propuesta de servicios complementarios a que hace referencia el inciso tercero del artículo 72°-7, señalando los que pueden ser valorizados a través de un proceso de licitación o a través de un estudio de costos. A más tardar dentro de los treinta días siguientes contados desde la presentación de dicha propuesta, la Comisión definirá los servicios complementarios, metodología de pago y su mecanismo de valorización.

Artículo decimonoveno.- Dentro del plazo de ciento veinte días contado desde la publicación de la presente ley en el Diario Oficial, se deberán dictar los reglamentos que establezcan las disposiciones necesarias para su ejecución. No obstante, mientras los referidos reglamentos no entren en vigencia, dichas disposiciones se sujetarán en cuanto a los plazos, requisitos y condiciones a las disposiciones de esta ley y a las que se establezcan por resolución exenta de la Comisión.

Artículo vigésimo.- El régimen de recaudación, pago y remuneración de la transmisión troncal que la presente ley modifica y el de la transmisión nacional, se regirán por las siguientes reglas:

a) El régimen de recaudación, pago y remuneración de la transmisión troncal que modifica la presente ley, se aplicará hasta el 31 de diciembre de 2018 a las instalaciones troncales existentes y posteriormente a las del sistema nacional.

No obstante lo anterior, el cálculo de los pagos para el año 2018 deberá ser realizado de conformidad a lo siguiente:

1. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero. Por su parte, los ingresos tarifarios reales de los tramos del sistema de transmisión nacional serán descontados íntegramente del cálculo del cargo unitario aplicable a clientes finales por el uso del sistema nacional para el año siguiente, particularmente en este caso el año 2019, conforme lo especifique la resolución exenta que la Comisión dicte para estos efectos.

2. El Valor Anual de la Transmisión por Tramo de las instalaciones del sistema de transmisión troncal: Nueva Crucero Encuentro 500/220 kV, Nueva Crucero Encuentro 500 kV-Los Changos 500 kV, Los Changos 500/220 kV, Los Changos 220 kV-Kapatur 220 kV, Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, Cumbres 500 kV-Nueva Cardones-500 kV, serán remuneradas en su totalidad, mediante un cargo único, por los clientes finales, libres y regulados, que forman parte de los sistemas SIC y SING en la proporción de tiempo en que el flujo por el tramo Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, presente direcciones hacia cada uno de los referidos sistemas. Los ingresos tarifarios reales de los tramos de las instalaciones señaladas precedentemente serán descontados del respectivo cargo único correspondiente al año 2019.

3. La proporción de tiempo en que el flujo por el tramo Los Changos 500 kV-Cumbres 500 kV, presente direcciones hacia cada uno de los referidos sistemas, se calculará en términos esperados para el año 2018, manteniéndose fija durante todo el período que medie entre los años 2019 y 2034, ambos inclusive.

4. El cálculo del pago por inyección de las centrales generadoras considerará el uso esperado de las instalaciones del sistema eléctrico interconectado, calculando las prorratas de participación en cada tramo para cada central, ajustadas por la proporción que corresponda de aplicar las reglas de pertenencia al Área de Influencia Común. Las prorratas ajustadas se aplicaran sobre la valorización anual de cada tramo, excluyendo los tramos de las instalaciones señaladas en el numeral 2 precedente.

b) Para el período que media entre 1 de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034 se aplicará el siguiente régimen de pago por las instalaciones del sistema de transmisión nacional:

1. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero.

2. Los ingresos tarifarios reales de los distintos tramos de las instalaciones de transmisión nacional, así como de los tramos de las instalaciones señaladas en el número 2 de la letra a) precedente, serán descontados del respectivo cargo único del año siguiente, de conformidad a lo dispuesto en la letra d) siguiente.

3. Las instalaciones del sistema de transmisión nacional que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019, serán pagadas íntegramente por los consumidores finales libres y regulados, mediante un cargo único nacional, exceptuando las instalaciones señaladas en el número 2 de la letra a) precedente.

4. El pago del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras se efectuará de acuerdo a las siguientes reglas:

a) El pago de cada central generadora existente al 31 de diciembre de 2018, se calculará a partir de las prorratas de uso esperado para el cálculo de pago del año 2018, sin considerar los ingresos tarifarios reales y esperados. Estas prorratas de uso se mantendrán fijas durante todo el período que medie entre los años 2019 y 2034, ambos inclusive, aplicándose éstas sobre el valor anual de transmisión de cada tramo, debidamente indexado.

b) El pago de las centrales generadoras para el período 2019-2034 se ajustará anualmente por los factores de ajuste contenidos en la siguiente tabla:

c) Las centrales generadoras que entren en operación a partir del 1° de enero de 2019, concurrirán al pago por el uso del sistema de transmisión nacional conjuntamente con las centrales generadoras existentes, a contar del año en que ingresen, en la proporción que corresponda a dicho año y para cada año siguiente, de acuerdo a la tabla anterior. Para estos efectos, se establecerá una prorrata en función de la capacidad instalada de las nuevas centrales respecto de la capacidad instalada total, que considera las centrales existentes al 31 de diciembre de 2018 y las nuevas centrales. Dicha proporción, conformará la disminución del pago de las centrales existentes, manteniendo la prorrata por uso esperado indicada en la letra a) precedente para estas últimas. La proporción correspondiente de cada nueva central será aplicada para determinar su correspondiente pago.

5. Una vez determinados los pagos asociados a la totalidad de las centrales eléctricas, se deberán aplicar las reglas de exenciones de peajes a las centrales de medios de generación renovables no convencionales que esta ley deroga. Las mencionadas exenciones serán remuneradas por los consumidores finales libres y regulados. Para dichos efectos tendrán un tratamiento equivalente al resto de las exenciones de pago de centrales descritos en el presente artículo. La metodología para determinar el cálculo para la aplicación de esta regla de pago se especificará en una resolución exenta que la Comisión dicte al efecto.

c) Sin perjuicio de lo señalado precedentemente, los propietarios de las centrales generadoras podrán sujetarse a un mecanismo de rebaja del pago por uso del sistema de transmisión nacional en forma proporcional a la energía contratada con sus clientes finales, libres o regulados. El monto de esta rebaja será incorporada a la determinación del cargo único nacional aplicable a los usuarios finales.

Para los efectos de determinar el monto de la rebaja del pago por uso del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Las empresas generadoras que celebren contratos de suministro eléctrico una vez publicada la ley y cuyo inicio de suministro sea posterior al 1° de enero de 2019, se exceptuarán del pago de transmisión por inyección que le corresponde, en la proporción entre la energía contratada en dicho período para el correspondiente año y la energía firme de la totalidad de sus centrales generadoras. Sin perjuicio de lo anterior, dicha proporción no podrá ser superior a 100%.

2. Las empresas generadoras que tengan contratos de suministro vigentes al momento de la publicación de la presente ley, podrán optar por efectuar una modificación a dichos contratos, que tenga por objeto descontar el monto por uso de la transmisión nacional incorporado en el precio del respectivo contrato de suministro, de manera tal de poder acceder a la rebaja del pago de la transmisión asociada al volumen de energía contratada, en las mismas condiciones señaladas en el numeral 1 precedente.

Para estos efectos, la empresa generadora deberá descontar del precio del respectivo contrato de suministro un cargo equivalente por transmisión (CET), el que será determinado por la Comisión, en forma independiente para cada empresa generadora que lo solicite. La metodología para determinar dicho cargo deberá estar contenida en una resolución exenta que la Comisión dicte al efecto.

Una vez que la Comisión determine el valor del CET a descontar, la empresa generadora deberá presentar, para aprobación de la Comisión, la modificación del respectivo contrato de suministro en la que se materialice el descuento de dicho monto del precio total de la energía establecida en el contrato. Esta modificación contractual deberá ser suscrita con acuerdo del respectivo cliente.

3. Se establece el plazo de dos años a contar de la publicación de la presente ley, para que las empresas generadoras puedan ejercer la facultad de optar a la rebaja señalada en el numeral 2 precedente. Para el caso que no ejerza dicha facultad, se les aplicará el régimen de pago señalado en la letra b), número 4.

d) Para efectos de determinar el cargo por el uso del sistema de transmisión nacional aplicable a los clientes finales, libres y regulados, para el período que medie entre 1° de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034, se aplicarán las siguientes reglas:

1. Las disminuciones de pagos por el uso de las instalaciones del sistema de transmisión nacional por parte de las centrales generadoras serán asumidas íntegramente por los consumidores finales libres y regulados mediante un cargo único.

2. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero.

3. Los ingresos tarifarios reales de los tramos del sistema de transmisión nacional serán descontados íntegramente del cálculo del cargo único aplicable a clientes finales, libres o regulados, por el uso del sistema de transmisión nacional para el correspondiente año siguiente.

4. Para los clientes finales, libres o regulados con una potencia conectada igual o superior a 15.000 kilowatts se aplicaran los siguientes cargos únicos, determinados según las reglas que a continuación se señalan:

a) Se establecerán cuatro cargos únicos diferenciados por el sector desde donde se efectúen los retiros de energía. Para tales efectos se definen cuatro sectores, según si las barras desde donde se efectúa el consumo han pertenecido al SING o al SIC previo a la interconexión, y conjuntamente según si las referidas barras se encuentran fuera o dentro del Área de Influencia Común vigente en cada año de cálculo. Para efectos de lo anterior, se entenderá que las nuevas barras de suministro que aparezcan a partir del 1° de enero de 2018 se asociarán a las barras que pertenecían al SIC previo a la interconexión, si se interconectan al sur de Los Changos 500 kV.

b) Se determinará un cargo único de transición de cada sector como la valorización de las instalaciones de transmisión nacional, incluidas las instalaciones que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019 señaladas en la letra b), número 3, asociadas al correspondiente sector, más la suma de las valorizaciones de las instalaciones señaladas en la letra a), número 2, asignada al correspondiente sector de acuerdo a la metodología descrita en el mismo numeral, descontando la valorización de los pagos de las centrales generadoras de conformidad a lo señalado en las letras b), número 4, y c) anteriores, asociadas al correspondiente sector y descontando los ingresos tarifarios reales del año anterior de las instalaciones asociadas al correspondiente sector, todo lo anterior dividido por el consumo total esperado en el correspondiente sector.

c) Se define un cargo único nacional referencial, como la valorización de la totalidad de las instalaciones del sistema de transmisión nacional, incluidas las instalaciones que entren en operación a partir del 1 de enero de 2019 señaladas en la letra b), número 3, e incorporada la valorización total de las instalaciones indicadas en la letra a), número 2, descontando la valorización de los pagos de las centrales generadoras del correspondiente año de conformidad a lo señalado en los las letras b), número 4, y c) anteriores, y descontando los ingresos tarifarios reales totales del año anterior, todo lo anterior, dividido por los retiros totales del sistema.

d) Sobre la base de lo señalado precedentemente, se define el cargo único a clientes finales con una potencia conectada igual o superior a 15.000 kilowatts a aplicar a cada sector como una fracción anual del cargo único de transición determinado conforme a lo establecido en el literal b) anterior, más el cargo nacional referencial determinado conforme el literal c) precedente multiplicado por la diferencia de uno y la referida fracción anual. La fracción anual señalada precedentemente tendrá un valor igual a uno para el año 2019 y disminuirá progresivamente en un quinceavo cada año, de modo tal de alcanzar un valor igual a cero en el año 2034.

5. Para los clientes finales, libres o regulados, con una potencia conectada inferior a 15.000 kilowatts se determinará un único cargo equivalente que permita remunerar, en proporción a sus consumos, el sistema de transmisión nacional, el que corresponderá al promedio ponderado de los cuatro cargos determinados conforme el literal d) del numeral 4 anterior, ponderados por el consumo esperado total de los clientes finales con potencia conectada inferior a 15.000 kilowatts para el Área y grupo de barras correspondiente asociado de cada cargo.

6. El detalle de cálculo de los cargos determinados en la presente letra d), así como la forma en que se descontarán los Ingresos Tarifarios para la determinación de éstos, será establecido en la resolución exenta que la Comisión dicte para estos efectos.

Artículo vigesimoprimero.- Increméntase la dotación consignada en la ley de Presupuestos del Sector Público del año 2016 en 25 cupos, según la siguiente distribución:

a) Subsecretaría de Energía, en 9 cupos;

b) Comisión Nacional de Energía, en 8 cupos, y

c) Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en 8 cupos.

Artículo vigesimosegundo.- El mayor gasto que represente la aplicación de esta ley durante el primer año presupuestario de entrada en vigencia se financiará con cargo al presupuesto del Ministerio de Energía, y en lo que faltare el Ministerio de Hacienda podrá suplementarlo con cargo a la partida presupuestaria del Tesoro Público.

Artículo vigesimotercero.- Facúltase al Presidente de la República para que, dentro del plazo de un año contado desde la publicación de esta ley, mediante uno o más decretos con fuerza de ley expedidos a través del Ministerio de Energía, introduzca al decreto con fuerza de ley Nº4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, ley General de Servicios Eléctricos, las adecuaciones de referencias, denominaciones, expresiones y numeraciones, que sean procedentes a consecuencia de las disposiciones de esta ley.

Esta facultad se limitará exclusivamente a efectuar las adecuaciones que permitan la comprensión armónica de las normas legales contenidas en el decreto con fuerza de ley Nº4, de 2006, referido con las disposiciones de la presente ley, y no podrá incorporar modificaciones diferentes a las que se desprenden de esta ley.”.

- - -

Acordado en sesiones celebradas los días 2, 7, 16, 21 y 23 de marzo de 2016, con asistencia de los Honorables Senadores señor Alejandro García-Huidobro Sanfuentes (Presidente), señora Isabel Allende Bussi y señores Alejandro Guillier Álvarez, Jorge Pizarro Soto y Baldo Prokurica Prokurica.

Sala de la Comisión, a 30 de marzo de 2016.

Ignacio Vásquez Caces

Secretario

RESUMEN EJECUTIVO

INFORME DE LA COMISIÓN DE MINERÍA Y ENERGÍA, recaído en el proyecto de ley que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional

(Boletín Nº 10.240-08)

I. OBJETIVOS DEL PROYECTO PROPUESTO POR LA COMISIÓN: Persigue, fundamentalmente: a) lograr que la transmisión eléctrica favorezca el desarrollo de un mercado de generación más competitivo, para bajar los precios de energía a cliente final, libre y regulado; b) incorporar en la planificación de la transmisión una perspectiva de largo plazo que permita considerar una visión estratégica del suministro eléctrico, los intereses de la sociedad, el cuidado del medio ambiente y el uso del territorio; c) mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio del sistema, promoviendo esquemas que incentiven su cumplimiento y compensen a los usuarios frente a indisponibilidades; d) robustecer e independizar al coordinador del sistema, y e) incorporar al Estado, como garante del bien común, en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión, especialmente en aquellos de servicio público, incluyendo aspectos ambientales, territoriales, ciudadanos, técnicos y económicos en la definición de trazados de líneas de transmisión; considerando un esquema de participación ciudadana en la determinación del uso del territorio en el emplazamiento de redes de transmisión; y creando un esquema de información pública del uso del territorio para el emplazamiento de redes de transmisión.

II. ACUERDOS: Aprobada la idea de legislar por unanimidad 4x0.

III. ESTRUCTURA DEL PROYECTO APROBADO POR LA COMISIÓN: Consta de dos artículos permanentes y veintitrés transitorios.

IV. NORMAS DE QUÓRUM ESPECIAL: El inciso quinto del artículo 95, contenido en el numeral 4) del artículo 1°, es de quórum calificado, en conformidad con lo prescrito en los incisos segundo del artículo 8° y tercero del artículo 66, ambos de la Constitución Política de la República.

V. URGENCIA: Suma

VI. ORIGEN E INICIATIVA: El proyecto se originó en Mensaje de S.E. la Presidenta de la República.

VII. TRÁMITE CONSTITUCIONAL: Segundo.

VIII. APROBACIÓN POR LA CÁMARA DE DIPUTADOS: Fue aprobado por 92 votos a favor, dos votos en contra y seis abstenciones.

- El inciso quinto del artículo 95, contenido en el numeral 4) del artículo 1°, fue aprobado por 94 votos a favor, dos votos en contra y tres abstenciones.

IX. INICIO TRAMITACIÓN EN EL SENADO: 20 de enero de 2016.

X. TRÁMITE REGLAMENTARIO: Primer informe. Pasa a la Sala.

XI. LEYES QUE SE MODIFICAN O QUE SE RELACIONAN CON LA MATERIA:

1) Decreto con Fuerza de Ley N° 4/20.018, del 2006, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley General de Servicios Eléctricos.

2) Ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Ignacio Vásquez Caces

Secretario

Valparaíso, 30 de marzo de 2016.

DOCUMENTO ELABORADO POR CHILE SUSTENTABLE (23/03/2016)

Proyecto de ley Carretera Eléctrica

Compromisos Gobierno – Senado

Por medio del presente instrumento, los Senadores que suscriben acuerdan aprobar en general el proyecto de ley sobre “Carretera Eléctrica”, y el Gobierno presentar las indicaciones que materialicen los aspectos de este protocolo:

1. Naturaleza Jurídica de la Carretera Eléctrica: Se establecerá en la ley una definición de “Carretera Eléctrica Pública”, como un instrumento de carácter público, que incluye un procedimiento para construir las líneas eléctricas consideradas como parte de la misma y que asegure que éstas presenten determinadas características. La característica esencial de esta carretera es que el Estado otorga la concesión e impone la servidumbre sobre una franja de terreno, a favor de un inversionista para que éste construya y opere la línea de transmisión por un plazo determinado.

2. Se establecerá de común acuerdo un plazo de vigencia para la operación de las concesiones eléctricas asociadas a una línea de transmisión, desarrollada bajo el concepto de carretera eléctrica, de acuerdo a los impactos que ello pueda producir al sistema tarifario y a los precios de la energía, entre otros aspectos de la Ley General de Servicios Eléctricos. El plazo no podrá superar los 25 años.

3. Mecanismos de Participación ciudadana, conflictos por uso del territorio y aplicación del Convenio 169: Se contemplará en el proceso de Estudio de Franja Troncal (EFT) un procedimiento de participación ciudadana y donde las comunidades y organizaciones, podrán presentar sus argumentos en el marco del EFT. Este procedimiento tendrá por objeto balancear los intereses en competencia y legitimar el resultado del trazado, complementando el análisis técnico del EFT. Para este diseño se considerarán las mejores prácticas a nivel nacional e internacional, en especial el derecho de los actores para participar en la determinación de los impactos a analizar en los estudios que se realicen.

La consulta indígena que establece el Convenio 160 de la OIT, se contemplará en el proceso de Estudio de Franja Troncal.

4. Evaluación de Impacto Ambiental: la franja que contemple la carretera respectiva deberá someterse al estudio de impacto ambiental contemplado en la ley No. 19.300 y sus leyes complementarias, respetando el principio de “indivisibilidad” de los proyectos a evaluar ambientalmente. El informe técnico que contiene el estudio de franja troncal y la resolución que lo aprobó deben formar parte del estudio de impacto ambiental del proyecto respectivo.

5. Facultad del Ministro de Energía para modificar el trazado aprobado por el Comité Interministerial: Se acuerda eliminar esta facultad del proyecto de ley.

6. Fomento a las ERNC: Para el aprovechamiento real de energía generada en polos de generación de ERNC, se modificará el voltaje de transmisión contemplado en el proyecto de ley (220kV), para hacer viable el ingreso de proyectos pequeños que utilicen estas líneas, en especial los que transmiten en media y baja tensión. Asimismo, se explicitará en la ley la inclusión obligatoria dentro del ETT de la figura de “Polos de generación”, que generen los ramales y holguras temporales en el sistema de transmisión troncal, para el desarrollo de proyectos de generación ERNC en los lugares que exista potencial de generación. El objetivo será integrar estos polos progresivamente al proceso de planificación en la medida que cumplan determinados criterios objetivos.

7. Pago de los ramales y pago de la holgura: El proyecto de ley contendrá una fórmula que asegure que los consumidores no sufrirán una carga adicional excesiva, y que fomente de manera exclusiva proyectos de generación de energía renovables no convencionales.

8. Fomento a los polos de desarrollo: Se analizarán mecanismos que permitan fomentar el desarrollo de polos de generación que aprovechen la utilización de recursos naturales renovables existentes en el país para la producción de energía eléctrica a través del mejoramiento de los actuales procesos de expansión.

Oficio N° 40 -2016

INFORME PROYECTO DE LEY 11-2016

Antecedente: Boletín N° 10.240-08.

Santiago, 5 de abril de 2016.

Mediante Oficio N° ME/40/2016, recibido el 23 de marzo de 2016, el Presidente de la Comisión de Minería y Energía, don Alejandro García-Huidobro Sanfuentes, al tenor de lo dispuesto en los artículos 77 de la Constitución Política de la República y 16 de la Ley N° 18.918, Orgánica Constitucional del Congreso Nacional, remitió a esta Corte el proyecto de ley que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional (Boletín N° 10.240-08).

Impuesto el Tribunal Pleno del proyecto en sesión del día de 1 de abril del actual, presidida por el suscrito y con la asistencia de los ministros señores Milton Juica Arancibia, Sergio Muñoz Gajardo, Patricio Valdés Aldunate, Héctor Carreño Seaman, Pedro Pierry Arrau, Haroldo Brito Cruz y Guillermo Silva Gundelach, señoras Rosa María Maggi Ducommun, Rosa Egnem Saldías y María Eugenia Sandoval Gouét, señores Juan Eduardo Fuentes Belmar, Lamberto Cisternas Rocha y Ricardo Blanco Herrera, señora Gloria Ana Chevesich Ruiz, señor Carlos Aránguiz Zúñiga, señora Andrea Muñoz Sánchez y señores Manuel Valderrama Rebolledo y Jorge Dahm Oyarzún, acordó informarlo al tenor de la resolución que se transcribe a continuación:

AL SEÑOR PRESIDENTE

ALEJANDRO GARCÍA-HUIDOBRO SANFUENTES

COMISIÓN DE MINERÍA Y ENERGÍA

H. SENADO

VALPARAÍSO

"Santiago, cuatro de abril de dos mil dieciséis.

Visto y teniendo presente:

Primero: Que mediante oficio N° ME/40/2016, recibido el 23 de marzo de 2016, el Presidente de la Comisión de Minería y Energía, don Alejandro GarcíaHuidobro Sanfuentes, al tenor de lo dispuesto en los artículos 77 de la Constitución Política de la República y 16 de la Ley N° 18.918, Orgánica Constitucional del Congreso Nacional, remitió a esta Corte el proyecto de ley que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional (Boletín N° 10.240-08).

En el oficio referido, el Senado envió en consulta la totalidad del texto del proyecto de ley, sin especificar respecto de qué normas solicita que la Corte Suprema emita su informe.

El referido proyecto de ley, iniciado por Mensaje, fue ingresado a tramitación legislativa el día 11 de agosto 2015 y se encuentra en Segundo Trámite Constitucional en el Senado;

Segundo: Que la Ley N° 19.940 de 2004, denominada Ley Corta I, constituyó el primer intento sistemático de regular íntegramente el segmento de la transmisión eléctrica en nuestro país. Por su parte el Decreto con Fuerza de Ley N° 4 que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley N° 20.018, Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE), se ha desarrollado bajo la lógica de preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico, entendida como la provisión permanente, ininterrumpida y continua de dicho servicio[1] .

Ambas normativas, contemplan como eje central lo relativo a la coordinación de las operaciones de las instalaciones eléctricas interconectadas entre sí, pretendiendo dotar de confiabilidad al sistema y posibilitando el cumplimiento del principio de seguridad del servicio eléctrico. Así lo señala el propio artículo 118 de la LGSE, en cuanto se refiere a que la operación de los sistemas interconectados deberá realizarse de forma coordinada, preservando la seguridad del servicio y garantizando la operación más económica para el conjunto de las instalaciones;

Tercero: Que sin embargo y a pesar de los objetivos trazados por el legislador, el sistema ha presentado deficiencias, las que se han visto agravadas por la necesaria y creciente expansión del sistema de transmisión, y que ha llevado a considerar a dichas normativas como un buen punto de partida, aunque todavía insuficiente, desde el cual se puede y se debe avanzar en la construcción de una regulación más integral de la transmisión eléctrica, que sea capaz de cumplir con las crecientes exigencias y demandas de este importante segmento y el rol central que cumple en el resto del sector eléctrico[2].

En tal sentido, los distintos expertos y actores vinculados al sector eléctrico han concordado en que la actual regulación de la transmisión resulta insuficiente para el adecuado desarrollo del sistema eléctrico en su conjunto y que una mejor regulación permitiría avanzar en mejorar el acceso, sustentabilidad y eficiencia en materia de energía eléctrica y que cada uno de los segmentos de la transmisión presenta limitaciones que dificultan un desarrollo de acuerdo a los nuevos desafíos del sector eléctrico y las demandas que la sociedad en su conjunto ha ido evidenciando en los últimos tiempos [3];

Cuarto: Que el proyecto de ley busca alcanzar la maximización del beneficio social, a través de la aplicación de los principios rectores de robustez, flexibilidad, eficiencia económica, planificación de largo plazo, seguridad y calidad de servicio, y sustentabilidad. Ésta última observada en una triple dimensión: uso del territorio, impacto ambiental y entorno social.

Con ello, se busca armonizar los diversos intereses que subyacen en torno a la ejecución de los proyectos de transmisión eléctrica, para lo cual se releva la importancia del Estado en cuanto garante del cumplimiento de los principios rectores antes mencionados;

Quinto: Que las principales propuestas contenidas en el presente proyecto de ley pueden agruparse en siete grandes capítulos:

a. Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional. Se busca crear un organismo independiente, sin fines de lucro, ad hoc y dotado de personalidad jurídica propia. Desarrollará una función de interés público, no formará parte de la administración del Estado aunque se le aplicarán las normas de transparencia y acceso a la información pública.

Este organismo tendrá como base las funciones de los actuales Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), para lo cual el proyecto propone un fortalecimiento y perfeccionamiento de las actuales funciones de coordinación, así como nuevas funciones y obligaciones, recogiendo la evolución del mercado nacional, las mejores prácticas internacionales y las necesidades que se han planteado a partir del diagnóstico de los actuales CDEC, dentro de las que destacan la colaboración que deberá tener con las autoridades correspondientes en el monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico, y un exigente estándar de transparencia en el manejo de la información.

Para su administración, se propone un Consejo Directivo compuesto por 7 miembros elegidos por un Comité Especial de Nominaciones, mediante concurso público. Sus miembros tendrán una duración en el cargo de 4 años, renovables y serán elegidos en parcialidades. Tendrán la misma remuneración que los miembros del Panel de Expertos y dedicación exclusiva al cargo, con posibilidad de ejercer funciones docentes y académicas acotadas.

b. Planificación Energética y de la Expansión de la Transmisión. La nueva definición distingue los Sistemas de Transmisión Nacional (actualmente Troncal) como aquellos que permiten la conformación de un mercado común, interconectando los demás segmentos del sistema de transmisión, para abastecer la demanda eléctrica bajo diversos escenarios. Los Sistemas de Transmisión Zonal (actualmente Subtransmisión) corresponden a aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de los usuarios sometidos a regulación de precios, pero reconociendo que su uso también es compartido con clientes libres y con aquellos que inyectan la energía que generan al sistema. Los Sistemas Dedicados (actualmente transmisión adicional), son aquellos cuya finalidad esencial es el abastecimiento de clientes libres o la inyección de centrales generadoras. Asimismo, se distingue un nuevo segmento de transmisión destinado a la infraestructura que permite, a través de una única solución coordinada, la evacuación de la producción de la generación dentro de Polos de Desarrollo sobre cuyo establecimiento y expansión existe un interés público que ordena el uso del territorio y es compatible con el aprovechamiento actual y futuro del alto potencial energético de dichos Polos. Finalmente, se reconoce dentro de los sistemas de transmisión los sistemas de interconexión internacional, consagrándose por primera vez la obligación del Coordinador de conjugar la operación técnica y económica de los sistemas de interconexión internacional, debiendo preservar la seguridad y calidad de servicio en el sistema eléctrico, y asegurando la utilización óptima de los recursos energéticos en el territorio nacional.

c. Polos de Desarrollo. El proyecto propone formalizar la existencia de las zonas con altos potenciales de generación bajo el concepto de Polo de Desarrollo. Se establece que dichos polos son identificados por el Ministerio de Energía en el contexto de la planificación energética quinquenal de largo plazo considerando, para ello, el interés público en desarrollar zonas en que existen los recursos o condiciones para la producción de energía eléctrica, cuyo aprovechamiento utiliza un único sistema de transmisión con criterios de eficiencia y optimización económica.

d. Definición de Trazados. Se busca lograr un equilibrio económico social-ambiental en la definición de trazados; dotar al sistema de mayores grados de certeza para la realización de los proyectos; asignar al Estado un rol central en la evaluación de trazados; reducir los riesgos de las empresas licitantes y operadoras, con el objeto de disminuir las tarifas eléctricas; y dar legitimidad al desarrollo de proyectos de transmisión ante la opinión pública y las comunidades. De esta forma, se propone un nuevo Procedimiento de Estudio de Franja para determinados trazados de transmisión eléctrica, por parte del Ministerio de Energía, que será sometido a evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad a que se refiere el párrafo 2° del Título Final de la ley N° 19.300 sobre bases generales del medio ambiente.

e. Acceso Abierto. Se extiende el alcance del acceso abierto a todas las instalaciones de transmisión, resguardando las capacidades existentes y las previstas de utilizar por los actuales usuarios, supeditando dicho acceso, y la relación entre partes, a la operación segura y más económica del sistema bajo el control del Coordinador.

f. Remuneración del sistema. El proyecto busca que la transmisión eléctrica no sea una barrera para la competencia, entregando señales de simplicidad y transparencia de los cálculos de costos con el fin de propiciar menores costos de suministro.

Para tal efecto, se unifica el proceso de calificación de las instalaciones de transmisión de cada segmento en un solo proceso, eliminando las diferencias de hipótesis de los estudios tarifarios hoy presentes por temas de coordinación temporal y se asegura que los sistemas determinados sean continuos, en el sentido de no tener dentro instalaciones de otro sistema.

g. Desarrollo normativo, regulación, seguridad y calidad de servicio.

Con el fin de fortalecer el desarrollo normativo, el proyecto propone medidas que buscan: establecer un proceso estandarizado de elaboración, revisión y actualización de la normativa sectorial; definir responsables según tipo de normativa; mejorar en la fiscalización y cumplimiento de la norma; consagrar los principios de seguridad y calidad de servicio en la ley, y establecer un sistema de compensaciones a usuarios finales que hayan sido afectados por indisponibilidad de suministro o de instalaciones;

Sexto: Que el proyecto se estructura en dos artículos permanentes y veintitrés artículos transitorios.

En dicha normativa se introducen una serie de modificaciones en la ley general de servicios eléctricos y es posible agruparlo en seis grandes materias, las que se detallan a continuación:

a. Constitución de sociedades de giro de generación eléctrica con domicilio en Chile. El proyecto introduce un artículo 8 bis, nuevo, que dispone que quienes exploten el giro de generación, tienen obligación de constituirse con domicilio en Chile.

b. Coordinación y operación del sistema eléctrico nacional. La iniciativa incorpora un nuevo Título II bis, referido a la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, con el objeto de relevar las disposiciones que rigen dicha coordinación y operación, y regular de manera coherente y ordenada dichas normas que actualmente se encuentran dispersas en la ley.

c. Sistema de transmisión eléctrica. Se reemplaza el actual Título III de la Ley, denominado "De los Sistemas de Transporte de Energía" por uno nuevo, referido a los Sistemas de Transmisión Eléctrica. Este título se estructura en cinco capítulos: 1) Generalidades; 2) De la Planificación Energética de la Transmisión; 3) De la Calificación de las instalaciones de Transmisión; 4) De la Tarificación de la Transmisión, y 5) De la Remuneración de la Transmisión.

d. Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional. El proyecto incorpora, un nuevo Título VI bis, sobre el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional y que regula, básicamente su naturaleza jurídica, la administración y dirección a cargo de un consejo directivo, el proceso de nominación de sus integrantes, y el financiamiento.

e. Adecuación a la LGSE. Como consecuencia de la nueva regulación, los demás numerales del artículo primero permanente derogan y modifican artículos de la ley general de servicios eléctricos. En efecto, las derogaciones de los artículos que ahí se indican tienen por objeto relevar y ordenar en forma coherente en los Títulos II bis y III, las normas que se encuentran dispersas en la ley.

f. Transición. Los artículos transitorios 1° al 9°, regulan la transición de los actuales CDEC al nuevo Coordinador. Los artículos transitorios 10° al 15°, la vigencia de los procesos de planificación energética y de la transmisión; de calificación de las instalaciones, y de tarificación. El artículo 16° norma la implementación del Sistema de Información Pública del Coordinador del Sistema. El artículo 17° establece el plazo para certificar el cumplimiento de la normativa técnica correspondiente de las instalaciones existentes. El artículo 18°, la remuneración de los servicios complementarios que se estén prestando a la fecha de publicación de la ley. El artículo 19° fija plazos para la dictación de los reglamentos que establezcan las disposiciones necesarias para la ejecución de la ley. El artículo 20° instaura la transición de la remuneración de la transmisión nacional a partir de la remuneración troncal. El artículo 21° contempla aumentos de dotaciones para el año 2016 con el objeto de fortalecer al Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía, y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. El articulo 22°, establece la correspondiente imputación presupuestaria del mayor gasto que represente la aplicación de la ley. Por último, el artículo 23°, contempla una delegación de facultades para la dictación, a través de un decreto con fuerza de ley, de un texto refundido, coordinado y sistematizado de la ley general de servicios eléctricos;

Séptimo: Que de acuerdo al contexto de la conformación de un nuevo sistema interconectado nacional, se hace presente en el proyecto de ley, la existencia de un consenso en torno a la necesidad de contar con un único coordinador del sistema eléctrico independiente de los actores del mercado. Para tal efecto, se propone un organismo independiente, sin fines de lucro, ad hoc y dotado de personalidad jurídica propia.

Dicho organismo, cuya denominación corresponde al de Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, se encuentra regulado en el nuevo Título VI bis.

De esta forma, y tal como lo ha señalado la doctrina[4], la reformulación del actual régimen de los CDEC, hacia la creación de un operador independiente del sistema, otorgaría certidumbre al mercado eléctrico y una necesaria confianza en lo relativo a las fuentes de generación no convencionales. Se iría de la mano con los nuevos desafíos en el contexto de una regulación para la competencia, es decir, de una adecuada intervención pública capaz de crear los incentivos precisos para el eficiente desarrollo de los sistemas eléctricos.

El proyecto aborda correctamente en sus artículos transitorios los elementos necesarios que permiten un correcto e íntegro tratamiento respecto de la transición de los actuales CDEC al nuevo organismo, lo que se vislumbra como necesario dada la ampliación de funciones y atribuciones y la independencia que se le pretende otorgar a este nuevo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional.

Sin embargo, este organismo ejercerá una función pública, pero no formara parte de la administración del Estado, aunque se le aplicarán las normas de transparencia y acceso a la información. Esto, unido a la amplitud y naturaleza de sus funciones, hace cuestionar lo señalado por el proyecto, principalmente en cuanto a su no pertenencia a la administración y por ende, la eventual aplicabilidad a su respecto de la Ley N° 19.880, de Bases de la Administración del Estado y la Ley de Estatuto Administrativo;

Octavo: Que el proyecto de ley contempla una extensa regulación a través de Reglamentos y Decretos Supremos, lo que da cuenta de una amplia potestad reglamentaria. Las principales materias y artículos en que se desarrollan[5], dicen relación principalmente con las atribuciones del nuevo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, con los procedimientos de planificación de transmisión y con todo lo relativo al intercambio internacional de energía. Lo anterior, da cuenta de materias centrales en lo relativo a la conectividad para el desarrollo energético, conforme a los propios fundamentos de la iniciativa legal.

Bajo los presupuestos señalados, es posible realizar la siguiente reflexión. En relación a la extensión de la potestad reglamentaria y los propios alcances de la reserva legal. En efecto, de acuerdo al artículo 3° [6] de la Ley N° 19.880, los actos administrativos toman la forma de decretos supremos y resoluciones. Por su parte, los actos administrativos deben emanar de un procedimiento administrativo, tal como señala el artículo 18[7] de la misma ley.

Ahora bien, el artículo 63 N° 18 de la Constitución Política de la República, señala que sólo son materias de ley, las que fijen las bases de los procedimientos que rigen los actos de la administración pública. Recoge lo señalado, lo dispuesto en el artículo 1° [8] de la Ley N° 19.880. Todo esto, sin perjuicio, de que un reglamento pueda precisar algunos aspectos de los procedimientos administrativos especiales establecidos en la ley;

Noveno: Que a la luz de lo expresado, es posible vislumbrar una posible transgresión a dicha reserva legal, toda vez que el proyecto de ley remite al reglamento aspectos esenciales del procedimiento administrativo conforme al cual emanan los referidos decretos supremos. Tal análisis, se puede ver afianzado, de acuerdo a la discusión relativa a cuál es el margen o el ámbito de la potestad reglamentaria. Principalmente cuánta regulación le es posible sin exceder o contravenir la ley que ejecuta. Si bien tal discusión merece un desarrollo mayor, se destaca para este punto, lo manifestado por Carmona Santander[9], en cuanto el decreto tiene como ámbito todo aquello que sea necesario para la realización de las disposiciones de la ley. El decreto no puede ir más allá de su "complemento indispensable", que desde un punto de vista negativo, supone que el decreto no puede incluir más que lo que sea estrictamente indispensable para garantizar el desarrollo y la ejecución de la ley;

Décimo: Que los numerales 27 al 31 del artículo primero permanente del proyecto de ley introducen diversas modificaciones al texto del Título VI de la Ley General de Servicios Eléctricos, que regula el Panel de Expertos. Esta parte del proyecto de ley corresponde propiamente a lo que puede sostenerse que incide en la organización y atribuciones de los tribunales de justicia Como primera observación, es necesario precisar que si bien el Panel de Expertos no es un tribunal de justicia y no se encuentra sometido a la superintendencia de la Corte Suprema, se trata de una comisión que ejerce facultades jurisdiccionales, por lo que a pesar de que en principio las modificaciones propuesta no alteran la organización o atribuciones de los tribunales, la Corte no puede omitir pronunciarse sobre algunos aspectos comunes establecidos en la creación de este tipo de órganos especiales de resolución de controversias establecidos en legislaciones especiales sobre mercados regulados y, que ya ha hecho presente en oportunidades anteriores.

Así, en una primera oportunidad en el año 1995, al informar el proyecto que modifica el D.F.L. N° 164, de 1991, del Ministerio de Obras Públicas, la Corte expresó que: "Esta Corte Suprema no divisa inconveniente alguno para que la Comisión Conciliadora que se establece en el artículo 35 del Decreto con Fuerza de Ley N° 164, realice las funciones de conciliación y avenimiento que se le entregan en los casos que se señalan, pero expresa a esa H. Cámara su desacuerdo en orden a que esa misma Comisión, integrada por particulares pueda constituirse en Tribunal para resolver las correspondientes reclamaciones por la sola voluntad unilateral del concesionario y sin que se especifique cual sería la calidad o naturaleza de dicho tribunal, todo lo cual a nuestro parecer pugna con el ordenamiento constitucional y legal"[10].

Por su parte, durante la tramitación de la Ley NI° 19.940, en que se introdujo el Panel de Expertos al texto de la Ley General de Servicios Eléctricos, la Corte Suprema informó que: "En concepto de esta Corte Suprema, el denominado 'Panel de Expertos' no es un órgano jurisdiccional, en los términos de los artículos 73 y 74 de la Constitución Política de la República y 5° del Código Orgánico de Tribunales[11]. Sin perjuicio de lo cual, el Ministro Sr. Juica estuvo por informar negativamente la creación de este órgano teniendo presente que, sin perjuicio de señalar que el organismo sólo cumpliría con la labor de dictaminar acerca de las discrepancias ahí señaladas, la resolución del panel sería vinculante, por lo que "(...) al revestido la ley del carácter de imperatividad y vinculación para los interesados y órganos públicos, en el fondo le está otorgando también la facultad de conocer y resolver un asunto litigioso que sólo le corresponde al Poder Judicial como claramente lo señala el artículo 73 de la Constitución Política de la República (...) [por lo que] para el previniente este organismo se revestiría, por su poder de conocimiento y decisión en cuestiones que conllevan un conflicto de relevancia jurídica, en una comisión especial prohibida en el N° 3 del artículo 19 de la Carta Fundamental y afectaría, de la misma manera, el principio del debido proceso de ley, asegurado también en dicho estatuto constitucional."[12];

Undécimo: Que la Corte Suprema ha informado, asimismo, en varias oportunidades en relación a la Comisión Arbitral y la Comisión Conciliadora establecidas en la Ley de Concesiones de Obras Públicas. El año 2008, respecto de la Comisión Arbitral, señaló que "No se divisa la razón de establecer (...) un Tribunal Arbitral, el cual estará compuesto por distintas personas que conocerán transitoriamente de un asunto particular, lo cual no contribuye a la uniformidad en la aplicación del derecho (...) En el derecho comparado las materias relativas a contratos de concesión de servicios públicos, en lo que se refiere a problemas entre el concesionario y la autoridad administrativa, son de competencia de los tribunales contencioso administrativos." Se pronunció negativamente, también, sobre la imposibilidad de recurrir en contra de la sentencia arbitral. En lo relativo al denominado Panel Técnico, se observa que a diferencia del Panel de Expertos de la ley eléctrica, las resoluciones de este órgano son recomendaciones que no obstan a la posibilidad de accionar posteriormente ante una Comisión Arbitral o la Corte de Apelaciones de Santiago, por lo que se entiende que se le otorga "valor de informe de perito a la recomendación del Panel Técnico, lo cual es coherente, dada la naturaleza y especialidad de dicho órgano. [13]. La Corte Suprema mantuvo todas las observaciones indicadas, al remitir un nuevo oficio en noviembre del año 2008[14].

En otra oportunidad, se informó negativamente la indicación propuesta al proyecto que precisaba que la limitación de recurrir en contra de la sentencia definitiva de la Comisión Arbitral, era a través de recursos ordinarios, concluyendo la Corte que "ha estimado oportuno manifestar su desacuerdo con el proyecto en informe, sin perjuicio de reiterar las observaciones formuladas (...) en particular (...) en lo que se refiere al sistema de recursos, toda vez que, como se analizó, al consignarse que respecto de la sentencia definitiva no procede recurso ordinario alguno, sólo puede deducirse la casación en la forma, lo que es insuficiente para proteger los derechos de los interesados."[15]. La Corte reiteró sus observaciones originales el año 2009[16].

Más recientemente el Máximo Tribunal al informar el proyecto de ley que modifica la ley de servicios de gas y otras disposiciones legales, señaló que: "La figura del Panel de Expertos en dicha materia surgió en el año 2004, a través de la dictación de la Ley N° 19.940. A partir de ella se ha señalado que `la competencia otorgada al Panel sería de doble naturaleza, pues por una parte este órgano resuelve controversias que se susciten entre las empresas eléctricas y la Administración, en cuyo caso ejercería funcionalmente una jurisdicción contencioso administrativa, como un verdadero tribunal especial determinado por la ley; por la otra, el Panel se dedica a resolver controversias entre las empresas eléctricas, caso en el que ejercería una jurisdicción arbitral.' Cualquiera que sea la postura al respecto, lo cierto es que el Panel de Expertos `se reguló como un organismo técnico llamado a resolver ciertos conflictos que se generaren en materia técnica y tarifaria.'"[17].

En el mismo informe, la Corte afirmó que "Todo hace aconsejable que la legislación clarifique, de una vez por todas, la naturaleza de las funciones del denominado Panel de Expertos, para dotar de mayor certeza jurídica una materia de la importancia que se informa."[18]. Continuó señalando: "Que configurada la naturaleza del Panel en conformidad a lo expuesto en los párrafos anteriores, ha de señalarse que las facultades entregadas a este órgano en materia de gas -así como todas las demás modificaciones propuestas por el Mensaje-, tienden a asimilar el tratamiento de la industria del gas al mercado de energía eléctrica, reproduciéndose las competencias eléctricas del Panel, esta vez, en el negocio gasífero."[19];

Duodécimo: Que entendiendo, en consecuencia, que los razonamientos formulados por la Corte Suprema en dicha oportunidad sobre la naturaleza del Panel de Expertos propuesto en materia de regulación del gas resultan plenamente aplicables al Panel de Expertos de la regulación eléctrica, se reproducen dos de las observaciones formuladas a su respecto:

"Decimocuarto: Que la incorporación de la instancia del Panel de Expertos en la iniciativa legal en estudio, con las particularidades antes indicadas, constituye un aspecto que suscita la preocupación de esta Corte pues se advierte que aquél ejerce verdaderas funciones jurisdiccionales, toda vez que se le entrega la resolución de los conflictos que se presenten no sólo entre las empresas concesionarias, sino también entre éstas y la autoridad. Esa configuración del Panel de Expertos, se erige como un órgano jurisdiccional especial que se extrae de la vertiente de los tribunales, empero que no cumple con los principios esenciales propios de éstos, circunstancia que derechamente pone en entredicho la constitucionalidad del proyecto de ley que se analiza en ese ámbito;

Decimoquinto: Que la modificación propuesta por el artículo primero N° 29 elimina el artículo 35 de la ley, que establece la facultad de recurrir a los tribunales para reclamar indemnización de perjuicios cuando la empresa concesionaria considere que las tarifas fijadas por la autoridad 'causen perjuicios a sus legítimos derechos', norma que no se justifica atendido que hoy la responsabilidad del Estado se encuentra plenamente establecida en la ley y la jurisprudencia. "[20].

Por su parte, la doctrina ha afirmado que: "Desde 2004, las discrepancias más relevantes del sector entre la autoridad y las empresas por razones tarifarias o al interior de los CDEC, deben ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos, cuyo rol esencial es ejercer la potestad jurisdiccional; esto es, dirimir conflictos con el denso efecto jurídico de la cosa juzgada."[21], otorgándole carácter jurisdiccional a las funciones del Panel de Expertos, opinión compartida y profundizada por otro autor, quien afirma que el Panel de Expertos: a) Es un órgano que ejerce el poder público de la jurisdicción; b) La naturaleza de las materias sometidas a su conocimiento son las que doctrinariamente se denominan contencioso-administrativas; c) La inexistencia de doble instancia no es óbice para que el Panel de Expertos sea considerado un tribunal; d) Hay cumplimiento de los principios propios de la jurisdicción; y e) El propio legislador lo ha reconocido como órgano jurisdiccional[22];

Decimotercero: Que de todo lo anterior, se puede concluir la opinión invariablemente desfavorable de la Corte Suprema sobre la creación y mantención de este tipo de organismos que ejercen supuestamente una función meramente técnica de resolución de discrepancias entre privados, pero en que la realidad, especialmente en el caso del Panel de Expertos de la Ley General de Servicios Eléctricos, ejercen una función jurisdiccional contenciosa administrativa, cuyas decisiones son vinculantes y ejecutables de forma imperativa, lo que se agrava en el caso en estudio al mantenerse sin modificaciones lo dispuesto en la parte final del penúltimo inciso del artículo 211, que establece que contra el dictamen del Panel de Expertos "no procederá ninguna clase de recursos, jurisdiccionales o administrativos, de naturaleza ordinaria o extraordinaria", lo que recuerda lo informado tantas veces por la Corte al pronunciarse sobre la Comisión Arbitral de la Ley de Concesiones de Obras Públicas. Como se afirmó anteriormente, debiera aclararse explícitamente en la ley, la verdadera naturaleza orgánica y funcional de este Panel de Expertos, así como el alcance de sus dictámenes.

Sobre el particular, cabe recalcar que, aun cuando se prevea la improcedencia de recursos ordinarios o extraordinarios, lo cierto es que si se determina que el panel de expertos en referencia ejerce facultades jurisdiccionales, entonces sólo cabe concluir que, aunque no esté instalado como tal, sí es un tribunal y, bajo esa circunstancia, de acuerdo a la jurisprudencia que históricamente han sostenido los tribunales superiores, siempre en esos casos se consideró procedente el recurso de casación en la forma por incompetencia y ultrapetita y, además, el recurso de queja. Ahora bien, si se sostiene, por el contrario, que dicho panel no ejerce actividad de índole jurisdiccional sino meramente administrativa, entonces no se podrá privar al afectado de acudir a la instancia judicial ordinaria respecto de lo que resuelva ese órgano, caso en el que el derecho a la acción se ejercerá por la vía de un juicio de lato conocimiento ante el juez en lo civil correspondiente;

Decimocuarto: Que entre las propuestas de modificación del proyecto de ley en análisis, en primer lugar, se reemplaza el texto del artículo 208 de la LGSE, que en su versión actual establece la competencia del panel de expertos para resolver las discrepancias que se produzcan, precisándolas en 11 numerales por cláusulas generales de atribución de competencia que se reproducen:

"Serán sometidas al dictamen del Panel de Expedos las discrepancias que se produzcan en relación con las materias que se señalen expresamente en la presente ley o en el reglamento, y en otras leyes en materia energética.

Asimismo, serán sometidas a dicho dictamen, las discrepancias que se susciten entre el Coordinador y las empresas sujetas a su coordinación en relación a los procedimientos técnicos, instrucciones y cualquier otro acto de coordinación de la operación del sistema y del mercado eléctrico que emane del Coordinador, en cumplimiento de sus funciones.

Podrán, asimismo, someterse al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que las empresas eléctricas tengan entre sí con motivo de la aplicación técnica o económica de la normativa del sector eléctrico y que, de común acuerdo, sometan a su dictamen.";

Si bien, en principio no resulta negativo que se quiera ampliar las posibilidades de acudir al Panel de Expertos sin establecer causales cerradas, la referencia que se hace en el primer inciso a las eventuales discrepancias que se produzcan sobre las materias de la presente ley, el reglamento u otras leyes en materia energética puede generar incerteza, siendo recomendable, por razones de técnica legislativa que se establezcan causales precisas con una cláusula de atribución general de competencia.

El numeral 28 amplía en el artículo 210 de la LGSE, en concordancia con la modificación al artículo 208 del mismo cuerpo legal, el alcance del examen de admisibilidad formal que debe realizar el secretario abogado del Panel de Expertos, a las materias indicadas "en la presente ley o reglamento u en otras leyes en materia energética."

Como observación formal se aprecia como confusa la referencia que se hace a la presente ley "o reglamento", puesto que el texto que se está modificando es precisamente una ley, por lo que en caso de que se quiera ampliar las posibles causales de control de admisibilidad formal a un eventual reglamento, sin perjuicio de los problemas de reserva legal hechos presentes en este informe, debiera precisarse la alusión indicando a cuál reglamento se refiere.

Las diferencias introducidas por el numeral 29) al inciso segundo del artículo 211 de la LGSE, se refieren principalmente a la obligación del Panel de Expertos de notificar a los interesados y las partes las discrepancias que se le presenten para su resolución, al plazo para la realización de la audiencia que se aumenta de 5 a10 días, ahora contados desde la notificación y no desde la presentación de la discrepancia, y al plazo de 30 días para que el Panel emita su dictamen, que ahora se cuenta desde la realización de la audiencia ahí contemplada y no desde la presentación, salvo que la normativa legal o el reglamento establezcan un plazo diverso.

El dictamen debe ser fundado y todos los antecedentes recibidos serán públicos desde su notificación. Agrega que el Panel de Expertos no podrá pronunciarse respecto de la legalidad de las actuaciones del Coordinador, la Comisión o la Superintendencia, las que están sujetas a los controles de juridicidad establecidos en la legislación vigente.

Agrega, con el fin de precisar a quienes afecta lo resuelto, en el inciso 3°, que será vinculante para todos los que participen "en calidad de partes" en el procedimiento respectivo, sin modificar -como se indicó- el resto del inciso que establece que no procederá ninguna clase de recursos, jurisdiccionales o administrativos, de naturaleza ordinaria o extraordinaria.

Finalmente, se reemplaza el texto del inciso final, modificando sólo la segunda parte de dicha disposición, estableciendo en su lugar que procederá la declaración de inaplicabilidad allí contemplada "en caso que se refiera a materias ajenas a las señaladas en el artículo 208° o respecto a la legalidad de las actuaciones del Coordinador, la Comisión o la Superintendencia."

Al respecto, se observa como positivo que se establezca la obligación de notificar a los involucrados y a los organismos interesados de la existencia de una discrepancia presentada ante el Panel de Expertos para que tomen conocimiento de la misma, así como el cambio en la forma de contar los plazos.

A pesar de esto, se reitera lo señalado sobre los informes anteriores de la Corte Suprema sobre la materia, lo que se ve reafirmado con estas modificaciones que parecieran darle todavía más la naturaleza de un procedimiento contencioso administrativo de carácter jurisdiccional, tanto por la regulación del procedimiento como por los efectos que se le otorgan al dictamen-sentencia de este "no tribunal";

Decimoquinto: Que finalmente, sobre el financiamiento del Panel de Expertos, se modifica el artículo 212 en el siguiente sentido, regulándolo como se indica: "El financiamiento del Panel se establecerá a través de un presupuesto anual, el que deberá ser aprobado por la Subsecretaria de Energía en forma previa a su ejecución. Este presupuesto será financiado conforme a lo señalado en el artículo 212°-13. Para estos efectos, el Panel deberá presentar a la Subsecretaria de Energía, antes del 30 de septiembre de cada año, el presupuesto anual para el siguiente año. El presupuesto del Panel de Expertos deberá comprender los honorarios de sus miembros y del secretario abogado, los gastos en personal administrativo y demás gastos generales. El procedimiento de recaudación del cargo por servicio público para el financiamiento del Panel y su pago se efectuará en la forma que señale el reglamento."

El artículo 212-13 señalado, se inserta dentro del Título VI Bis nuevo, que trata del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, titulado Cargo por Servicio Público, que en lo pertinente indica que "será financiado por la totalidad de usuarios finales, libres y sujetos a fijación de precios, a través de un cargo por servicio público, el que será fijado anualmente por la Comisión, mediante resolución exenta e informado antes del 19 de noviembre de cada año, con el objeto de que el cargo señalado sea incorporado en las respectivas boletas o facturas a partir del mes de diciembre del año anterior del periodo presupuestario correspondiente."

Sobre este punto, resulta curioso que se establezca en el reproducido artículo 212-13 los organismos a los que va destinada esta forma de financiamiento y no se incluye al Panel de Expertos, por razones de coherencia, en lugar de incluir la referencia a esta norma en el artículo 211, sería preferible que se incluya en esta disposición, junto al resto de los destinatarios, que el Panel de Expertos también se financiará como se indica aquí;

Decimosexto: Que sobre la naturaleza jurídica de este tipo de organismos, el Tribunal Pleno de la Corte Suprema se pronunció el año 2014, indicando que "no puede concebirse que el órgano administrativo que resuelve aquello que es 'apelable' tenga el carácter de tribunal. Al respecto, se puntualiza que es la propia Constitución Política de la República la que fija los contornos y límites que permiten reconocer si un determinado ente es o no un tribunal, de acuerdo a su estructura orgánica y a la función que desarrolla. En este contexto, precisamente son los principios de independencia (con los mecanismos de nombramientos y amovilidad que lo caracterizan); de imparcialidad; del debido proceso legalmente tramitado, fijando irrevocablemente el derecho vigente, los que definen los elementos de la esencia de la jurisdicción, los que no son coincidentes con los órganos administrativos que aplican medidas o sanciones, cuyas decisiones no las adopta como un tercero imparcial ante el cual se confrontan pretensiones y defensas, sino que es el mismo órgano el que investiga, formula cargos y decide su pertinencia, no siendo entonces actividad jurisdiccional la de aquel que es parte y sentenciado (..) de acuerdo a lo descrito en los motivos que preceden, esta Corte concuerda en que (...) el órgano administrativo que actúa en la materia no desarrolla una actividad jurisdiccional, tanto por su constitución orgánica como por el procedimiento en el que concreta sus potestades. Por consiguiente, no cabe conectarlo en una relación jerárquica con los tribunales superiores del Poder Judicial. "[23].

Que lo reseñado contribuye a la necesidad de precisar la naturaleza jurídica de un órgano destinado a resolver contiendas como las propuestas para el Panel de Expertos en materia eléctrica, puesto que como señalara la Corte Suprema en lo reproducido, de dicha determinación depende la relación de un órgano como el indicado y de sus resoluciones con el Poder Judicial, así como la posibilidad de recurrir en contra de lo que decida, cuestiones no menores y que no deben dejarse a la interpretación que eventualmente formulen la administración o los involucrados, siendo un derecho fundamental el de acudir a los tribunales de justicia para reclamar por los perjuicios causados por la administración, como está consagrado en el inciso 2° del artículo 38 de la Constitución;

Decimoséptimo: Que es necesario señalar y reiterar la opinión invariablemente desfavorable de la Corte Suprema sobre la creación y mantención de este tipo de organismos que ejercen una función jurisdiccional contenciosa-administrativa, cuyas decisiones son vinculantes y ejecutables de forma imperativa, lo que se agrava en el caso en estudio al mantenerse sin modificaciones lo dispuesto en la parte final del penúltimo inciso del artículo 211, que establece que contra el dictamen del Panel de Expertos "no procederá ninguna clase de recursos, jurisdiccionales o administrativos, de naturaleza ordinaria o extraordinaria", lo que recuerda lo informado tantas veces por la Corte al referirse sobre la Comisión Arbitral de la Ley de Concesiones de Obras Públicas y que se reprodujo en el punto 26 del presente informe. Como se afirmó anteriormente, debiera aclararse explícitamente en la ley, la verdadera naturaleza orgánica y funcional de este Panel de Expertos, así como el alcance de sus dictámenes.

Por estas consideraciones y de conformidad, además, con lo dispuesto en los artículos 77 de la Constitución Política de la República y 18 de la Ley N° 18.918, Orgánica Constitucional del Congreso Nacional, se acuerda informar en los términos precedentemente expresados el proyecto de ley que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional. Ofíciese.

Se previene que el Ministro señor Juica fue de parecer de informar derechamente de manera desfavorable el proyecto de ley que se ha analizado, toda vez que, de acuerdo a lo afirmado de manera sostenida por esta Corte, el panel de expertos contemplado en el mismo constituye un tribunal -un órgano que ejerce jurisdicción- puesto que está llamado a resolver conflictos entre partes pero que, sin embargo, se aparta de los presupuestos y garantías procesales que la Constitución Política de la República dispone en la materia.

Se previene que los Ministros señores Muñoz y Valdés fueron de opinión de remarcar, además, la existencia del fenómeno de la puerta giratoria que se produce en relación a quienes ejercen una actividad público-administrativa y posteriormente una actividad en el ámbito de lo privado y que, en la especie, es posible visualizar en el caso que uno de los integrantes del panel de expertos que haya dejado de serlo, pase a ser el abogado de una de las partes que estaba inmersa en el conflicto resuelto por ese panel. Por consiguiente, dado ese contexto, quienes previenen estiman que sería necesario incorporar una norma que, por un año u otro espacio de tiempo determinado que se juzgue adecuado, inhiba a esos profesionales de asesorar a las partes que se vean involucradas en una contienda de la naturaleza en mención.

PL 11-2016".

Saluda atentamente a V.S.

ESTABLECIMIENTO DE NUEVOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Y CREACIÓN DE ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DE SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

El señor LAGOS ( Presidente ).-

Corresponde tratar, en primer lugar, el proyecto de ley, en segundo trámite constitucional, que establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica y crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional, con informe de la Comisión de Minería y Energía y urgencia calificada de "suma".

--Los antecedentes sobre el proyecto (10.240-08) figuran en los Diarios de Sesiones que se indican:

Proyecto de ley:

En segundo trámite: sesión 95ª, en 20 de enero de 2016 (se da cuenta).

Informe de Comisión:

Minería y Energía: sesión 7ª, en 5 de abril de 2016.

El señor LAGOS (Presidente).-

Tiene la palabra el señor Secretario.

El señor LABBÉ (Secretario General).-

Los objetivos principales de la iniciativa son los siguientes:

a) Lograr que la transmisión eléctrica favorezca el desarrollo de un mercado de generación más competitivo, para bajar los precios de energía al cliente final, libre y regulado;

b) Incorporar en la planificación de la transmisión una perspectiva de largo plazo que permita considerar una visión estratégica del suministro eléctrico, los intereses de la sociedad, el cuidado del medio ambiente y el uso del territorio;

c) Mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio del sistema, promoviendo esquemas que incentiven su cumplimiento y compensen a los usuarios frente a indisponibilidades;

d) Robustecer e independizar al coordinador del sistema, y

e) Incorporar al Estado, como garante del bien común, en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión.

La Comisión de Minería y Energía discutió este proyecto solamente en general y aprobó la idea de legislar por la unanimidad de sus miembros presentes, Senadores señora Allende y señores García-Huidobro, Guillier y Pizarro.

Cabe tener presente que el inciso quinto del artículo 95 contenido en el numeral 4) del artículo 1° del proyecto es de quorum calificado, por lo que requiere para su aprobación 20 votos favorables.

El texto que se propone aprobar en general se transcribe en las páginas 79 a 143 del primer informe de la Comisión.

Nada más, señor Presidente .

El señor LAGOS ( Presidente ).-

Se solicita autorización para que pueda ingresar a la Sala el Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía , señor Andrés Romero.

¿Habría acuerdo?

--Se accede.

El señor LAGOS (Presidente).-

En discusión general el proyecto.

Tiene la palabra la Senadora señora Allende, Presidenta de la Comisión de Minería y Energía.

La señora ALLENDE .-

Señor Presidente , ante todo, quiero hacer una pequeña aclaración.

La verdad es que pensé que a esta hora iba a estar en la Comisión de Hacienda de la Cámara de Diputados, porque hoy día se discutía allí un tema bastante crucial para la Región de Atacama. Por ello, había solicitado al Senador señor Guillier que hiciera el informe del proyecto. Pero, se suspendió esa sesión debido a que, ¡enhorabuena!, el Gobierno y algunos dirigentes de la Mesa Pública se han sentado a conversar.

Esa es la razón por la cual me he venido y el Senador Guillier, amablemente, me ha solicitado que presente el informe, lo que le agradezco.

Dicho eso, también pido un poco de paciencia a la Sala porque es un tema de la mayor relevancia pero también complejo y resulta difícil hacer una supersíntesis del informe que ha elaborado el Secretario de la Comisión .

El señor LAGOS (Presidente).-

Tómese el tiempo que sea necesario, señora Senadora.

La señora ALLENDE .-

Muchas gracias.

Creo, de verdad, que estamos ante uno de los asuntos más trascendentes sobre los que podemos legislar como país en este momento.

Obviamente, voy a intervenir como informante. Me reservo mi opinión para después, como corresponde.

La Comisión llevó a cabo una extensa ronda de audiencias a fin de escuchar la opinión de especialistas y profesionales de los más diversos ámbitos para la adecuada ilustración de esta instancia parlamentaria.

Luego de haber recibido al Ministro de Energía y su equipo asesor, la Comisión escuchó a personeros de la industria, de asociaciones de usuarios, consumidores, organizaciones ciudadanas y ambientalistas interesadas en participar en el debate, tales como la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados, el Panel de Expertos del Sistema Eléctrico Nacional, la Fundación Chile Sustentable, el Consejo Minero, las universidades de Chile y Católica, la Asociación Chilena de Energías Renovables, el CDEC-SIC, el CDEC-SING, TRANSELEC , VALGESTA , Generadoras de Chile A.G., Empresas Eléctricas A.G., SYNEX Ingenieros Consultores, la Organización de Consumidores y Usuarios de Chile (ODECU) y la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores.

Cabe señalar que la Comisión acordó darle la más amplia difusión a estas audiencias, razón por la cual colocó en la web institucional, a disposición del público interesado, los audios de las sesiones respectivas.

El proyecto persigue fundamentalmente lo siguiente:

a) Lograr que la transmisión eléctrica favorezca el desarrollo de un mercado de generación más competitivo, para bajar los precios de energía al cliente final, libre y regulado;

b) Incorporar en la planificación de la transmisión una perspectiva de largo plazo que permita considerar una visión estratégica del suministro eléctrico, los intereses de la sociedad, el cuidado del medio ambiente y el uso del territorio;

c) Mejorar los estándares de seguridad y calidad de servicio del sistema, promoviendo esquemas que incentiven su cumplimiento y compensen a los usuarios frente a indisponibilidades;

d) Robustecer e independizar al coordinador del sistema, y

e) Incorporar al Estado, como garante del bien común, en la definición de los trazados y emplazamiento de los nuevos sistemas de transmisión, especialmente aquellos de servicios públicos, a la luz de las consideraciones ambientales, territoriales, ciudadanas, técnicas, económicas y de participación ciudadana.

Posiblemente, esta iniciativa legal es una de las más importantes que le va a corresponder tramitar, en materia energética, al Congreso Nacional. De la sola enumeración de los objetivos que persigue, se puede advertir que abarca la regulación de aspectos muy significativos para el desarrollo de este sector de la economía. En ese sentido, es oportuno referirse a algunas de las principales novedades que contiene el proyecto.

En el contexto de la conformación de un nuevo Sistema Interconectado Nacional, existe consenso en torno a la necesidad de un único coordinador del sistema eléctrico, independiente de los actores del mercado. A este efecto, la ley propone crear un organismo que desarrollará una función de interés público, pero que no formará parte de la Administración del Estado, aunque se le aplicarán las normas de transparencia y acceso a la información pública.

Este organismo, que se va a denominar "Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional", tendrá como base las funciones de los actuales CDEC, para lo cual el proyecto consulta fortalecer y perfeccionar sus funciones de coordinación, de manera de recoger la evolución del mercado nacional, las mejores prácticas internacionales y las necesidades que se han planteado a partir del diagnóstico de esos organismos, dentro de las que destacan la colaboración con las autoridades correspondientes en el monitoreo de la competencia en el mercado eléctrico y un exigente estándar de transparencia en el manejo de la información.

Para su administración se propone un Consejo Directivo, compuesto por miembros elegidos mediante concurso público por un Comité Especial de Nominaciones. Con el fin de afianzar su idoneidad se establece un régimen de responsabilidades vinculado con la adecuada labor de coordinación que les compete y cuyo incumplimiento será sancionado. Se incorporan también mecanismos de revisión periódica del desempeño del Coordinador en sus funciones, así como la posibilidad de remoción de uno o más directores por el referido Comité.

En otro orden de ideas, el proyecto efectúa una nueva clasificación de los sistemas de transmisión orientando su caracterización a su funcionalidad por sobre criterios técnicos estrictos para establecer una planificación más armónica en el contexto del sistema como un todo coherente e integrado. Así, se distingue entre sistemas de transmisión nacional o troncal; sistemas de transmisión zonal o de subtransmisión; sistemas dedicados o de transmisión adicional, y sistemas de transmisión destinados a la infraestructura y que permiten la evacuación de la producción de generación dentro de los llamados "Polos de Desarrollo". Finalmente, se consideran los sistemas de interconexión internacional, respecto de los cuales se encarga al Coordinador conjugar su operación técnica y económica.

En cuanto a la planificación del sistema de transmisión, se incorpora un nuevo proceso quinquenal de planificación energética de largo plazo a cargo del Ministerio de Energía. Este proceso fijará los lineamientos generales relacionados con escenarios de desarrollo del consumo y de la oferta de energía eléctrica que nuestro país podría enfrentar en el futuro. Para tal efecto, se incorpora una prospectiva respecto de las tecnologías de generación disponibles, su evolución y desarrollo, así como eventuales nuevas alternativas tecnológicas para el abastecimiento de la demanda. También evaluará el comportamiento del consumo e incluirá políticas de eficiencia energética, promoción de nuevas tecnologías, generación distribuida, nuevos tipos y formas de consumos y redes inteligentes, entre otros aspectos relevantes. Adicionalmente, se extiende la actual planificación anual de la expansión troncal, liderada por la Comisión Nacional de Energía, a todo el sistema de transmisión.

Los criterios que deberá tener en cuenta el planificador de la expansión de la transmisión son la minimización de riesgos en el abastecimiento; la creación de condiciones que promuevan la oferta y faciliten la competencia; la eficiencia económica de las instalaciones para el desarrollo del sistema eléctrico, y la posibilidad de modificar instalaciones de transmisión existentes a fin de realizar ampliaciones del sistema que eviten duplicidades.

El proyecto además avanza hacia mayores grados de participación ciudadana mediante nuevas instancias de participación -valga la redundancia- de los actuales segmentos de transmisión troncal y subtransmisión al ejercicio anual de planificación de toda la transmisión.

Señor Presidente, quisiera detenerme un instante en los denominados "Polos de Desarrollo".

Esos lugares serán identificados por el Ministerio de Energía en el contexto de la planificación energética de largo plazo en consideración al interés público involucrado en el desarrollo de zonas en que existen los recursos o condiciones para la producción de energía eléctrica, cuyo aprovechamiento utiliza un único sistema de transmisión con criterios de eficiencia y optimización económica.

En sintonía con esos polos se crea una nueva categoría de sistemas de transmisión para reunir proyectos asociados a determinado polo de desarrollo, lo que permitirá aprovechar la transmisión que los conectará, en conjunto, al resto del sistema de transmisión.

En consistencia con el interés público asociado a la exportación eficiente de dichos polos, las soluciones de transmisión adquieren el carácter de servicio público, y el costo transitorio de los desarrollos incrementales de tales redes será financiado por los consumidores finales, libres y regulados, hasta que sean utilizadas por la generación.

Con relación a las franjas y trazados por donde pasarán obras de transmisión, hay que tener presente que en países como Colombia, Estados Unidos, Australia y Suiza el Estado cuenta con unidades o instituciones que tienen capacidades históricas de planificación y desarrollo, y cuentan con recursos para llevar o acompañar los procesos de planificación y de definición de franjas o trazados.

La experiencia internacional también muestra que existe flexibilidad en la definición de trazados a través de instrumentos tales como definición de franjas, alternativas de trazado, procedimientos expeditos para modificación de franjas.

Asimismo, el Estado desarrolla procesos e instancias de participación ciudadana presentes en la planificación y en diversas etapas del proyecto de transmisión en un esquema de participación temprana, con especial preocupación por los pueblos originarios, a los que se debe consultar cuando se ven afectados territorial, cultural o económicamente.

En esta materia es importante revisar la experiencia del Ministerio de Obras Públicas.

Para la definición de franjas o trazados camineros y, en general de obras públicas, el MOP realiza actividades que limitan el rol privado a la etapa final de construcción y operación. Esto reduce el riesgo de quien construye y, por lo tanto, los costos de la obra. Sin embargo, aunque la experiencia del Ministerio de Obras Públicas ha sido exitosa en parte, los beneficios de una estructura como la que se ha descrito podrían tardar más de una década en capitalizarse, lo que es incompatible con las necesidades actuales de transmisión eléctrica.

Por ello, esta iniciativa opta por un modelo mixto, con un mayor rol del Estado, pero que deja en manos del sector privado el desarrollo de los proyectos, la tramitación de permisos y la negociación de las indemnizaciones asociadas a las respectivas servidumbres.

En ese marco, el proyecto formula una propuesta que busca el equilibrio económico-social-ambiental en la definición de trazados; dota al sistema de mayores grados de certeza para la realización de los proyectos; asigna al Estado un rol central en la evaluación de trazados; reduce los riesgos de las empresas licitantes y operadoras con el objeto de disminuir las tarifas eléctricas, y da legitimidad al desarrollo de proyectos de transmisión ante la opinión pública y las comunidades. Así, se propone un nuevo Procedimiento de Estudio de Franja para determinados trazados de transmisión eléctrica, que será sometido a una evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad a que se refiere la Ley sobre Bases Generales del Medio Ambiente.

La iniciativa, además, extiende el alcance del acceso abierto a todas las instalaciones de transmisión, pero supedita este acceso a la operación segura y más económica del sistema bajo el control del Coordinador. Para el caso de los sistemas de transmisión dedicada, se regula cómo se adquiere el derecho a acceso abierto ante la concurrencia de diversos solicitantes a este. Por otra parte, se dota de atribuciones al Coordinador para la aplicación vinculante de reglas, procedimientos, etapas, productos, estándares y tiempos involucrados en las tareas necesarias al objeto de garantizar el acceso abierto en consonancia con los conceptos que ya se recogen en los procesos tarifarios.

En lo que concierne al financiamiento del sistema, actualmente la ley dispone que el sistema de transmisión troncal sea financiado conjuntamente por la generación y por la demanda. Para estos efectos, distingue el Área de Influencia Común (AIC), cuya infraestructura es remunerada en 80 por ciento por la generación (o sea, inyecciones) y 20 por ciento por la demanda (es decir, retiros), según la respectiva prorrata de uso.

En el resto del sistema troncal (fuera del Área de Influencia Común), se remunera ciento por ciento por la generación o la demanda dependiendo de la condición esperada sobre la dirección de los flujos. En este caso, para cada tramo se establece un prorrateo de pago en función del cual la generación paga la proporción en que los flujos de energía se dirigen hacia el Área de Influencia Común, mientras la demanda (retiros) paga la proporción complementaria en que los flujos se dirigen desde el Área de Influencia Común.

Ahora bien, las unidades de generación y los consumos que pertenecen o ingresan al sistema eléctrico no pueden reaccionar con la antelación y previsión a la señal de localización que otrora orientó dichas inversiones. Este nuevo escenario exige enfrentar la planificación del sector eléctrico considerando que las unidades de generación no podrán emplazarse donde se encuentran sus insumos primarios, sino donde puedan ubicarse de acuerdo a las restricciones ambientales, socioculturales, locales y económicas.

La generación como industria no presenta las economías de escala del segmento de transmisión, razón por la cual su desarrollo puede darse bajo condiciones de competencia. Los sistemas de remuneración de la transmisión que asignan parte del pago de esta al segmento de generación permiten incluir dentro de los precios ofertados a los usuarios el costo de la transmisión y, por ende, ventajas históricas o circunstanciales que pudiesen tener algunos generadores respecto de otros. Como consecuencia, el aprovechamiento de tales ventajas redunda en una disminución de los niveles de competencia del referido segmento y en la aparición de barreras de entrada, vía el ejercicio de poder de mercado tanto en los contratos como en la expansión.

Para enfrentar esa situación, países como Alemania, Estados Unidos, Italia, Suiza, Nueva Zelandia, Australia y Singapur, entre otros, utilizan el pago del cien por ciento por parte del consumo al objeto de reducir las barreras de entrada al segmento de generación e incrementar los niveles de competencia. Muchas de estas naciones han determinado políticas con el fin de establecer un sistema de transporte con cargos de acceso único, a lo que comúnmente se ha denominado "estampillado", en alusión al costo de las estampillas de correo: la estampilla cuesta lo mismo con independencia de la distancia al destinatario final del mensaje.

La técnica del estampillado, según el mensaje, permite que la competencia en el segmento de generación descanse en la eficiencia de sus procesos productivos, incrementándola significativamente, y traspasa el beneficio de los avances tecnológicos a los usuarios en forma ágil y competitiva, y no dependiendo de la cercanía de los centros de consumo.

Se trata de una metodología simple que posibilita que el beneficio de la competencia en la generación se alcance en cada punto de retiro del sistema eléctrico, al no establecer castigos a las ciudades, consumos o generación que se encuentren fuera de los grandes centros urbanos.

Agrega el Ejecutivo que si bien actualmente la transmisión troncal es remunerada tanto por las inyecciones como por los retiros, los costos de transmisión son traspasados íntegramente a los consumidores finales a través de los respectivos contratos de suministro, donde no es posible garantizar que en dichos contratos el pago de las inyecciones sea traspasado con o sin sobrecargos, dependiendo de las circunstancias comerciales o de la ubicación geográfica.

La ley en proyecto pretende transparentar el pago de la transmisión asignándolo directamente a los clientes finales. De este modo, se busca asegurar que la transmisión eléctrica sea remunerada sobre la base de sus costos, sin los riesgos de sobreprecios, y, además, fortalecer el escenario de competencia en la generación. Esta medida, a juicio del Gobierno, permitirá disminuir el precio de las ofertas en las licitaciones de suministro para empresas distribuidoras en general y para las licitaciones previstas para el año 2016 en particular.

Al finalizar esta exposición, me interesa destacar la importancia de esta iniciativa en la medida que aborda la debilidad y precariedad del actual sistema de transmisión, el cual resulta opaco en la fórmula de cálculo de precios. Se necesita mayor transparencia y certeza en el sistema y que el Estado juegue un rol en la materia. Lo anterior, pasa por establecer un sistema más robusto, que permita la conexión de las distintas modalidades de energía. Por otra parte, con ocasión de este proyecto de ley sería oportuno considerar los estudios nacionales e internacionales que existan acerca de los efectos de las radiaciones electromagnéticas en la salud humana y animal y en materia de contaminación ambiental.

Señor Presidente , los asuntos que regula esta iniciativa son, por la propia naturaleza de esa área de la economía, especialmente complejas y de un alto carácter técnico.

Con motivo de la ronda de audiencias que la Comisión de Minería y Energía llevó a cabo -ya explicamos que fue muy amplia-, quedó de manifiesto que, aun cuando existe convergencia en cuanto a sus bondades, faltan aspectos de este proyecto que deben ser revisados.

En tal sentido, quiero señalar que en dicho órgano técnico se acordó que nuestros asesores, junto con el Ejecutivo , fueran trabajando las materias en que existen ciertos disensos u observaciones.

Por lo tanto, me parece que estamos avanzando en paralelo con la Comisión Nacional de Energía teniendo una excelente disposición respecto de una muy buena idea.

En su segundo informe, la Comisión de Minería y Energía tendrá ocasión de acometer esos asuntos objeto de discrepancia.

Destaco que los representantes del Ministerio de Energía han manifestado -como ya señalé- su amplia disposición para trabajar en paralelo con nuestros asesores y recoger las observaciones que sean de consenso o importantes de incorporar en esta iniciativa.

Es cuanto puedo informar, señor Presidente.

El señor LAGOS ( Presidente ).-

Le agradecemos a Su Señoría por su extenso y claro informe.

El señor MOREIRA.-

¿Puede abrir la votación, señor Presidente?

El señor LAGOS ( Presidente ).-

¿Les parece a Sus Señorías?

El señor LETELIER.-

No, señor Presidente .

El señor LAGOS (Presidente).-

No hay acuerdo.

El señor PIZARRO.-

Señor Presidente , podríamos abrir la votación manteniendo los tiempos de intervención, que es aquello que les interesa a los señores Senadores.

El señor LAGOS (Presidente).-

No hay unanimidad para ello.

Tiene la palabra Su Señoría.

El señor PIZARRO.-

Señor Presidente , me parece que este es uno de los proyectos más importantes que nos ha tocado discutir en el Senado para el futuro del desarrollo de nuestro país, el cual, además, debe ser inclusivo, sustentable.

Todos sabemos que desde hace muchos años Chile enfrenta un problema grave en materia energética por la falta de energía, por los altos precios que ella tiene y por la imposibilidad de desarrollar mayor competencia y eficacia en los sistemas.

Aquel ha sido fundamentalmente el objetivo de la Agenda del actual Gobierno y del Ministerio de Energía: buscar los instrumentos que permitan bajar los precios de la energía.

En tal sentido, esta iniciativa persigue generar un sistema de transmisión eléctrica que favorezca la competencia, que sea eficaz y seguro en la entrega de energía a los distintos centros urbanos, productivos, en fin.

La falta de transmisión eléctrica adecuada o en competencia imposibilita o al menos inhibe o reduce el esfuerzo que se ha hecho para el desarrollo de energías limpias, renovables no convencionales.

Otro aspecto que también trata de abordar este proyecto es la generación de mayor confianza, de una mejor relación -diría- entre los operadores o el sector privado, que es quien lleva adelante este tipo de inversiones, y las distintas comunidades, los diferentes sectores de opinión pública que puedan verse afectados por la implantación de nuevas redes o tendidos eléctricos.

Aquello normalmente produce una situación de conflicto entre los privados o los operadores y las comunidades por donde se pretende instalar los tendidos eléctricos.

¿Cuál es el otro objetivo -como bien lo señaló la Senadora informante- que busca esta iniciativa? Que el Estado juegue un rol que posibilite condiciones para conciliar esos dos elementos.

Eso es lo que se halla establecido en esta iniciativa.

Lo que necesitamos, entonces, es un sistema de transmisión eléctrica que provoque más competencia; que dé mayor seguridad; que sea más eficaz y donde haya participación de la ciudadanía; que sea sustentable, amigable con el medio ambiente.

Como es lógico, lo que más nos importa a todos -se planteó como objetivo, y lo ha ido consiguiendo el actual Gobierno- es que se rebajen los costos para la ciudadanía en materia energética.

Se persigue fortalecer el rol del Estado en el ámbito de la planificación energética de nuestro país.

Asimismo, se busca involucrar a las comunidades, de modo tal que cuando en determinado momento el Estado defina una franja por la cual existe posibilidad de instalar redes de transmisión eléctrica ya se haya realizado todo un proceso de consulta con aquellas que permita, desde el punto de vista de la protección del medio ambiente, que no se afecten sectores o intereses que, siendo particulares, necesitan de los respaldos adecuados.

También se pretende que el Estado pueda determinar la llamada "franja" a través de la cual pueda desarrollarse ese tipo de instalaciones.

Buscando una reducción de costos de la transmisión se consigue, evidentemente, un menor costo al cliente final.

Sin duda, el mejoramiento del uso del territorio para los efectos de la implementación de estas redes eléctricas contribuye a disminuir los conflictos con las comunidades. Ello genera mayores certezas para quienes deben efectuar la inversión y, también, ahorros importantes, no solo para los inversionistas, sino también para nuestro país.

Como señalé recién, en la zona norte, por ejemplo, tenemos una cantidad enorme de inversiones en el ámbito de las energías renovables no convencionales (energía eólica, energía solar, en fin).

Esta mañana, en la Comisión de Minería estuvimos viendo las potencialidades para el desarrollo de la energía solar, vinculándolas a posibles futuras explotaciones del litio y de los salares -riquezas que tenemos en gran cantidad- y buscando fórmulas que permitan disponer de una energía segura, susceptible de transmitirse permanentemente y, además, amistosa con el medio ambiente.

Ahí se establece un nuevo elemento, como dijo la Presidenta de la Comisión de Minería y Energía, Senadora Isabel Allende : los polos de desarrollo, que posibilitarán determinar el tipo de energía que es factible producir, sobre todo tratándose de energías limpias. Ello permite también una mayor transparencia en los costos futuros del servicio y, sin duda, respeta el medio ambiente.

¿Se han planteado algunas dudas? Sí.

Se ha preguntado, por ejemplo, si la ley en proyecto posibilitará que el Estado, lisa y llanamente, diga: "Por aquí pasa la carretera eléctrica. Al que le gusta, bien; al que no, bien también".

Tal situación no se producirá.

Por eso, se ha dispuesto que de manera ordenada, planificada el Estado haga los estudios previos para determinar por dónde podrán pasar los tendidos eléctricos. Y, por supuesto, el nuevo Procedimiento de Estudio de Franja se someterá a evaluación ambiental estratégica y a la aprobación del Consejo de Ministros para la Sustentabilidad.

Hemos dicho que se requiere desarrollo sustentable. Y este es uno de sus puntos centrales.

Luego del proceso participativo explicitado, será el Consejo de Ministros el que, después de recibir los estudios técnicos, los estudios ambientales, los estudios sobre las mitigaciones necesarias, determinará por dónde podrán pasar las franjas.

En la Comisión de Minería y Energía se nos dieron ejemplos de formas de llevar adelante la implementación de redes de transmisión eléctrica que han sido exitosas en otros países, manteniendo, por supuesto, los cuidados -como hemos dicho- en el impacto ambiental.

Señor Presidente , más allá de las explicaciones técnicas que nos dio la Presidenta de la Comisión -esta es una materia altamente específica, de difícil entendimiento-, quiero hacer un llamado a asumir la aprobación general del proyecto en discusión con altura de miras, pensando en el bien de nuestro país.

Estamos ante una legislación moderna, que busca no solo generar condiciones para la mayor inversión en el sector eléctrico, sino también lograr eficacia, seguridad, abaratamiento de costos para la población y el sector productivo, y sustentabilidad en el tiempo. Porque todas las inversiones del sector eléctrico son a 30, 50, 70 años, a pesar de que se establece la revisión de los cuadros tarifarios cada 20 años por la comisión respectiva.

Pero, sin duda, el llamado al Senado es a aprobar una de las iniciativas que más pueden ayudar a generar confianza en los inversionistas y en la población en el sentido de que se están haciendo bien las cosas y de que sus derechos no serán avasallados por este proyecto, que es importante para nuestro país y que debe consensuarse con quienes puedan verse afectados por su implementación.

Señor Presidente , nuestra bancada insta a aprobar esta iniciativa, y ojalá de manera unánime, porque constituye una señal muy potente para el desarrollo de Chile.

El señor LAGOS (Presidente).-

Tiene la palabra el Senador señor Quinteros.

El señor MOREIRA.-

Voy a escuchar con atención a mi estimado colega.

El señor QUINTEROS.-

Eso espero.

Señor Presidente, el camino de las reformas estructurales que ha impulsado la Presidenta Bachelet apunta a transformar los cimientos sobre los cuales se ha construido el desarrollo de Chile en las últimas décadas.

Tal impulso parte de la base de que ese desarrollo y, en consecuencia, la calidad de vida de las personas, si bien avanzan, se encuentran limitados estratégicamente, identificándose a la educación como el principal factor detrás de este fenómeno.

Pero la visión transformadora de largo plazo alcanza no solo a la educación o a la Constitución: también considera las debilidades de infraestructura que están ahogando cada vez más las posibilidades de nuestra economía.

Dicho rezago se advierte en carreteras, en puertos, en ferrocarriles, en infraestructura urbana, pero se ha hecho crítico en energía, especialmente en la generación y distribución eléctrica.

Por lo tanto, lo primero que hay que decir es que el proyecto en debate, que crea una nueva institucionalidad para la transmisión eléctrica, se inscribe en esa visión estratégica transformadora del Gobierno de la Presidenta Bachelet .

Por cierto, en esta iniciativa no se escuchan las voces altisonantes que critican las reformas desde la partida.

Ello nos muestra las contradicciones de un sector que impulsa sin reservas las iniciativas de desarrollo económico, pero que desconfía de toda propuesta de desenvolvimiento social.

En verdad, el impulso modernizador es uno solo. Chile debe explotar plenamente las potencialidades de su gente, de su conocimiento, de sus recursos, de su territorio.

Ayer la Presidenta de la República llamó a participar en una nueva etapa del proceso de generación de una nueva Constitución para Chile. El objetivo es fijar las reglas del juego aceptadas por todos para los próximos 30 a 50 años.

Este proyecto, que crea una nueva institucionalidad en la transmisión eléctrica, establece también reglas del juego claras para los próximos 30 a 50 años.

¿Implica esta iniciativa de ley que se construirá la línea de transmisión que requiere HidroAysén?

¿Significa que se seguirá privilegiando a las megafuentes de energía y no a las pequeñas y medianas generadoras, más sustentables y menos invasivas?

Creo que la ley en proyecto no debe definir la viabilidad de HidroAysén -sobre ella la ciudadanía tiene serias reservas-, pero sí permitir que la autoridad legítima, dentro de sus funciones públicas, tome una decisión que viabilice o que descarte este y cualquier otro proyecto.

Lo que no puede seguir ocurriendo es lo que sucede hoy día, cuando una empresa privada decide si impulsa o desecha un proyecto eléctrico, así como su trazado y prácticamente la totalidad de las variables relevantes que afectan a las comunidades, y que la capacidad de incidir solo se limita a las variables ambientales.

Al final, la infraestructura energética que nuestro país requiere se decide en el Ministerio del Medio Ambiente y no en el Ministerio de Energía, porque esta última autoridad simplemente, en el marco actual, no tiene atribuciones para planificar e incidir en las determinaciones de privados.

Hay que corregir aquello, nos guste o no determinado proyecto.

Así como no creo en una Constitución que congele la institucionalidad, que impida su propia reforma, tampoco creo en un marco legal que prácticamente paralice el desarrollo de la infraestructura eléctrica.

Por el contrario, la institucionalidad debe permitir que el debate se realice; que se escuche a la ciudadanía; que se ponderen las alternativas, y, finalmente, que la autoridad legítima tome las decisiones y priorice un camino u otro.

Señor Presidente , la infraestructura que requiere Chile debe ser definida por la autoridad: por dónde van las carreteras; los nuevos puertos que se necesitan, los ferrocarriles, las líneas de transmisión y, también, los gasoductos.

Por la falta de un papel más activo del sector público, nuestro país ha perdido oportunidades que afectan no solo al desarrollo económico, sino también a la calidad de vida.

Hoy no tendríamos la emergencia ambiental que afecta a regiones del centro y sur de Chile, a ciudades como Rancagua u Osorno, si se hubiese decidido en su momento la construcción de una red nacional de gasoductos.

Cuando se implementó la red actual, los privados estimaron más rentable construir dos líneas paralelas en el norte para abastecer de gas argentino a las empresas mineras, en vez de priorizar el suministro domiciliario para nuestras ciudades.

Felizmente, los gasoductos subutilizados después de la crisis del gas en Argentina ahora pueden destinarse a la exportación de combustible al país vecino y se constituyen en una llave para la integración que tanto necesita nuestro continente.

Por cierto, esta reconversión de la infraestructura, que alcanza también a las líneas de transmisión construidas en el norte, no hubiese sido factible sin la intervención del Gobierno. Es decir, el mercado por sí solo no puede resolver y concretar todas las oportunidades.

Aprovecho la ocasión para felicitar al señor Ministro por las gestiones que acaba de encabezar con este fin.

En definitiva, el proyecto en debate va en la dirección correcta. Reserva para el Estado las decisiones más relevantes y favorece la inversión privada en infraestructura que el país necesita.

Algunos aspectos pueden mejorarse. Por ejemplo, reconociendo un papel más relevante a las comunidades y gobiernos regionales en las decisiones estratégicas de ordenamiento territorial, especialmente cuando se definen los polos de desarrollo que contempla la ley en proyecto.

De otro lado, me parece que hay que acotar la duración de las concesiones, guardando un justo equilibrio entre el interés público y la retribución por las inversiones que realice el sector privado.

¿Cuál es el plazo justo? ¿Diez, quince, veinte, cuarenta años?

Esta misma pregunta nos la podemos hacer en materia de concesiones de obras públicas, pero también de concesiones mineras, de derechos de agua y hasta de las cuotas de captura en la pesca industrial.

La respuesta de fondo debiera venir con una nueva Constitución.

Por eso -y con esto vuelvo al comienzo-, me parece que lo que estamos haciendo con este proyecto de ley no es muy diferente de lo que estamos efectuando con el resto de las reformas que promueve el Gobierno de la Presidenta Bachelet , incluida la de la Carta Fundamental.

Se trata -ni más, ni menos- de fijar reglas del juego estables, justas y aceptadas por todos para los próximos 30 a 50 años.

¡Es lo que Chile se merece!

He dicho.

El señor BIANCHI.-

Abra la votación, señor Presidente.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Se ha solicitado nuevamente abrir la votación.

¿Hay acuerdo?

El señor MOREIRA.-

Sí.

El señor LETELIER.-

No, señor Presidente .

El señor QUINTANA (Vicepresidente).-

Lo han pedido dos veces, señor Senador.

El señor LETELIER.-

No, señor Presidente .

El señor QUINTANA (Vicepresidente).-

Entonces, proseguiremos el debate.

Tiene la palabra el Senador señor Guillier.

El señor GUILLIER.-

Señor Presidente, este...

El señor PIZARRO.-

Senador Letelier, deje que se abra la votación. ¿Qué problema tiene? ¡Si se mantiene el tiempo!

El señor LETELIER.-

Punto de Reglamento, señor Presidente.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Discúlpeme, Senador señor Guillier.

Tiene la palabra el Senador señor Letelier para un punto de Reglamento.

El señor LETELIER.-

Señor Presidente , yo tengo una opinión muy crítica sobre este proyecto.

No estoy cierto de que en diez minutos pueda expresar todas mis ideas.

Por eso me inscribí para la discusión general, a fin de completar mi planteamiento en la fundamentación de voto.

Ese es el único motivo para oponerme a que se abra la votación.

Soy muy transparente. No tengo ningún problema...

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Está claro, Su Señoría: no hay acuerdo.

El seño LETELIER.-

En todo caso, valga la explicación.

El señor QUINTANA (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el Senador señor Guillier.

El señor GUILLIER .-

Señor Presidente , este proyecto tiene gran importancia estratégica y, además, sentido de urgencia. Estamos contra los tiempos, particularmente por la situación económica existente y la necesidad de impulsar el crecimiento.

Responde a una visión estratégica de largo plazo, que se relaciona también con el rol del Estado y con un concepto de planificación de servicios esenciales para el desarrollo de nuestro país.

Como se ha señalado aquí, tiene dos ejes estratégicos.

Primero, crea la figura del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, que suplirá al actual CDEC con carácter más integrado, más amplio, con un directorio elegido incluso por un Comité Especial y que, por consiguiente, garantiza la autonomía técnica y política.

De otro lado se halla el establecimiento de un nuevo Sistema de Transmisión Eléctrica, que incorpora nuevos instrumentos, como planificación de largo plazo, nuevo sistema tarifario para el cálculo de costos, participación del Estado en la determinación de áreas de generación o polos de desarrollo y, también, en el estudio del trazado.

Creo que, en general, esta iniciativa va en la dirección correcta.

Sin embargo, se está trabajando todavía en la discusión de puntos que, a mi juicio, merecen mayor maduración.

Primero, en el concepto de planificación estratégica y cierto sentido centralizado en la identificación de los polos de desarrollo. Y segundo, en el impulso de las energías renovables no convencionales. Porque se está hablando de una cuota de 20 por ciento en los polos de desarrollo, en circunstancias de que, en mi opinión, Chile debe hacer un mayor esfuerzo en ese tipo de energías (se había hablado de cifras muy superiores).

También, entiendo que hay vacíos, a mi entender mejorables, en materia de la evaluación ambiental estratégica, relacionados especialmente con la participación ciudadana y el ordenamiento territorial.

Algunas zonas poseen actividades estratégicas. Por ende, no les resulta indiferente el ordenamiento que se haga del territorio y hasta qué punto algunas de ellas pueden terminar teniendo supremacía sobre actividades económicas que en determinadas regiones son singularmente significativas.

Convengo en que la institucionalidad vigente tiene poca integración con respecto al uso de los instrumentos de evaluación ambiental, participación ciudadana y ordenamiento territorial.

Estimo que el proyecto que nos ocupa, atendido su carácter estratégico, debería responder a un modelo, a un estándar nuevo sobre esas materias.

En particular, tengo la impresión de que la identificación de los polos de desarrollo y los estudios de franja deben ser ejecutados antes de su denominación vía decreto -y eso supone un gesto a la ciudadanía, a fin de que su opinión sea efectiva-, para que haya un desarrollo equilibrado del mercado energético y una apropiación ecuánime y sustentable del territorio.

Asimismo, creo que hemos de revisar bien lo vinculado con los modelos de concesión y la igualdad de trato con los generadores pequeños, al objeto de asegurar una diversificación de la matriz energética y eliminar la dependencia de la generación convencional en todos sus niveles.

Otros aspectos tienen que ver con los trazados y la necesidad de mantener una holgura o una suerte de capacidad ociosa para dar más seguridad al sistema.

Eso sería por 28 años (entiendo que es lo que se estuvo conversando en las últimas sesiones) y de cargo del usuario. Es decir, este paga el mantenimiento de una capacidad ociosa. Y al final del período, cuando se haya recuperado la inversión, las líneas mantenidas quedarían como propiedad de la empresa y no en manos del Estado o sujetas a una eventual nueva licitación, toda vez que el pago fue solventado por el usuario.

En la discusión particular habrá aspectos de tal naturaleza. Creo que en esa instancia se puede avanzar en ellos. Son bastante importantes. No se trata de cuestiones menores.

Por supuesto, daré mi voto favorable, pues estoy de acuerdo con el concepto general. Pero creo que todavía debemos avanzar en la maduración de este proyecto, que es extraordinariamente complejo.

He dicho.

El señor QUINTANA (Vicepresidente).-

Tiene la palabra a continuación el Senador...

El señor BIANCHI.-

Señor Presidente , ¿puede abrir la votación?

El señor MOREIRA.-

Pido una vez más que se abra la votación, señor Presidente .

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

En unos minutos más vamos a recabar la unanimidad necesaria.

En seguida corresponde el uso de la palabra precisamente al Senador señor Letelier, quien no se encuentra en la Sala.

Tiene la palabra a continuación el Honorable señor Orpis.

El señor ORPIS.-

Señor Presidente , Honorable...

El señor MOREIRA.-

¡Esto no puede ser, señor Presidente! ¡Si un Senador pide reglamentariamente abrir la votación, procede que usted tome conocimiento y consulte a la Sala!

El señor BIANCHI.-

¡Así es!

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

He consultado dos veces, Su Señoría, y ha habido oposición.

El señor MOREIRA.-

Pero ahora se puede consultar por tercera vez. En otras oportunidades se ha hecho.

El señor QUINTANA (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el Senador señor Orpis.

El señor MOREIRA.-

O sea, ¡estamos atrapados...!

Así, el proyecto se va a quedar sin votos.

¡Lo encuentro increíble! ¡Nunca antes se había dado!

El señor PROKURICA.-

Cuestión de Reglamento, señor Presidente.

El señor QUINTANA (Vicepresidente).-

Tiene la palabra Su Señoría para un punto de Reglamento.

El señor PROKURICA.-

Señor Presidente , un Senador le está pidiendo un pronunciamiento. ¡Tiene que contestarle! ¡No puede seguir dando la palabra! Podrá decirle que no u oponerse usted mismo a que se abra la votación. ¡Pero no puede pasar por encima de ese Senador y continuar con la discusión del proyecto!

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Su Señoría, le respondí al Senador señor Moreira diciéndole que en los últimos 20 minutos se había solicitado la unanimidad de la Sala dos veces.

El señor PROKURICA.-

Ya, pues. Pero se le está pidiendo de nuevo que lo haga.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Bueno: volvemos a recabar la unanimidad.

¿Hay unanimidad para abrir la votación?

El señor PROKURICA.-

¡No, poh: si el Senador Letelier ya volvió...!

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

No existe unanimidad.

Tiene la palabra el Honorable señor Orpis.

El señor MOREIRA.-

El proyecto se va a quedar sin votos. Un Senador de Gobierno no quiere que sea aprobado.

El señor ORPIS.-

Señor Presidente , Honorable Sala, he deseado intervenir porque la iniciativa sobre transmisión es parte de una agenda, y Chile también enfrenta una crisis en esa materia, no solo en generación.

Ello se refleja en los propios costos de la energía. En la Región del Biobío, por ejemplo, el mega representa alrededor de ochenta, noventa dólares, y en la Región de Atacama supera incluso los doscientos.

¿Cuál es el problema que surge con un sistema troncal? El de la crisis en la transmisión. Para reducirla a términos muy sencillos, ¿por qué se origina? Eso es lo que resuelve el articulado, el cual, para el Senador que habla, es tremendamente importante. Ha constituido un paradigma. Para expresarlo en términos muy simples, lo que la transmisión hace hoy día es seguir a la generación. El proyecto procede al revés: esta última va a ir detrás de la primera.

Lo que señalo es lo que ha impedido, en definitiva, que en nuestro país se desarrolle todo su potencial energético, pues hay lugares que, por no contarse con un sistema de transmisión, efectivamente no son viables, desde un punto de vista económico.

Como manifesté que el asunto es parte de una agenda para superar la crisis, me gustaría mencionar cuatro proyectos de ley despachados por el Congreso en los últimos dos años. Se partió con el de energías renovables no convencionales y servidumbres eléctricas. Después fue clave el de la licitación. Y hoy día estamos abordando el de la transmisión, junto al de interconexión de los sistemas del norte y del sur.

Ese conjunto cambia radicalmente, a mi juicio, lo que está ocurriendo en Chile en materia energética, porque se están abordando todos los temas relevantes que se hallaban pendientes. Por eso, felicito a esta Administración, ya que efectivamente se ha abocado al tratamiento de todos los aspectos sensibles y que en el pasado no se habían tratado por distintas circunstancias.

Creo que la iniciativa rompe un paradigma en la transmisión y que su aprobación, por eso, es muy relevante.

He dicho.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Puede intervenir el Honorable señor Letelier.

El señor LETELIER .-

Señor Presidente , estimados colegas, represento a una Región cuya cercanía a la Metropolitana la hace pagar costos territoriales altos, criterio a partir del cual quiero que se entiendan algunas de mis críticas al texto en discusión.

He sido uno de los que han fomentado más de once proyectos de generación eléctrica en la Región de O'Higgins, donde hay valles altamente intervenidos. Precisamente porque creo que algunos territorios deben ser intervenidos también estimo que otros no deben serlo y que esa primera definición debería considerar, como uno de sus ejes fundamentales, la decisión local.

Quiero valorar, por cierto, el esfuerzo hecho por el titular de Energía y el Gobierno de la Presidenta Bachelet en materia energética. El hecho de que el sector registre tasas de inversión muy superiores a la minería en su mejor momento demuestra lo excelente y positiva que ha sido la gestión del Ministro señor Pacheco , a quien aprovecho de felicitar por su gestión, así como a todo su equipo.

Juzgo que nos estamos poniendo al día con tareas altamente estratégicas para el país, y, por ello, quiero valorar también el trabajo de abordar diferentes temas en el proyecto de ley.

Sin duda, la creación de un coordinador independiente del sistema eléctrico nacional y del Centro de Despacho Económico de Carga es tremendamente relevante donde hay incumbentes. A mi juicio, esa decisión, de por sí, ya legitima la importancia de aprobar la idea de legislar.

Hay, sin embargo, conceptos cuya definición no me interpretan del todo, porque no creo en el centralismo planificado, quinquenal, de otra época. Si uno siguiera con ellos, se estaría haciendo referencia, curiosamente, a países que ya no existen.

Desde luego, es bueno que existan la idea de lugares que se pueden potenciar y los llamados "polos de desarrollo". En ese contexto, el debate en la Cámara fue muy interesante, pero no comparto las modificaciones introducidas en la Comisión de Hacienda. Eso tiene que ver con cómo y cuáles son los parámetros para definir los polos.

A mi juicio, no se trata solo de una de las dimensiones que mediaron en la otra rama del Congreso, relacionada con la naturaleza de la energía que se generará o con su fuente, sino también de algo absolutamente ausente es la decisión sobre la vocación del territorio, porque creo en la descentralización y en que las personas de regiones tienen derecho a definir qué quieren hacer allí. Y si se llegara a determinar que ciertas actividades pudiesen ser contradictorias con otras, será preciso concluir cómo se resuelve el conflicto y cuáles son las compensaciones si se llega a una aceptación.

Aquí no hay un resguardo de derechos territoriales ni de prioridades locales o regionales. Al respecto, hago míos los conceptos de Chile Sustentable y otros acerca de un modelo de extracción de energía. Pienso que esta última actividad es legítima. No quiero cuestionarla. Pero es preciso que se compatibilice con la vocación a que he hecho referencia.

Lo otro que me hace mucho "ruido" en la iniciativa es que me parece muy bien que el Estado cumpla una función al definir franjas de interés público para la transmisión en las diferentes categorías que se han generado, pero no observo que la carga esté bien estibada.

Pondré solo un ejemplo.

No comprendo que el Estado se reste per se y por ley de ser parte de la actividad de transmisión. Lo encuentro absolutamente contradictorio con la decisión que el mismo señor Ministro nos trajo respecto de abrirle a ENAP otras áreas de desarrollo.

Cabe recordar que se trata de un subsidio para la definición y para acelerar proyectos de inversión. Porque queremos cambiar un "paradigma", como lo manifestó un Senador que me antecedió en el uso de la palabra. Puede ser, aunque no sé si es tanto como eso. Digamos que se generará una lógica distinta. Y el Estado juega un papel en determinar la franja, pero se la entrega al particular de por vida, como un patrimonio. No entiendo por qué tiene que ser así, ni por qué se excluye -repito- de por sí.

Y a las empresas se les garantiza una tasa de rentabilidad piso, lo que ignoro a qué obedece.

Encima, se establece un mecanismo, en este contexto, de potenciales subsidios cruzados en que el consumidor financia la holgura. Y no lo harán los institucionales, sino la señora Juana, quien paga la cuenta de la electricidad.

Considero que hay temas por conversar, señor Presidente.

Deseo consignar que, por cierto, mantengo una mirada distinta -algunos la calificarán de "crítica"- en la materia. Opino que se tiende a una continuación del modelo de negocios existente en la Ley General. No se modifica mucho. Hay una alta rentabilidad, como he dicho, y una tarificación sin la amortización de la inversión.

Me gustaría comprender mejor el porqué del excesivo incentivo que se genera en este contexto y por qué el Estado, que planifica y presenta, por cierto, elementos muy positivos, también incluye algunos que creo que podrían ser negativos.

Es evidente la tremenda importancia, entre los primeros, de aumentar los plazos de planificación para expandir la transmisión, como también la introducción de las normas de acceso. Quiero subrayar que constituyen lo otro que me lleva a votar en favor de la idea de legislar.

En cuanto a la discusión particular, le consulto al señor Ministro sobre su voluntad de mejorar el proyecto y de no imponerlo.

A mí no me parece correcto que se haya generado el tipo de votación registrada en la Cámara. Permítame, señor Presidente , no entrar en más detalles. Mas juzgo muy importante que la coalición apoye en general y en la esencia lo que se quiere hacer respecto de los polos de desarrollo y del rol del Estado, que son dos ejes donde creo que hay un debate al menos abierto.

Ya hice referencia a la definición de polo de desarrollo y a la voluntad del Ejecutivo de incorporar la definición del actor local. Deseo mencionarlo, porque algunos queremos, entre otras cosas, con motivo del proceso constituyente que parte hoy y de la definición constitucional, asegurar en la nueva Carta que las regiones cuenten con atribuciones sobre la vocación de su territorio. Opino que no deberíamos promover leyes que no recogieran la idea.

Me interesa conocer también la voluntad del Ejecutivo -o si fue una decisión que no dependió de este- en cuanto a por qué el Estado se excluye del segmento de la transmisión, cuando pudiera llegar a ser parte de la industria eléctrica. ¿Por qué a priori? No lo entiendo.

¿Y por qué buena parte de las holguras de los costos asociados a la planificación van a recaer cien por ciento sobre los consumidores?

Abrigo otras inquietudes, pero, en general, estimo que la iniciativa abre un debate esencial. En el momento de fundamentar el voto expondré razones más específicas de por qué creo que el articulado es importante, pero requiere mejoramientos en el Senado.

El señor BIANCHI.-

Que se abra la votación, señor Presidente.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Por tercera vez se consultará acerca de la unanimidad necesaria para ello.

¿Hay acuerdo para abrir la votación, con cinco minutos para fundamentar el pronunciamiento?

Acordado.

--(Durante la votación).

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Tiene la palabra el Honorable señor Horvath.

El señor HORVATH.-

Señor Presidente , el proyecto, como lo dice su nombre, contiene dos grandes puntos dignos de consideración: crea un organismo coordinador independiente del sistema eléctrico nacional y establece nuevos sistemas de transmisión de energía eléctrica.

El primero presenta una gran variación con respecto a un sistema que hoy en día manejan los propios actores del sector: generadores, transmisores y distribuidores.

Los centros de despacho de carga cuentan con atribuciones para definir quién entra y en qué minuto. Y como algunos costos se definen según la última central que ingrese o como costo marginal en alguno de los sistemas, de alguna manera eso permea la tarifa si se trata de una termoeléctrica de poca eficiencia.

Lo otro: si uno reclama que la tarifa -estamos haciendo referencia a los regulados- tiene que ser revisada por determinadas razones, un panel de expertos se encarga de ello. ¿Quién lo financia? Las empresas eléctricas.

Entonces, estimo que se trata de un avance, pero es preciso concretarlo en un plazo menor.

Al señor Presidente en ejercicio, quien conversa con el Ministro señor Pacheco, le pido un minuto de atención, porque...

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Ambos lo escuchamos, Su Señoría.

El señor HORVATH.-

Le reconozco al titular de la Cartera su pujanza y capacidad para sacar adelante la iniciativa. ¡Qué bueno que lo dejé concentrado en forma más permanente...!

Y no lo digo en el aire, porque es un hombre persistente y consecuente en buscar, como dice megawatts, por todos lados. No importa si la Presidenta lo llama y se halla en Chuchunco, pues está consiguiendo unomás para el sistema. Siempre que sea de los buenos -porque hay de los malos-, me parece bien. Es preciso reconocerlo.

Con relación a las últimas licitaciones en generación, cabe recordar que el megawatt/hora estaba a 120 o 180 dólares doce años atrás, en tanto que hoy en día se está consiguiendo entre 60 y 90, según el lugar.

Pretendieron asustarnos con una campaña en el sentido de que si no se materializaban megaproyectos hidroeléctricos en la Patagonia para un traslado de dos mil trescientos kilómetros hasta los centros de consumo en la mitad del país o termoeléctricas en puntos sensibles del borde costero, nos quedábamos sin luz, apagados.

Desde luego, ello lo han ido cambiando las modificaciones legales que se han realizado.

Sin embargo, la iniciativa en debate, en lo referente a los sistemas de transmisión de electricidad, requiere un particular cuidado, porque presenta muchos parecidos con la denominada "carretera eléctrica", que naufragó por distintas razones en el Congreso Nacional. En efecto, ahí se pretendía facilitar el que las empresas definieran su franja, vulneraran otros proyectos, comunidades, organizaciones indígenas, en fin, y pasaran por encima para asegurar la conectividad eléctrica.

Quisiera compartir con la Sala una primera imagen, porque lo que se expresa en orden a que carecemos de potencial eléctrico es falso y se halla muy lejos de la realidad. El que se encuentra en el desierto de Atacama -hemos estado siendo visitados por la gente de la Región- es cien veces superior a nuestra capacidad instalada. Y es posible que, como país, hagamos una diferencia...

No sé por qué me queda un minuto, señor Presidente. ¿Determinó cinco minutos para la fundamentación?

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Claro.

El señor HORVATH.-

¡No, pues!

El señor QUINTANA (Vicepresidente).-

Es el tiempo que corresponde para tal efecto.

El señor HORVATH.-

El acuerdo se dio para que cada Senador pudiera usar diez minutos. Si no, no habría tenido sentido.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

No se tomó en esos términos.

El señor HORVATH.-

Usted esperó la intervención de su colega Letelier para darle diez minutos, y a nosotros, cinco.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

No. Pedí la unanimidad para...

El señor HORVATH.-

No.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Pero se le darán minutos adicionales, Su Señoría.

El señor HORVATH.-

No es cuestión de que me los dé, señor Presidente . No se trata de su generosidad: fue el acuerdo de la Sala.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

No fue así, señor Senador.

Puede continuar.

El señor HORVATH.-

¿Por cuántos minutos?

El señor MOREIRA .-

¡Le doy mi media hora...!

El señor HORVATH.-

¡Media hora...!

La imagen corresponde a la agencia de cooperación alemana GIZ. Si ustedes observan, entre Arica y Puerto Montt y Chiloé -son los sistemas interconectados del Norte Grande y Central- tenemos un millón 856 mil megawatts, entre energías renovables no convencionales e hidro.

Esta última requiere un manejo integrado de cuencas. Hacemos referencia a una zona muy afecta a sequía, agravada con el cambio climático, y que demanda proyectos de carácter múltiple.

La necesidad de tocar el tercio de país -la Patagonia- de aquí hacia el sur, por lo tanto, para satisfacer la energía minera e industrial del resto, es totalmente equívoca. Los potenciales con que contamos en acuicultura bien hecha, en turismo sustentable, son, lejos, más importantes que aquello que los megaproyectos le darían al erario nacional. No aludo al regional. Es preciso, entonces, echar fuera el mito.

La segunda imagen, proveniente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Alternativas, muestra un corte transversal de la cordillera. Podemos hacerlo en la zona de la Honorable señora Lily Pérez .

Las aguas cruzan la cadena montañosa -sobre todo, de Valdivia al sur- hasta el océano Pacífico. Si aprovechamos el potencial entre la cota mil metros sobre el nivel del mar y 500, sin inundar ningún valle, entre el río Aconcagua y Puerto Montt, podemos llegar a 18 mil megawatts. Eso representa toda la capacidad instalada del país y además se da en un área que se encuentra cerca de los centros de consumo.

Podría seguir alargándome en esto, pero quiero volver al proyecto.

La iniciativa en estudio busca facilitar, a través del Estado, la definición de la franja de transmisión eléctrica. Eso significa que el Estado es el que tendrá que lidiar con las comunidades, con los proyectos de turismo, con los proyectos agrícolas, para definir por dónde pasará la franja y, por tanto, la línea de transmisión. Una vez que haga toda esta tarea -que es lo difícil: lograr armonizar, con una evaluación estratégica centralizada-, les va a dar el pase a las empresas para que realicen la línea de transmisión. Es decir, el Estado les va a hacer la pega a los particulares. Esto es un avance para las empresas respecto del proyecto que nosotros habíamos objetado, de alguna manera, en su minuto.

En nuestro país vivimos una combinación entre centralismo y concentración económica. Pero la concentración económica no está en Chile; está en Estados Unidos, en Italia, en España, en distintas partes; está en corporaciones, en organizaciones que deciden nuestro futuro. Y creo que en esa materia hay que tener especial cuidado.

No quiero decir con esto que el Ministro sea cómplice ni nada por el estilo. Es una realidad que se está dando en todos los ámbitos de nuestro país desde hace mucho rato.

Por lo tanto, nosotros requerimos que un proyecto de esta naturaleza efectivamente tenga la precaución de no combinar centralismo con concentración económica, en desmedro de las regiones.

¿Por qué lo digo? Porque el proyecto habla de polos de desarrollo. ¿Qué son los polos de desarrollo? En el fondo, son las zonas donde hay grandes potenciales energéticos, mirados desde el nivel central. El proyecto facilita la interconexión entre ellos, pero esos son polos industriales y, finalmente, son zonas de sacrificio. Hay que mirar aquí cerca, en Quintero, Puchuncaví, Ventanas; un poco más al norte, en Huasco; Tocopilla ; hacia el sur, en Coronel, esta pretensión de seguir haciendo estos pequeños sacrificios que se pedían en los años sesenta y que hoy en día van derrumbando las posibilidades y los potenciales de nuestro país.

Hay muchos temas más.

Nosotros tenemos la posibilidad de que las personas vean los beneficios de las rebajas en las tarifas de generación; de una buena definición de las líneas de transmisión; de una distribución efectiva y, además, de algo que ya aprobamos como ley por este Congreso Nacional, que es que cada una de las comunidades y personas puedan ser generadoras de su electricidad.

Hay 2 mil megawatts en los techos de Santiago. Pero, ¿qué hicieron las distribuidoras, que influyen en la política? A las personas que instalan placas solares en sus techos les pagan la mitad del precio que les cobra la misma empresa. ¡Es absurdo! Y a los que lo están haciendo actualmente les están cambiando los medidores para que ni siquiera puedan generar su propia energía.

Hay detalles, pero, en el fondo, nosotros no podemos permitir que esto sea equivalente a un crédito hipotecario, otorgando, a través del Estado, un préstamo a una empresa para que realice la obra y, una vez que la termina de pagar, con las tarifas de todos los chilenos, resulta que la casa no es del propietario, sino del banco.

Es un símil muy fácil de entender.

Las obras físicas...

El señor LAGOS (Presidente).-

Un minuto más, señor Senador.

El señor HORVATH.-

Las obras físicas tienen un período de amortización: diez, veinte, treinta años, los que sean. No podemos pagarlas indefinidamente.

Señor Presidente , me parece que este proyecto requiere una explicación y un compromiso, de parte del Gobierno y el señor Ministro , en cuanto a que no nos llevará a zonas de sacrificio, a franjas que atropellan el derecho de las personas y que, finalmente, van en beneficio de las empresas y no de los usuarios del país, más aún si es el Estado el que está intermediando.

Muchas gracias.

El señor LAGOS (Presidente).-

Tiene la palabra la Senadora señora Lily Pérez.

La señora PÉREZ ( doña Lily).-

Señor Presidente , por su intermedio, saludo al Ministro de Energía , que nos acompaña en la Sala, quien siempre está presente en el Senado cuando se discuten y se votan proyectos de su Cartera. Le tengo un gran respeto y también -quiero decirlo- una gran simpatía. Así que espero que no tome como algo personal mi voto, aunque este termine siendo bastante testimonial, porque veo que hay mucha transversalidad en la Corporación para la aprobación de la iniciativa en debate.

No me gusta este proyecto, entre otras cosas, porque creo que es muy parecido a lo que existe en la actualidad. No veo que aporte una gran diferencia.

Un ejemplo es lo que se da con Cardones Polpaico en nuestra Región Valparaíso-Cordillera, que ha tenido un trazado horrible, invasivo para con las comunidades. Varias de ellas, como Limache, Zapallar y Catapilco , se hallan en pie de guerra. Ni siquiera ha existido la posibilidad de hacer un cambio. Se ha cumplido con todos los rigores técnicos, incluido el de la participación ciudadana. Ahí está el check, pero, ¿cuánta participación y de qué tipo?

Al final, cuando uno ve que el esquema propuesto es muy similar a la institucionalidad actualmente vigente, las más contentas son las empresas. ¡Obvio! Y está bien: está dentro de las reglas del juego. Pero yo, como Senadora, debo velar por que también estén contentos los usuarios, la gente, a la que realmente la competencia por nueva generación eléctrica le signifique una rebaja en las tarifas, así como también las comunidades, para que no se vean afectadas en sus territorios.

Hoy, lo que tenemos a lo largo del país son cientos de comunidades afectadísimas en sus territorios y una situación en la que finalmente aparece como una concesión graciosa cuando el Ministerio decide recibir a sus representantes y hacer un pequeño ajuste en el trazado.

Pero esa no es la realidad.

La realidad es que hoy tenemos comunidades tremendamente afectadas que terminan, como bien señaló el Senador Horvath, convertidas en zonas de sacrificio y que en su mayoría, como tienen poca cercanía con las capitales regionales, pasan bastante desapercibidas para el interés general y para los medios de comunicación de carácter nacional. Pasan bastante "piola", como dicen los jóvenes y, por lo tanto, no existen.

Desde ese punto de vista, el proyecto me preocupa. Creo que no deja claro ni clarifica, ni siquiera medianamente, cuál va a ser el rol real de las comunidades ni la intervención que va a efectuar el Estado con respecto a ellas.

Me parece que el Senador Horvath ha puesto arriba de la mesa cuestiones muy interesantes, como que Chile tiene -siguiendo nuestra tradición de franja como país, de Arica a Punta Arenas- una larga y angosta franja de energía de carácter natural.

Aquí no se trata de estar en contra del desarrollo energético. Sería ridículo. Todos queremos usar teléfonos, computadores; tener acceso a lo que es la modernidad, pero el punto es que hay que hacer compatible el desarrollo energético con el desarrollo medioambiental; el desarrollo y la modernidad.

En la actualidad la pobreza no solamente se mide por el acceso adquisitivo. También se mide la pobreza digital: cómo los países dan acceso al mundo de internet que hoy existe. El acceso a la red casi habría que agregarlo a los servicios básicos. Y tenemos niños a los que en los colegios les entregan computadores que terminan vendidos en ferias porque no tienen acceso a internet. En un montón de comunas y regiones aún no existe acceso libre a la red.

Por lo tanto, primero debemos tener resuelto eso y hacer compatibles y armónicos el desarrollo y el medio ambiente, de tal manera que las intervenciones no sean tan fuertes. Aquí, en nuestra Región de Valparaíso-Cordillera, la intervención ha sido realmente brutal. Cada vez que hay un cambio de gobierno, se promete y se promete que las cosas se van a hacer de otra manera, que se van a cambiar las especificaciones, que se van a bajar los promedios de contaminación, que las centrales se van a instalar previa consulta ciudadana, pero, al final, todo sigue igual. Y seguimos llenos de zonas de sacrificio y con comunas cada día más afectadas.

Creo que este proyecto, si bien tiene valor porque apunta a elementos que hoy se hallan ausentes, es -se lo digo al Gobierno, encarnado esta tarde en el señor Ministro , por su intermedio, señor Presidente - muy similar a la institucionalidad que tenemos hoy día, la cual, lamentablemente, no ha permitido compatibilizar medio ambiente con desarrollo y que, por el contrario, ha sido, al final, muy buena para las empresas, muy mala para las regiones, muy mala para la regionalización y la descentralización y muy mala para las comunidades.

Así que, aunque mi voto sea solitario, me pronuncio en contra.

El señor LAGOS (Presidente).-

Tiene la palabra la Senadora señora Allende.

La señora ALLENDE .-

Señor Presidente , saludo al Ministro y a Andrés Romero , Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía , quien ha sido clave en la tramitación de este proyecto y con el cual están trabajando los asesores para ir logrando los consensos y abordando algunas de las observaciones o dudas que los Senadores han manifestado en la Sala.

Pero quiero partir por lo primero.

Creo que no hay ninguna duda de que nuestro país requiere urgentemente reforzar su transmisión eléctrica.

No queremos blackout ni sistemas que hoy día se caen.

No queremos el grado de congestión que existe.

No queremos que la inversión esté sujeta a lo que unos pocos privados decidan y que, además, se recargue al cliente regulado.

No queremos que haya barreras para la entrada de nuevos agentes.

No queremos que no haya más competencia.

No queremos un Estado que simplemente no tenga arte ni parte, en circunstancias de que en la mayoría de los países desarrollados el Estado sí tiene algo que decir con relación a un trazado, porque se entiende que un sistema de transmisión eléctrica es un tema nacional, es un valor común del país. Por lo tanto, resulta fundamental que haya planificación y una mirada global y de largo plazo, así como existen medidas de corto y de mediano plazo.

Como aquí se ha explicado, se cambia el actual sistema, con todas las características que hemos señalado. Y además se incorpora el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional . Esto es necesario, pues no podemos seguir funcionando como hasta ahora, con el CDEC, que tenía un doble rol: formaban parte de él los mismos que son actores, generadores, los que -comillas- casi se regulan a sí mismos. Se requieren, evidentemente, cambios importantes.

Nosotros necesitamos una mirada más estratégica con relación a cuál será, en general, el sistema eléctrico. Y por eso debe haber una visión más integral, que vaya desde la interconexión a la transmisión, con un mayor desarrollo de energías renovables.

Obviamente, también deseamos simplificar el sistema de remuneración y hacerlo más transparente para la ciudadanía, que hoy día no lo conoce.

Aquí se ha señalado que la iniciativa no contiene cambios fundamentales. Yo creo que sí introduce modificaciones importantes.

Ahora bien, indudablemente que uno podría decir que quizás el Estado debiera ser aún más activo. Es posible que para algunos esa mirada sea legítima. No obstante, hay un proceso relevante en el diseño preliminar del trazado. Eso sí, me queda alguna duda, porque si bien hay participación en la planificación estratégica ambiental, ello tampoco garantiza lo que será el resultado posterior. Creo que en este aspecto habrá una duplicidad, porque después igual el proyecto deberá pasar por una evaluación de impacto ambiental. Por lo tanto, el primer filtro o cedazo no necesariamente garantiza que quedará aprobado como tal. Pienso que habría que revisar bien eso.

También se consideran los polos de desarrollo, que buscan un mejor aprovechamiento de los recursos locales, de tal manera de no hacer, por ejemplo, tres líneas de transmisión en paralelo, sino buscar una que sobre todo logre subir al sistema las energías renovables. En este sentido, no comparto poner límites: puede haber tantas energías renovables como fuentes naturales puedan desarrollarse.

Eso sí, no quiero confundir esos polos de desarrollo con las zonas de sacrificio. Es muy importante que esas situaciones no se repitan más. La Senadora Lily Pérez hablaba de Puchuncaví, de Ventanas. Es cierto. Yo podría mencionar en mi Región a Chañaral, que por años recibió la contaminación, los relaves, en fin. Evidentemente, ha sido una zona de sacrificio. Y no queremos más zonas de sacrificio.

En tal sentido, debemos tener, como país, una mirada de respeto a nuestras regiones, a sus distintas potencialidades, y evitar que se generen este tipo de situaciones, en que la mayor contaminación o las mayores externalidades negativas se dan en ciertas zonas.

Yo quiero ver los polos de desarrollo con otra mirada. De eso nos tenemos que asegurar. Y por eso estamos trabajando con nuestros asesores para garantizar que los polos de desarrollo signifiquen un mejor aprovechamiento de su potencial y no un abuso, de modo que no se siga ahondando las que hasta ahora han sido ciertas zonas de sacrificio.

Como decía anteriormente, es relevante que haya garantías respecto de qué va a ocurrir después con el proceso de evaluación ambiental.

Algunos de los invitados plantearon dudas acerca de las multas en caso de corte del suministro. Dijeron que eran muy elevadas. Y en verdad eran exageradas y desproporcionadas. Si bien queremos garantizar que no haya blackout, que exista un suministro permanente y sin inseguridades, claramente debemos ser racionales a la hora de aplicar multas, para no generar mayor distorsión.

También resulta importante que culturalmente entendamos que este proyecto traslada el cobro desde la generación a la demanda. Se trata de una mirada diferente, que probablemente nos cuesta asimilar, porque hasta ahora siempre se ha hecho en función de la generación. Obviamente, los generadores no solo le traspasan los costos al consumidor, sino que además tienden a ir hacia donde les queda más cómodo. Pero esto tiene otra mirada y otro diseño. Allí radica su importancia. La idea, más bien, es operar como lo hacen los países más desarrollados y orientar el sistema hacia quienes retiran, o sea, los consumidores.

Por otra parte, las tasas de descuento se aplican -¡ojo!- después de impuestos. Lo menciono porque alguien que concurrió a la Comisión estaba muy horrorizado por las tasas. Pero no: estas se aplican después de impuestos. Era un pequeño detalle en el que no había reparado la empresa que formuló la observación.

Señor Presidente , pienso que tenemos que asegurar que la composición del Comité Especial de Nominaciones garantice independencia, equilibrio, claridad de funciones. Es importante que no se produzcan repeticiones, que se den garantías, que exista más transparencia. No tengo ninguna duda sobre el particular.

Así como anteriormente mencioné que no queremos más zonas de sacrificio, también debo decir que la participación de la comunidad es, en general, bastante desequilibrada en nuestro país. Cuando se trata de una evaluación de impacto ambiental, la gente no tiene las condiciones para una participación activa, porque normalmente no está bien informada, carece de profesionales. Quien elabora un proyecto, en cambio, cuenta con decenas por no decir centenas de profesionales que tienen en sus manos la responsabilidad de presentar la iniciativa, mientras al frente hay una comunidad que carece de profesionales, de información relevante y de argumentos precisos.

Entonces, tenemos que lograr un Estado que de verdad vigile que los procesos de participación sean reales, para que la gente pueda expresarse. Cuando hablamos de un Estado con la capacidad de participar activamente en la sugerencia del trazado, no significa que él desconozca la potencialidad de una región. La importancia de contar con un sistema de transmisión no significa que ello deba ser a cualquier costo y de cualquier manera. Eso es muy importante, porque claramente Chile tiene zonas con distintas vocaciones. Algunas son más agrícolas, otras son más mineras, en fin. Y nosotros no podemos sustituir unas por otras. Lo que necesitamos es un ente -en este caso, el Estado, el Coordinador Independiente- capaz de mirar el conjunto del país y que no superponga una con otra.

Con todo este proceso podemos lograr mayor transparencia, mayor equilibrio, disminuir los precios de la energía, tener una mirada integrada de nuestro territorio.

¿Falta abordar otras materias? Sí. Para eso estamos trabajando. Así que hago un llamado a nuestros colegas a que tengan confianza en que un grupo de asesores de la Comisión Nacional de Energía y del Ministerio del ramo se está reuniendo para avanzar en aquellos temas que suscitan o puedan suscitar dudas u observaciones razonables.

No podemos desconocer que nuestro país necesita un sistema robusto, transparente, que permita holguras, que nos dé certezas, en que efectivamente podamos incorporar las energías renovables no convencionales. Lo que más queremos es avanzar en ellas -¡fantástico!-, pero no sacamos nada con tener energías renovables si no se pueden inyectar al sistema, si no existen facilidades para que accedan a él. Somos grandes impulsores de energías renovables, pero nos está faltando la otra parte: lograr que ellas accedan a un sistema troncal o a las subestaciones. Eso es fundamental.

En tal sentido, creo que la política energética desarrollada por el Ministro ha estado, en general, bien orientada. Por algo hemos estado hablando de interconexión de sistemas, de estímulo a las energías renovables, y ahora damos un paso más, relacionado con la transmisión, a la que queremos robusta, transparente y diseñada con una mirada integral del conjunto del país.

Por eso, voto a favor, esperando que, si no la totalidad, al menos una parte importante de nuestra bancada acompañe este proyecto, porque creo que constituirá un paso significativo para nuestro país.

El señor LAGOS (Presidente).-

Tiene la palabra el Senador señor Coloma.

El señor COLOMA.-

Señor Presidente, yo soy partidario de este Gobierno...

El señor MOREIRA .-

¡Por favor...!

El señor COLOMA.-

¡Perdón! ¡De este proyecto del Gobierno...!

El señor LAGOS ( Presidente ).-

Señor Senador , ¿puede repetirlo para que quede bien registrado en la Versión Oficial, por favor...?

El señor COLOMA.-

Soy partidario de este Gobierno ¡solo en lo que a energía se refiere!

En todo lo otro, creo que lo hace muy mal,...

El señor MOREIRA .-

¡Lo convencieron...!

El señor COLOMA.-

... particularmente en materia económica, en materia de reformas.

Y creo que en este ámbito ha habido una pauta distinta que quiero valorar, pues tiene que ver con las personas.

A mí me parece -en esto quiero involucrarme con algunos comentarios que oí de otros Senadores- que lo importante es pensar en la gente y en qué les conviene a las personas a mediano y largo plazo.

Esa es la óptica que uno tiene que percibir.

De repente, algunos me dicen "no me gusta este proyecto, pues no favorece a las personas".

¡Me gusta este proyecto porque beneficia a las personas! No hay nada mejor para las personas -para nosotros, para todos- que disponer de energía, ojalá suficiente y crecientemente más barata, en los próximos tiempos.

Chile tiene un problema energético no de ahora, sino de siempre. Nuestro país presenta debilidades en cuanto a matrices; a falta de petróleo, y a dificultades ocasionadas por la estructura del territorio, pues este es difícil de conectar.

Eso hay que abordarlo. Y considero que dichos problemas se enfrentan de buena manera en esta iniciativa -sé que nos encontramos en la discusión general, algo vimos en la Comisión y tendremos que evaluar posteriormente y más en concreto las indicaciones que se puedan formular- y que su estructura resulta razonable.

El proyecto incorpora, primero, una planificación energética.

Yo soy firme partidario de la iniciativa privada y, por tanto, me molesta cuando el Estado se involucra en temas en los cuales no tiene injerencia.

Pero, con la misma fuerza, reclamo la participación del Estado en áreas en las que sí tiene mucho que decir, como en la elaboración de una política de mediano y largo plazo en materia energética sobre la base de una planificación.

La planificación en sí misma no es contraria a una economía de mercado en el caso que se plantea. Es la planificación inadecuada, la persecución de los privados lo que a mí me molesta.

Sin embargo, en este rubro opino que la participación del Estado tiene todo el sentido del mundo, porque es la forma de facilitar la expansión y el crecimiento de la transmisión eléctrica, que obviamente ha sido uno de los aspectos que cruzan los problemas de competitividad de Chile durante las últimas décadas.

Este proyecto es la continuación de otros que se han ido dando en el tiempo, no es patrimonio exclusivo de una autoridad, aquí ha habido políticas públicas que han avanzado en esa línea. Y me parece que estamos llegando a un tema relevante: cómo enfrentar los problemas existentes en transmisión eléctrica respecto a la descoordinación, al uso ineficiente del territorio, a la posibilidad de entender de mejor manera lo que debe ser la participación ciudadana, el involucramiento en los sistemas de competencia y la justa remuneración en la construcción de infraestructura.

Ese es un primer punto que, obviamente, resulta necesario, relevante y positivo.

Asimismo, destaco en materia de planificación las distintas exposiciones acerca de redefinir los sistemas de transmisión y la respectiva distinción entre el sistema nacional (el actual troncal) y los sistemas zonales (las subtransmisiones) y dedicados (los adicionales).

También me parece adecuado que se definan polos de desarrollo para empezar a reconocer los sistemas de interconexión internacional, lo que tendremos que abordar a mediano plazo, si es que no se está haciendo, ya que no se ha enfrentado en profundidad.

Muchos han mostrado el trabajo realizado en este ámbito por países europeos que cuentan con más tradición, más contacto interno, mayores facilidades, y que en este tipo de materias avanzan en forma muy decisiva, cuestión en la que nosotros tenemos un campo amplio para progresar.

La planificación energética quinquenal a treinta años por parte del Ministerio de Energía que se establece tiene que ver con cómo se va a generar la expansión vinculante considerando horizontes largos, no pequeños, y horizontes conjuntos, no individuales, con el objeto de no sostener una forma errónea de asumir la competencia.

La competencia dice relación con la eficiencia, y no resulta más eficiente tener diseñadas o dibujadas, en teoría, tres o cuatro líneas, en circunstancias de que solo una, con las garantías de competencia, puede ser bastante más eficiente.

Por eso, un punto importante, a mi juicio, es la orientación que se establece con respecto a la concesión del servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios. Entiendo que los sistemas dedicados solo tienen acceso libre por la capacidad de transmisión del excedente.

Eso forma parte de las cosas que deben estar arriba de la mesa cuando queramos discutir en serio lo que va a pasar en el horizonte de lo que los países tienen que estar en condiciones de imaginar.

Aquí se habla mucho de planificación hasta los años 2020 o 2030.

Sin embargo, en esa materia debemos tener un pensamiento -y el proyecto lo sugiere- a un plazo considerablemente más largo, porque se trata de inversiones de una cuantía muy relevante. El sector eléctrico es el único rubro donde está mejorando la inversión en Chile y este marco legal debería apuntar a tornarla mucho más potente.

En cuanto a los polos de desarrollo, que corresponde a las zonas de alto potencial de generación cuyo aprovechamiento utiliza un único sistema de transmisión, el proyecto debe apuntar a la forma de minimizar los impactos territorial, social y ambiental, cosa que hemos visto en las zonas que representamos.

Sé que cada una tiene su lógica de cómo se construyen las formas de generación o transmisión eléctrica. Así, en el Maule hay ríos con trece centrales de paso, que probablemente aumentarán más adelante.

Por lo tanto, el aporte que se ha hecho en esa materia es muy relevante.

Pero también sería inteligente, pensando en esa región y en otras áreas del país, analizar cómo es posible estructurar una fórmula mediante la cual puedan convivir la riqueza potencial de nuestro territorio con el legítimo derecho de los ciudadanos a obtener algún beneficio -la Ley de Equidad Tarifaria en proyecto ayudará en esa línea- y también premiar a aquellos que poseen espacios de generación, lo que a mi juicio se relaciona con el contenido vinculado al polo de desarrollo.

Por último, también resulta importante la creación del nuevo ente coordinador, que se constituye como un órgano independiente, sin fines de lucro, dotado de personalidad jurídica propia y que -esta es una apuesta grande- pueda garantizar una real independencia del Ejecutivo , del Gobierno de turno, a fin de colaborar con las autoridades correspondientes en el monitoreo de la competencia del mercado eléctrico, cumplir estándares de transparencia en el manejo de la información, coordinar las interconexiones eléctricas internacionales y determinar las compensaciones por incumplimiento del estándar normativo.

De ahí que uno de los temas que quedarán para la discusión particular es el del Comité Especial de Nominaciones, que elige a los miembros del Consejo Directivo coordinador, en términos de que sea un proceso público, abierto, transversal, técnico.

Ahí está quizás "la madre del cordero", pues es en esa materia donde debemos despejar cualquier sospecha.

Sin embargo, opino que el país tiene una madurez suficiente, y así debe estar confeccionado el diseño para entender que en estos temas el factor técnico es absolutamente decisivo si uno quiere elaborar seriamente políticas públicas de largo plazo.

En consecuencia, señor Presidente, porque este proyecto beneficia al final a las personas -obviamente contiene espacios que pueden representar complejidades-, voto a favor de la idea de legislar.

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El señor WALKER (don Ignacio).-

¿Me permite una cuestión de reglamento, señor Presidente?

El señor LAGOS (Presidente).-

Tiene la palabra, Su Señoría.

El señor WALKER (don Ignacio).-

Señor Presidente , en nombre de la Comisión de Educación -sé que debí haberlo hecho antes-, pido que se recabe la autorización de la Sala para que dicho órgano técnico pueda discutir en general y en particular el proyecto que otorga al personal asistente de la educación una bonificación por retiro voluntario y una bonificación adicional por antigüedad.

Esa es mi primera petición.

El señor LARRAÍN.-

Perfecto.

El señor LETELIER.-

Conforme.

La señora MUÑOZ.-

Muy bien.

El señor LAGOS ( Presidente ).-

Si no hubiera objeciones, se accederá a lo solicitado.

--Así se acuerda.

El señor WALKER (don Ignacio).-

En segundo lugar, señor Presidente, ahora en nombre de la Comisión Especial de Probidad y Transparencia, como el plazo para formular indicaciones al proyecto que modifica la Ley Orgánica Constitucional del Congreso Nacional en lo relativo a probidad y transparencia vence mañana, solicito que se fije un nuevo plazo -es una petición del Ejecutivo- hasta el próximo miércoles 20 de abril, a las 12.

Tan sencillo como eso.

El señor LAGOS ( Presidente ).-

¿Le parece a la Sala acceder a la petición del Senador señor Ignacio Walker?

El señor LARRAÍN.-

Conforme.

--Así se acuerda.

El señor WALKER (don Ignacio).-

Muchas gracias, señor Presidente .

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El señor LAGOS (Presidente).-

Tiene la palabra el Senador señor Ossandón.

El señor OSSANDÓN .-

Señor Presidente , seré muy breve.

Votaré a favor de este proyecto porque, tal como siempre se dice en la mayoría de los discursos que se pronuncian en todos lados, es importante tener energía. Y ojalá mucha y barata.

Lo más importante es contar con energía limpia y barata donde se necesita. Y para lograrlo tenemos que robustecer nuestro sistema de transmisión.

Por lo tanto, este proyecto es bastante evidente.

De otro lado, a pesar de lo que han dicho algunos Senadores que me antecedieron en el uso de la palabra, el progreso siempre afecta a alguien. Y muchas veces en este tipo de iniciativas hay gente afectada al pasar una u otra línea cerca de sus hogares. No obstante, desgraciadamente, eso forma parte del progreso y de nuestra vida.

Por lo tanto, creo que hay que impulsar este proyecto.

Considero, al igual que el Senador Coloma, que las políticas de energía han sido muy buenas en este Gobierno. Yo no comparto el apoyo que él da a la actual Administración, pero sí lo hago en materia de energía.

El señor LAGOS (Presidente).-

Tiene la palabra el Senador señor Zaldívar.

El señor ZALDÍVAR (don Andrés) .-

Señor Presidente , efectivamente, creo que el primer reconocimiento que debemos hacer es a la política de energía de este Gobierno, encabezada por el Ministro Máximo Pacheco y su equipo.

El Senador Jaime Orpis definió muy bien cómo el Gobierno está afrontando en su totalidad y en forma concertada los temas relativos a tarifas, a transmisión, a energía no renovable, etcétera.

Si uno hace memoria y revisa la historia, aquí nunca existió la posibilidad de tener un buen sistema de producción y transmisión de energía eléctrica. Mientras ENDESA fue una empresa estatal, y menciono también a la CORFO, bastaba un decreto del Ministerio del Interior para determinar las servidumbres de paso por donde se trazarían las líneas de transmisión. Y eso era obligatorio para quien resultaba afectado.

Eso permitió, lo queramos o no, la instalación de todo el sistema eléctrico chileno.

Bueno, estas empresas no son estatales, sino privadas.

Entonces, es necesario lo que se hace aquí, que haya una coordinación y un sistema que permita realizar la transmisión.

Seamos francos, a nadie le gusta que se levante una torre de transmisión de energía en su casa, en su campo, en su tierra; a nadie le gusta que se instalen rellenos sanitarios o cárceles, etcétera, cerca de donde se vive.

¡Alguien tiene que resolver eso!

Considero que en este proyecto de ley se aborda el tema a través del sistema de la coordinación, de sistemas claros sobre cómo se va a hacer la determinación de los lugares donde se tenderán las líneas de transmisión.

Lo que se ha dicho aquí es cierto. Por desgracia, este país es muy estrecho; las líneas tienen que pasar por alguna parte y ojalá lo hagan por los lugares que menos afecten a la gente. Pero tiene que haber una autoridad o alguien que decida cómo se va a operar. Y estimo que el proyecto lo resuelve.

Si ustedes leen su texto, verán que trata un tema ambiental. Se protege el sistema ambiental específicamente en el artículo 97, en que se dispone que debe haber un informe de impacto ambiental, después de lo cual se puede dictar el decreto que determine por dónde pasará la carretera transmisora de energía.

Además, se establecen una serie de consideraciones que permitirán que el país realmente tenga una buena política de energía. Y el Gobierno, representado acá por el Ministro , ha logrado éxito en este ámbito.

Hoy en la mañana escuchábamos la cuenta del Ministro de Hacienda y él decía algo que era cierto, y que también se lo he escuchado al Ministro Pacheco . Actualmente, hay más inversión en energía que la proyectada para la minería en su tiempo. O sea, es un sector activísimo. ¿Por qué? Porque hay una política clara y definida.

Creo que se debe aprobar este proyecto en general. Por supuesto, será posible perfeccionarlo en la discusión particular. Pero lo peor que podríamos hacer sería dejar las decisiones al mercado, y que la definición la hiciera cada uno de los operadores de energía por su cuenta.

Apoyo esta iniciativa con entusiasmo, pues creo que va en la línea correcta.

Voto a favor.

El señor LAGOS (Presidente).-

El señor Ministro de Energía ha pedido hacer uso de la palabra.

Ello sería posible en la medida que fuera para rectificar algún punto, porque estamos en votación, señor Ministro . O si no, se la puedo dar una vez que concluya la votación.

Tiene la palabra el Senador señor Prokurica.

El señor PROKURICA.-

Señor Presidente , solo quiero anunciar que, conforme al artículo 8° del Reglamento del Senado, me voy a inhabilitar en esta votación.

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El señor LAGOS (Presidente).-

Tiene la palabra el Senador señor Ignacio Walker.

El seños WALKER (don Ignacio).-

Señor Presidente , haré uso de la palabra brevemente. Quiero solicitar que se permita que tan pronto la Comisión de Educación despache en general y en particular el proyecto relativo a bonificaciones para el personal asistente de la educación pase a la de Hacienda.

Faltó esa parte en mi petición anterior.

El señor LAGOS (Presidente).-

¿Esta es la tercera parte de su solicitud?

El seños WALKER (don Ignacio).-

Así es, señor Presidente.

El señor LAGOS (Presidente).-

¿Habría acuerdo para acceder a lo solicitado?

Acordado.

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El señor LAGOS (Presidente).-

Se ha pedido fijar plazo para presentar indicaciones al proyecto en discusión hasta el día jueves 28 de abril, a las 12.

¿Habría acuerdo?

Acordado.

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El señor LAGOS (Presidente).-

Tiene la palabra el Senador señor Letelier.

El señor LETELIER .-

Señor Presidente , yo compartí algunas de las opiniones críticas que tengo respecto a esta iniciativa.

Y, para fundamentar mi voto, quiero volver a una reflexión que entregó un Senador que respeto mucho por su experiencia política en el país, el Honorable señor Zaldívar , quien recordaba cómo se hacían las cosas cuando el Estado tenía un rol activo en la toma de decisiones en esta materia.

Hoy, cuando el Estado no tiene un rol tan activo como antes, se dan fenómenos como el siguiente.

Puede haber cuatro centrales de paso en una misma cuenca, y cada una de estas traza su propia línea de transmisión y, finalmente, esto es tierra de nadie; impera el salvajismo absoluto; se genera un daño patrimonial para los territorios y comunidades; hay un abuso absoluto de parte del mercado.

Ese tipo de temas no constituye el eje del proyecto. Aunque debo destacar que la presente iniciativa tiene una dimensión muy positiva que yo valoro.

En una conversación privada con el Ministro , él me manifestó que esto es lo central. De ser así, me habría gustado que el proyecto solamente buscara terminar con el CDEC, tal como lo conocemos hoy, que existiera una autoridad independiente. Hubiera sido bueno separar este aspecto del resto del debate, relativo a los polos de desarrollo; las franjas de transmisión, y el rol del Estado para fijar trazados, que hoy realizan los privados.

La Senadora Lily Pérez planteó que el territorio que representa ha sido tributario de la falta de planificación y consideración con las comunidades.

El Senador Horvath usó un concepto un poquito más duro con el objeto de describir lo que significan para ciertos territorios los proyectos de generación de interés particular. Estos son legítimos, pero persiguen ese interés y los compran otros particulares.

Actualmente no hemos entrado en el debate de quiénes son los principales usuarios de la generación eléctrica. Es evidente que no lo son los consumidores domésticos, sino los industriales. Es muy importante tenerlo en consideración.

Sin embargo, quiero hablar solamente desde la Circunscripción que represento.

Yo entiendo el enfoque nacional, señor Presidente . Pero una Región como la mía, por la que pasan las líneas de transmisión de Colbún que van a Santiago, ve que TRANSELEC y diferentes empresas la usan como una guitarra, sin que dejen nada a cambio.

Hay diversas generadoras, en distintos territorios, que no logran hacer que los costos de las tarifas eléctricas bajen. Vimos un proyecto de ley que establecía que las regiones generadoras se verían compensadas, pero ello no es así.

Lamento que el señor Ministro -entiendo que actuó de buena fe; dejo constancia de eso- no pudiera contestar las preguntas que formulé. Hubo una descoordinación respecto del momento en que iba a intervenir y ahora no lo puede hacer, porque ya se ha iniciado la votación. Tengo claro que fue por una cuestión reglamentaria, no por mala fe.

Hay temas que para algunos de nosotros resultan preocupantes: ¿cuál es la autonomía que tienen las regiones para definir su vocación de polos de generación eléctrica?; ¿cuáles son los mecanismos de decisión regional en esta definición?; ¿cuál es el rol del Estado, más allá de ser quien defina una franja?; ¿por qué hay esta visión anti Estado que no le permite participar, después de hacer lo que algunos han llamado el "trabajo sucio"?

Señor Presidente , porque el proyecto presenta estas contradicciones, no estoy en condiciones de votar a favor en esta etapa. Si hubiéramos debido pronunciarnos solo respecto de la primera parte, hubiera apoyado la idea de legislar. Pero no lo puedo hacer porque no se cambian los paradigmas, en particular aquellos que dicen relación con el derecho de los territorios de definir sus vocaciones esenciales, con la posibilidad de que todas las regiones se organicen por cuencas para generar la energía que requieren para su propio consumo.

En atención a lo anterior, no voy a respaldar la idea de legislar. Espero que en el debate en particular se puedan hacer las correcciones que permitan que este sea un proyecto sustentable.

El señor QUINTANA (Vicepresidente).-

Tiene la palabra el Senador señor Tuma.

El señor TUMA.-

Señor Presidente , creo que estamos llegando tarde con este debate. Deberíamos haber resuelto esta materia hace cinco, diez, quince o veinte años. Sin embargo, estamos donde estamos.

Es hora de reconocer, también, que este es el primer Gobierno -y el primer Ministro- que nos trae un proyecto de esta naturaleza.

Tengo bastantes observaciones similares a las que aquí se han planteado. No obstante, creo que esta iniciativa avanza en el propósito de cambiar el actual estado de las cosas.

¡Tenemos la energía más cara de Latinoamérica!

Los consumidores se quejan permanentemente. Los parlamentarios que visitamos nuestros territorios y nos reunimos con las comunidades, urbanas y rurales, sabemos de su reclamo constante respecto de las tarifas. Y no tenemos respuesta.

Afortunadamente, el proyecto que debatimos y aprobamos en el Senado sobre equidad tarifaria ya se encuentra en la Cámara de Diputados y el Ministro me señala que podríamos tener ley en dos o tres meses más. Yo pienso que la equidad tarifaria representa un avance muy muy importante, porque va a permitir una baja sustantiva de las tarifas en aquellos sectores en que las personas viven más alejadas, más dispersas, y donde pagan más por este concepto.

Chile no solamente tiene las tarifas más altas de Latinoamérica. A los sectores rurales, cuya electrificación promovimos -el Estado invirtió en subsidios para tales efectos-, los castigamos con los cobros más elevados del país, y gran parte de esas tarifas las pagan los pensionados del sector rural, a quienes les significan 30 a 40 por ciento del total de sus ingresos mensuales.

Entonces, hoy día estamos hablando de una carga enorme para los usuarios y consumidores de energía eléctrica. Y es necesario ver cómo vamos a cambiar esa realidad, cómo vamos a crear un sistema competitivo.

Porque, la verdad es que aquí falta competencia. Es un abuso que nosotros hayamos permitido que el sector privado sea el que planifique y diseñe hacia dónde se crece, en dónde instala sus torres. Y les otorgamos esos derechos por ley, tal como ocurre en la minería.

Hay comunidades rurales con títulos de propiedad de media hectárea. Y resulta que una torre de alta tensión que pasa por ese terreno les inhabilita casi la mitad de esa media hectárea. Y no reciben ninguna compensación. O sea, se trata de una expropiación, un abuso.

Me preguntan: "Senador, ¿cuándo resuelven este tema? ¿Cuándo puedo quitar esta red de mi propiedad? Y, si no la saco, ¿cuándo me compensan?". Y uno responde: "Lo que pasa es que la ley lo dispone así".

Tengo experiencia en debates que se han hecho en el Congreso Nacional respecto de materias de energía, pero esta es la primera vez en que podemos abordar este problema.

No estoy satisfecho con la forma en que viene el proyecto, pero voy a aprobar la idea de legislar para los efectos de ver si es posible lograr compensaciones de verdad; que no se diseñen proyectos sin consultar otras opiniones; que el Estado vele por las comunidades y repare el daño que se les ha ocasionado.

Hasta ahora es un chiste el modo en que las empresas abusan de su poder, de la normativa vigente -porque es abusiva-, en favor de quienes realizan inversiones en este ámbito.

Del mismo modo, ellas dejan sin la posibilidad de competir a otros agentes. Y, en mi opinión, este proyecto va a permitir una mayor competitividad e introducir otro tipo de energías que sean limpias, renovables, y que disminuyan los costos.

¡Del mismo cuero tienen que salir las correas!

Las comunidades no pueden quedar ajenas a la participación en la rentabilidad de estos proyectos. Y yo espero que podamos debatir cuánto van a distribuir a las comunidades que son partícipes de esta iniciativa. Y digo "partícipes", porque van a ser dañadas o afectadas por la instalación de estas redes.

Ahora, habrá consultas, un proceso de participación, según se establece en la iniciativa. Pero esa participación, ¿será vinculante? No, no va a ser vinculante. ¿Cuál es la diferencia? Que no va a ser la empresa privada la que decida, sino el Estado.

Pero ¿qué garantías me ofrece el Estado de que cuando se instale la empresa privada esta les dará, efectivamente, compensaciones y participación a las comunidades que resulten dañadas? Yo me pongo en el caso de muchas comunidades que, a través de la participación, van a poder variar el trazado.

Hasta ahora, la empresa hace un diseño del trazado más económico. Sin embargo, con este proyecto ese trazado quizás ya no sea tan económico, pero al menos vamos a aceptar excepciones. Aun así, en algunos casos, de todas maneras se verán afectadas las comunidades.

Nadie quiere un vertedero al lado de su casa, ni tampoco una planta de tratamiento de ningún tipo. Pero en alguna parte van a estar, por algún lado tendrán que pasar las redes.

Lo que necesitamos es una pequeña empresa que ofrezca la energía a un costo competitivo, bajo, para vender su producto y dar empleos, pero, al mismo tiempo, que tenga respeto por los lugares donde se hagan los trazados.

Esa ecuación no es fácil de lograr, pero confío en que en el debate en particular podamos ir resolviendo esos temas.

Creo que la planificación del Estado en esta materia es indispensable. No se pueden seguir desarrollando inversiones en energía sin un diseño a veinte, a treinta años.

Señor Presidente, algunos parlamentarios han dicho: "Mire, no voy a aprobar el proyecto, porque atenta contra los derechos de las comunidades". Bueno, eso es precisamente lo que tenemos hoy día en la ley, y yo quiero cambiarlo.

Por tanto, voto a favor de la idea de legislar, con el objeto de abrir la posibilidad de un debate en particular y permitir que tengamos una energía más barata y, al mismo tiempo, respeto por las comunidades que se ven afectadas por los trazados.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

No hay más inscritos.

Señor Secretario .

El señor LABBÉ ( Secretario General ).-

¿Alguna señora Senadora o algún señor Senador no ha emitido su voto?

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Terminada la votación.

--Se aprueba en general el proyecto (24 votos a favor, 2 en contra y un pareo), dejándose constancia de que se reunió el quorum constitucional exigido.

Votaron por la afirmativa las señoras Allende, Goic, Van Rysselberghe y Von Baer y los señores Bianchi, Chahuán, Coloma, Espina, García, Girardi, Guillier, Harboe, Lagos, Hernán Larraín, Matta, Moreira, Orpis, Ossandón, Pizarro, Quintana, Quinteros, Tuma, Ignacio Walker y Andrés Zaldívar.

Votaron por la negativa la señora Lily Pérez y el señor Horvath.

No votó, por estar pareado, el señor Pérez Varela.

El señor QUINTANA (Vicepresidente).-

Se deja constancia de la intención de voto favorable del Senador señor Navarro.

Tiene la palabra el señor Ministro de Energía.

El señor PACHECO ( Ministro de Energía ).-

Señor Presidente , por su intermedio, deseo agradecer al Senado por el apoyo que ha dado, una vez más, al propósito de enfrentar directamente los problemas del país en materia energética.

El proyecto inicia su discusión en particular recién ahora -como se ha dicho-, porque lo que se ha aprobado hoy acá es la idea de legislar.

Esta es tal vez una de las iniciativas más importantes -si no la más importante- que tenemos en la Agenda de energía, ya que verdaderamente recoge toda la experiencia de estos dos años que llevo como Ministro a cargo de un equipo de personas que ustedes conocen y que, a mi juicio, ha enfrentado los desafíos de la energía en sus distintos ámbitos.

Por ello, junto con encarar la necesidad de modernización del sector en materia legislativa, estamos también incorporando los aprendizajes que hemos tenido en estos dos años y medio.

La semana pasada me tocó estar un día en Nueva York, invitado por la conferencia anual sobre energía organizada por Bloomberg, donde se destacaba el hecho de que Chile hoy es percibido como un líder en la transformación energética, no solo de la región, sino del mundo. No hay ningún país en el planeta que impulse actualmente las energías renovables como lo está haciendo Chile, obviamente que en relación con su población y con el tamaño de su economía.

El proyecto que hemos presentado ha sido trabajado por más de un año bajo el auspicio de la Pontificia Universidad Católica de Chile y con la conducción del académico Hugh Rudnick , en seminarios, talleres, encuentros. Además, ha tenido un profuso trabajo prelegislativo y una discusión muy detallada en la Cámara de Diputados.

Por mi parte, agradezco la confianza que deposita el Senado en que nosotros vamos a continuar trabajando de la misma manera en que lo hemos hecho hasta ahora: con diálogo, con participación, incorporando las opiniones recogidas en los procesos prelegislativo y legislativo.

De hecho, tenemos preparadas más de 25 indicaciones que esperamos presentar en la Comisión de Minería y Energía del Senado -ya se ha puesto un plazo- antes del 28 de abril.

No hay duda de que este es un proyecto estratégico.

Lo dijimos: tenemos los costos de energía más altos de América Latina y contamos con un sistema de transmisión que no favorece la competencia y que, de hecho, representa una barrera de entrada para nuevos actores, nuevos competidores, nuevas tecnologías.

Es, además, un sistema de transmisión débil en el suministro. Nuestro país tiene, en promedio, 16 horas al año de corte de luz. Y estos cortes no ocurren solo por las caídas de ramas, por las lluvias o por los vientos, sino que, en parte importante, se deben a la debilidad del sistema.

Tenemos una dificultad tremenda para traer hacia la zona central la energía que hoy generamos en el norte.

Ayer me reuní con el Presidente Macri , en la Casa Rosada, y su primera pregunta fue: "¿A ustedes les está sobrando la energía, que la están exportando a Argentina?". Yo contesté: "No, Presidente , a nosotros no nos sobra la energía. Lo que sucede es que tenemos dos sistemas de transmisión: el Sistema del Norte Grande, que termina en Taltal; y el Sistema Central, que comienza en Copiapó. Y entre Taltal y Copiapó estamos desconectados".

Y le expliqué que además nuestro sistema de transmisión está colapsado por lo menos en ocho lugares, debido a lo cual no consigue transmitir la energía desde donde se genera hasta donde se transmite.

"Entonces, ¿qué hacemos? Obviamente, si disponemos de capacidad instalada, de generación y si, encima, contamos con una línea que une Salta con Mejillones, la usamos para exportar energía que no podemos trasladar para acá", concluí.

Esos son, en parte, los problemas que tiene nuestro sistema de transmisión.

Sin duda, señor Presidente , esta es la legislación más importante que va a tramitar el Parlamento desde la "Ley corta I", del año 2004.

Hemos revisado, después de doce años de aplicación de esa normativa, cuáles son los aprendizajes.

Y déjenme realizar una reflexión muy personal: ¡Soy el Ministro de Energía que más tiempo ha durado en el cargo desde que se creó el Ministerio...! ¡Y soy el Ministro de Energía que más tiempo ha estado, como Ministro del ramo, en América Latina...!

La semana pasada o antepasada cayó mi colega de Colombia, porque entró en crisis el sistema energético y ese país se encuentra al borde del blackout. Por tanto, el Presidente le pidió la renuncia.

Cuando asumo como Ministro de Energía , una de mis primeras reuniones fue por el proyecto Cardones-Polpaico.

El proyecto Cardones-Polpaico, con una extensión aproximada de 750 kilómetros de línea, fue objeto de un decreto de plan de transmisión troncal dictado el año 2012 por Laurence Golborne , y luego se licitó y se adjudicó por parte del Ministro Bunster , el año 2013, en una competencia donde hubo cinco ofertas y que ganó una empresa colombiana multirregional.

Y todo eso se hizo ¡sin la participación del Estado!

Entonces, lo que decimos es que eso no da para más. No hay ningún país del mundo donde se diseñe el sistema de transmisión solo en base a lo que quien se adjudicó la licitación defina como el mejor trazado.

¡Porque esa es la verdad!

¿Qué licitamos? Licitamos que necesitábamos energía en Polpaico, comuna de Tiltil, Región Metropolitana, y que había que traerla desde Cardones , en Copiapó.

Les preguntamos a los licitantes cuánto nos cobraban por traer esos electrones desde Cardones a Polpaico. Porque, por ley, gana la licitación el que ofrece el menor valor. En este caso, se la adjudicó una empresa que ofreció 62 millones de dólares. Luego, es ella la que define el trazado. Obviamente, cumpliendo con todas las leyes ambientales y después de dirigirse al Ministerio del Medio Ambiente, de presentar su Estudio de Impacto Ambiental y de obtener su Resolución de Calificación Ambiental.

Ese sistema no da para más, porque no ordena el territorio y, como bien me dijo alguna vez el Senador Zaldívar: "No podemos transformar a Chile en una guitarra, donde tenemos líneas por todas partes".

¡Hagamos planificación!

Porque, también necesitamos hacer ordenamiento territorial y porque, además -¡ojo!-, no definirle a la empresa que se adjudica el proyecto por dónde debe construir esto, significa que, al final, como hay tanta incertidumbre, lo cobran.

Por eso tenemos apuro con este proyecto. Porque nos va a permitir llegar a la próxima licitación eléctrica, que es una megalicitación -se va a realizar el día 27 de julio-, con una ley que reducirá la incertidumbre del sector, lo que se traducirá en un ahorro de, por lo menos, 10 a 20 dólares por megawatt/hora.

¡Veinte dólares por megawatt/hora!

En la última licitación se cobró 79 dólares por megawatt/hora. O sea, 20 sobre 79: ¡es muchísima plata!

Podemos llegar directamente a la cuenta de la luz si hacemos una buena ley de transmisión, para que quienes deban construir esa infraestructura sean finalmente beneficiados por la mayor certidumbre que trae ello como inversión y, en definitiva, no la cobren.

Aquí se ha hablado mucho sobre este proyecto, señor Presidente .

Pero quiero decirle que no tengo ninguna duda de que esta iniciativa da cuenta de la necesidad de realizar desarrollo energético con respeto a las comunidades, con respeto al territorio y con respeto al medio ambiente.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Dispone de un minuto adicional, señor Ministro .

El señor PACHECO (Ministro de Energía).-

Por eso, señor Presidente, enviamos al Congreso este proyecto, para justamente conseguir ese equilibrio.

Deseo efectuar una última reflexión.

Es muy importante entender que la transmisión eléctrica no es la construcción de carreteras viales. Aquí no hay ninguna concesión; no existe propiedad alguna sobre el trazado.

Cuando decimos "Se va por aquí", no le estamos entregando el territorio a esa empresa para que construya por ahí.

Tampoco hay franja fiscal.

Todas esas cosas son cantinelas; voces que circulan, pero que no dicen la verdad.

El sistema de transmisión es un servicio. El Estado les pregunta a las empresas que invita a la licitación cuánto van a cobrar...

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Concluyó su tiempo.

¿Habría acuerdo para otorgarle al señor Ministro un minuto adicional?

El señor PROKURICA.-

Sí, señor Presidente.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Puede continuar, señor Ministro .

El señor PACHECO ( Ministro de Energía ).-

Gracias.

Decía, señor Presidente , que el Estado les pregunta a las empresas que invita a la licitación cuánto van a cobrar. Y eso es lo que cobra finalmente aquella que se adjudica la licitación.

Pero si le pedimos a la empresa que participa en una licitación, que es por veinte años, que amortice toda la inversión en veinte años, ¿qué estamos haciendo? ¡Estamos subiendo el cobro del servicio nomás!

El servicio no se deprecia en veinte años. Los fierros que hay ahí no se deprecian en ese tiempo.

Por ello, esa empresa, para continuar el servicio, después ha de ser tarificada por la Comisión Nacional de Energía.

Los primeros veinte años se lo adjudica a través de una licitación. Y a partir de ahí, cada cuatro años, es una tarifa fijada por el Estado sobre la base del valor de los fierros, de su valor de reposición la que determina el servicio.

Entonces, considero muy importante que al momento de discutir las respectivas indicaciones, cuando veamos en particular este proyecto, nos metamos en esas materias.

Como Ministerio queremos dar la garantía de que estaremos escuchando las diferentes opiniones que haya sobre el particular -lo hemos hecho y continuaremos en ello-, pues, obviamente, se trata de un proyecto perfectible, que deseamos mejorar.

Lo enviamos al Congreso para parlamentar, para discutirlo y para recoger las buenas ideas.

Muchas gracias, señor Presidente.

El señor QUINTANA ( Vicepresidente ).-

Agradecemos al señor Ministro de Energía por su disposición para que durante la discusión particular sean acogidos los distintos planteamientos y observaciones de los señores Senadores.

BOLETÍN Nº 10.240-08

INDICACIONES

28.04.16

INDICACIONES FORMULADAS DURANTE LA DISCUSIÓN EN GENERAL DEL PROYECTO DE LEY, EN SEGUNDO TRÁMITE CONSTITUCIONAL, QUE ESTABLECE NUEVOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y CREA UN ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL.

ARTÍCULO 1°

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1.- Del Honorable Senador señor Bianchi, para introducir el siguiente numeral nuevo:

“…) Modifícase la letra a) del número 1 del artículo 2° de la siguiente manera:

a) Reemplázase el párrafo primero por el siguiente:

“a) Centrales hidráulicas y mareomotrices productoras de energía eléctrica.”.

b) Agrégase en el párrafo segundo la siguiente frase: “y los derechos provenientes de las concesiones marítimas se regirán por la disposiciones del DFL Nº 340 de 1960, en lo no dispuesto por éste cuerpo legal.”.”.

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Número 1)

Letra d)

2.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 3.- de la Honorable Senadora señora Allende, 4.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 5.- del Honorable Senador señor Guillier, 6.- del Honorable Senador señor Ossandón y 7.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirla por la siguiente:

“d) Reemplázase, en el inciso octavo, la palabra “troncal” por “nacional”.”.

o o o o o

8.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 9.- de la Honorable Senadora señora Allende, 10.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 11.- del Honorable Senador señor Guillier, 12.- del Honorable Senador señor Ossandón y 13.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar a continuación de la letra d), la siguiente letra e), nueva:

“e) Reemplázase, en el inciso noveno, en las dos ocasiones que aparece la palabra “troncal” por “nacional”.”.

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Número 2)

Artículo 8° bis

14.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 15.- de la Honorable Senadora señora Allende, 16.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 17.- del Honorable Senador señor Guillier, 18.- del Honorable Senador señor Ossandón y 19.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar la siguiente oración final: “Asimismo, todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote a cualquier título instalaciones para la prestación de servicios complementarios o sistemas de almacenamiento de energía que se interconecten al sistema eléctrico nacional deberá constituir una sociedad con domicilio en el país.”.

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20.- Del Honorable Senador señor Bianchi, para incorporar un nuevo numeral, del tenor que se indica:

“…) Reemplázase el epígrafe del Capítulo II por el siguiente:

“De las concesiones de centrales hidráulicas y mareomotrices productoras de energía eléctrica, de líneas de transporte, de subestaciones y de líneas de distribución”.”.

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21.- Del Honorable Senador señor Bianchi, para consultar el siguiente numeral:

“…) Agrégase el siguiente artículo 18 bis:

“Artículo 18 bis.- Las concesiones para la instalación de centrales mareomotrices productoras de energías eléctricas no podrán superponerse a otras concesiones marítimas, a las concesiones de acuicultura o a áreas de manejo de recursos hidrobiológicos, salvo que con la instalación de la central mareoeléctrica no se afecte el ejercicio de los derechos que otorgue el título respectivo.

En el caso de que se pretenda afectar una concesión de acuicultura o un área de manejo o bien que se intente instalar una central mareoeléctrica en un área fijada como apropiada para el ejercicio de la acuicultura, el solicitante deberá contar con el informe favorable de la Subsecretaría de Pesca al momento de solicitar la concesión definitiva.”.”.

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22.- Del Honorable Senador señor Bianchi, para incorporar un numeral nuevo, del siguiente tenor:

“…) Reemplázase la letra c) del artículo 19 por la siguiente:

“c) En el caso de centrales hidroeléctricas y mareomotrices, además de su ubicación y potencia, se indicarán los derechos de aprovechamiento de agua o las concesiones marítimas que posea o esté tramitando el peticionario y, si procede, el trazado de las mismas y capacidad de los acueductos, la ubicación y capacidad de los embalses y estanques de sobrecarga y de compensación que se construirán para la operación de la central;”.”.

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23.- Del Honorable Senador señor Bianchi, para introducir el siguiente numeral:

“…) Reemplázase el inciso primero del artículo 20 por el siguiente:

“Artículo 20.- Toda solicitud de concesión provisional será publicada una sola vez, por cuenta del interesado, en el Diario Oficial, el día 1° o 15 del mes, o día hábil siguiente si aquellos fueran feriados, después que un extracto de la misma haya sido publicado por dos veces consecutivas en un diario de circulación nacional y previa comunicación al Ministerio de Bienes Nacionales en el caso de afectar terrenos fiscales o al Ministerio de Defensa Nacional en el caso de que se trate de playas, terrenos de playas fiscales dentro de una faja de ochenta metros de ancho medidos desde la línea de más alta marea de la costa del litoral, rocas, fondos de mar y porciones de agua dentro y fuera de las bahías.”.”.

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24.- Del Honorable Senador señor Bianchi, para agregar un nuevo numeral, del tenor que se indica:

“…) Incorpórase una nueva letra e) al artículo 25, pasando las actuales letras e), f), g), h), i), j) y k) a ser las letras f), g), h), i), j), k) y l), respectivamente:

“e) En el caso de centrales mareomotrices, su ubicación y su potencia. Se deberá acompañar, además, los planos de las obras marítimas autorizadas por la Subsecretaría de Marina, pudiendo solicitarse la concesión con los planos de las obras hidráulicas que se hubieren presentado a dicha Subsecretaría para la autorización referida, pero el interesado deberá acreditar a la Superintendencia que se encuentra en trámite y que se adjuntará el plano autorizado antes de la emisión del informe a que se refiere el artículo 29 de esta ley;”.”.

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25.- Del Honorable Senador señor Bianchi, para consultar el siguiente numeral, nuevo:

“…) Agrégase en el inciso primero del artículo 27, a continuación de la palabra “Nacionales”, la frase “o el Ministerio de Defensa Nacional, según corresponda.”.

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26.- Del Honorable Senador señor Bianchi, para incorporar un numeral nuevo, del tenor que se indica:

“…) Reemplázase el artículo 49 por el siguiente:

“Artículo 49.- Las concesiones de centrales hidráulicas y mareomotrices productoras de energía eléctrica crean en favor del concesionario las servidumbres de obras hidroeléctricas o mareoeléctricas, según corresponda, de acuerdo con las disposiciones de la presente ley.”.”.

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Número 3)

Artículo 72 -1

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27.- Del Honorable Senador señor Girardi, para incorporar a continuación del numeral 1 el siguiente:

“…- Garantizar la sustentabilidad del funcionamiento de las instalaciones eléctricas, priorizando aquellas de menor impacto ambiental.”.

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Número 2

28.- Del Honorable Senador señor Girardi, para reemplazar la palabra “Garantizar” por la expresión “Propender a”.

Número 3

29.- Del Honorable Senador señor Girardi, para agregar después de la expresión “acceso abierto a” el vocablo “todos”.

30.- Del Honorable Senador señor Girardi, para intercalar a continuación de la expresión “sistemas de transmisión,” la locución “sean concesionados o no,”.

Artículo 72 -2

Inciso primero

31.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 32.- de la Honorable Senadora señora Allende, 33.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 34.- del Honorable Senador señor Guillier, 35.- del Honorable Senador señor Ossandón y 36.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo 72°-2.- Obligación de Sujetarse a la Coordinación del Coordinador. Todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien opere, a cualquier título, centrales generadoras, sistemas de transporte, instalaciones para la prestación de servicios complementarios, sistemas de almacenamiento de energía, instalaciones de distribución e instalaciones de clientes libres y que se interconecten al sistema, en adelante “los coordinados”, estará obligado a sujetarse a la coordinación del sistema que efectúe el Coordinador de acuerdo a la normativa vigente.”.

Inciso segundo

37.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 38.- de la Honorable Senadora señora Allende, 39.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 40.- del Honorable Senador señor Guillier, 41.- del Honorable Senador señor Ossandón y 42.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

Inciso tercero

43.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 44.- de la Honorable Senadora señora Allende, 45.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 46.- del Honorable Senador señor Guillier, 47.- del Honorable Senador señor Ossandón y 48.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la frase “También estarán sujetos a la coordinación” por “Son también coordinados”.

o o o o o

49.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 50.- de la Honorable Senadora señora Allende, 51.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 52.- del Honorable Senador señor Guillier, 53.- del Honorable Senador señor Ossandón y 54.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar a continuación de su actual inciso tercero, que ha pasado a ser segundo, los siguientes incisos tercero, cuarto, quinto y sexto, nuevos:

“El reglamento podrá establecer exigencias distintas para los coordinados de acuerdo a su capacidad, tecnología, disponibilidad o impacto sistémico, entre otros criterios técnicos.

Los Coordinados estarán obligados a proporcionar oportunamente al Coordinador y actualizar toda la información, en forma cabal, completa y veraz, que requiera para el cumplimiento de sus funciones.

El Coordinador podrá realizar auditorías a la información a la que se refiere el inciso precedente.

Para el cumplimiento de sus funciones, el Coordinador formulará los programas de operación y mantenimiento, emitirá las instrucciones necesarias para el cumplimiento de los fines de la operación coordinada y podrá solicitar a los Coordinados la realización de ensayos a sus instalaciones o la certificación de la información proporcionada o de sus procesos, de modo que se verifique que el funcionamiento de sus instalaciones o aquellas operadas por él, no afecten la operación coordinada del sistema eléctrico. Asimismo, podrá definir la realización de auditorías e inspecciones periódicas de las instalaciones.”.

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Inciso cuarto

55.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 56.- de la Honorable Senadora señora Allende, 57.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 58.- del Honorable Senador señor Guillier, 59.- del Honorable Senador señor Ossandón y 60.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

Inciso quinto

61.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 62.- de la Honorable Senadora señora Allende, 63.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 64.- del Honorable Senador señor Guillier, 65.- del Honorable Senador señor Ossandón y 66.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar entre la coma (,) que sigue a la palabra “errónea” y la expresión “serán”, la frase “o el incumplimiento a lo dispuesto en el presente artículo,”.

Inciso sexto

67.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 68.- de la Honorable Senadora señora Allende, 69.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 70.- del Honorable Senador señor Guillier, 71.- del Honorable Senador señor Ossandón y 72.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

73.- Del Honorable Senador señor Girardi, para agregar después de la expresión “por una adecuado” la siguiente: “y sustentable”.

Artículo 72 -5

Inciso primero

74.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 75.- de la Honorable Senadora señora Allende, 76.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 77.- del Honorable Senador señor Guillier, 78.- del Honorable Senador señor Ossandón y 79.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la conjunción “y” que sigue de la palabra “terceros”, por la expresión “, verificando el cumplimiento de”.

80.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 81.- de la Honorable Senadora señora Allende, 82.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 83.- del Honorable Senador señor Guillier, 84.- del Honorable Senador señor Ossandón y 85.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la expresión “debiendo instruir” por “e instruyendo”.

Artículo 72 -6

Inciso primero

86.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 87.- de la Honorable Senadora señora Allende, 88.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 89.- del Honorable Senador señor Guillier, 90.- del Honorable Senador señor Ossandón y 91.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar entre las palabras “exigir” y “el”, la expresión “a los coordinados”.

92.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 93.- de la Honorable Senadora señora Allende, 94.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 95.- del Honorable Senador señor Guillier, 96.- del Honorable Senador señor Ossandón y 97.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir la coma (,) que sigue de la expresión “interconectada”, y la frase “, o que sea modificada por su propietario, sean éstos empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, y que sean exigibles conforme a la normativa vigente, en términos de su aporte a la coordinación de la operación del sistema eléctrico”.

Artículo 72 -7

98.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 99.- de la Honorable Senadora señora Allende, 100.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 101.- del Honorable Senador señor Guillier, 102.- del Honorable Senador señor Ossandón y 103.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo 72°-7.- Servicios Complementarios. Los coordinados deberán poner a disposición del Coordinador los recursos técnicos y/o infraestructura que dispongan para la prestación de los servicios complementarios, que permitan realizar la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 72°-1, conforme la normativa técnica que dicte la Comisión. En caso que estos recursos y/o infraestructura sean insuficientes, el Coordinador deberá instruir la implementación obligatoria de los recursos o infraestructura necesaria.

La Comisión definirá, mediante resolución exenta, y previo informe del Coordinador, los servicios complementarios y sus categorías, considerando las necesidades de seguridad y calidad de los sistemas eléctricos y las características tecnológicas de dichos servicios.

Anualmente, durante el mes de junio, y en base a lo establecido en la resolución señalada en el inciso anterior, el Coordinador elaborará un informe de servicios complementarios, en el cual deberá señalar los servicios requeridos por el sistema eléctrico con su calendarización respectiva, indicando los recursos técnicos necesarios para la prestación de dichos servicios, la infraestructura que se deba instalar para su prestación y su vida útil, en caso de requerirse esta última, y el mantenimiento anual eficiente asociado a la infraestructura, según corresponda. Además, el referido informe deberá indicar para cada uno de los servicios requeridos el mecanismo a través del cual se materializará su prestación y/o instalación. Los coordinados podrán someter al dictamen del panel de expertos sus discrepancias respecto de los resultados del informe señalado precedentemente dentro de los diez días siguientes a su comunicación.

Para la elaboración del informe de servicios complementarios y la definición de los mecanismos con los cuales se materializarán, el Coordinador deberá analizar las condiciones de mercado existentes y la naturaleza de los servicios requeridos para establecer dichos mecanismos, los cuales serán licitaciones, o subastas cuando el requerimiento sea de cortísimo plazo, conforme lo determine el reglamento. De manera excepcional y sólo cuando las condiciones de mercado no sean competitivas o las licitaciones o subastas sean declaradas desiertas, se podrá instruir la prestación y/o instalación en forma directa.

Los estudios de costos, las licitaciones y subastas para la prestación de servicios complementarios deberán ser efectuados por el Coordinador. Tratándose del estudio de costos, las bases deberán ser aprobadas por la Comisión.

Los servicios que deban ser prestados o instalados directamente serán valorizados mediante un estudio de costos eficientes. Los resultados de dicho estudio podrán ser sometidos al dictamen del Panel dentro de los diez días siguientes a su comunicación por parte del Coordinador. Por su parte, la valorización de los servicios complementarios licitados o subastados corresponderá al valor adjudicado en la respectiva licitación o subasta.

La Comisión podrá fijar el valor máximo de las ofertas de las licitaciones y subastas de servicios complementarios, mediante resolución exenta, la que, en el caso de licitaciones, podrá tener el carácter de reservado y permanecerá oculto hasta la apertura de las ofertas respectivas.

En caso que la licitación o subasta de un servicio complementario se declare desierta, el Coordinador podrá instruir la prestación directa del respectivo recurso o la instalación directa de la infraestructura necesaria para la prestación de dicho recurso, según corresponda. En estos casos, la valorización de los servicios corresponderá a los precios máximos fijados para las licitaciones o subastas declaradas desiertas, o los que fije la Comisión, según corresponda, los cuales podrán someterse al dictamen del Panel de Expertos dentro de los diez días siguientes a dicha declaración.

Las inversiones asociadas a nueva infraestructura, con sus costos anuales de mantenimiento eficiente, que sean contemplados en el informe de servicios complementarios, serán remuneradas durante un período equivalente a su vida útil identificada en dicho informe y considerando la tasa de descuento señalada en el artículo 118°. Las remuneraciones antes señaladas serán financiadas por los usuarios finales a través de un cargo de servicios complementarios, el cual será incorporado al cargo único a que hace referencia el artículo 115°.

La remuneración por la prestación de los recursos técnicos requeridos en la operación del sistema eléctrico, será de cargo de las empresas generadoras que efectúen retiros destinados a usuarios finales desde el sistema eléctrico o el subsistema, según lo defina la Comisión en atención a la naturaleza del servicio y sus efectos sistémicos o locales.

La remuneración de los servicios complementarios deberá evitar en todo momento el doble pago de servicios o infraestructura.”.

Inciso segundo

104.- Del Honorable Senador señor Girardi, para intercalar a continuación de la locución “necesidades de seguridad” la siguiente: “, la sustentabilidad, economía,”, y para suprimir la conjunción “y” antes de la expresión “calidad de los sistemas eléctricos”.

Artículo 72 -8

Inciso primero

Letra d)

105.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 106.- de la Honorable Senadora señora Allende, 107.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 108.- del Honorable Senador señor Guillier, 109.- del Honorable Senador señor Ossandón y 110.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar a continuación de la palabra “programada” el siguiente texto: “, demanda, generación de las centrales, costos marginales reales y potencia transitada, entre otros”.

Letra h)

111.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 112.- de la Honorable Senadora señora Allende, 113.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 114.- del Honorable Senador señor Guillier, 115.- del Honorable Senador señor Ossandón y 116.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la expresión “, e” por un punto y coma (;).

117.- Del Honorable Senador señor Girardi, para eliminar la conjunción “y”.

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118.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 119.- de la Honorable Senadora señora Allende, 120.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 121.- del Honorable Senador señor Guillier, 122.- del Honorable Senador señor Ossandón y 123.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar, a continuación de la letra h), las siguientes letras i), j), k) y l), nuevas pasando la actual letra i) a ser m):

“i) Anualidad del V.I. y C.O.M.A. de cada una de las instalaciones de transmisión, según lo indicado en el reglamento;

j) La valorización e individualización de los derechos relacionados con el uso de suelo, tales como los referidos a adquisición de terrenos, su uso y goce, gastos e indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres voluntarias o forzosas, entre otras, así como el respectivo título que les sirve de antecedente;

k) Los reportes a que hace referencia el artículo 72°-13 de la presente ley;

l) Las comunicaciones entre el Coordinador y los coordinados que no se encuentren bajo causales de secreto o reserva de acuerdo a la ley, y”.

o o o o o

124.- Del Honorable Senador señor Girardi, para introducir a continuación del literal h) los siguientes, nuevos:

“…) Antecedentes relativos al tipo y fuente energética de las instalaciones de generación.

…) Antecedentes relativos al nivel de cumplimiento de la normativa ambiental de las instalaciones eléctricas; y”.

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Inciso segundo

125.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 126.- de la Honorable Senadora señora Allende, 127.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 128.- del Honorable Senador señor Guillier, 129.- del Honorable Senador señor Ossandón y 130.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la expresión “asegurar” por “verificar”.

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131.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 132.- de la Honorable Senadora señora Allende, 133.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 134.- del Honorable Senador señor Guillier, 135.- del Honorable Senador señor Ossandón y 136.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar, a continuación del artículo 72°-8, el siguiente artículo 72-9°, pasando el actual a ser artículo 72°-10 y así correlativamente:

“Artículo 72°-9.- Antecedentes para el Registro de Instalaciones en los Sistemas de Información Pública del Coordinador. Los coordinados deberán presentar al Coordinador los antecedentes e información que servirá de base para los registros señalados en las letras a) y j) del artículo precedente, dentro del plazo de treinta días contados desde la entrada en operación, modificación o retiro, de las respectivas instalaciones.

Sólo se valorizarán aquellos derechos de uso de suelos, los gastos y las indemnizaciones pagadas respecto de los cuales se acredite fehacientemente el valor pagado y que se encuentren contenidos en el registro señalado en la letra j) del artículo precedente. La definición de la superficie a valorizar será determinada de acuerdo a la menor cabida que resulte entre la superficie indicada en el título en el que consta la constitución del derecho de uso de suelo o aquella que resulte de la aplicación de la norma de seguridad que para tales efectos dicte la Superintendencia. En todo caso, los coordinados podrán solicitar, por motivos fundados, que se considere para efectos de su valorización, todo o parte de la superficie contemplada en el título en que consta la constitución del respectivo derecho de uso de suelo, cuando dicha superficie sea mayor a la comprendida en la referida norma de seguridad y se encuentre previamente autorizado por la Superintendencia por motivos de mayor seguridad del sistema, o adicionalmente, cuando normativamente no fuese posible adquirir o usar terrenos en superficies menores, sin perjuicio de lo dispuesto en el inciso final del artículo 69°.

No obstante lo anterior, el Coordinador, de oficio o a solicitud de la Comisión o la Superintendencia, podrá realizar auditorías a los inventarios presentados por las empresas, con el objeto de verificar la exactitud de la información y antecedentes presentados por éstas. En caso que se verifique que la información y antecedentes presentados difieran sustancialmente de las características técnicas existentes, las instalaciones respectivas serán excluidas íntegramente del siguiente proceso de tarificación a que se refiere el Capítulo IV del Título III de esta Ley. Asimismo, el total de las sumas percibidas en exceso por hasta cinco períodos tarifarios, deberán ser descontadas del pago de la remuneración a que se refieren los artículos 114° y siguientes de esta ley, reajustados de acuerdo a la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor.

En caso que las diferencias no sean sustanciales, los inventarios deberán ajustarse.

Las discrepancias que surjan en relación a la aplicación de este artículo podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos, de acuerdo al procedimiento señalado en el artículo 211°.

El reglamento establecerá el procedimiento, etapas, plazos y demás condiciones para la debida implementación del presente artículo.”.

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Artículo 72 -9

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137.- Del Honorable Senador señor Girardi, para consultar a continuación del inciso primero el siguiente, nuevo:

“Se presume que constituyen actuaciones contrarias a la libre competencia la integración vertical entre empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras y la participación de mercado de una empresa, igual o superior a un 40% en el segmento del mercado eléctrico que le es propio.”.

o o o o o

138.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 139.- de la Honorable Senadora señora Allende, 140.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 141.- del Honorable Senador señor Guillier, 142.- del Honorable Senador señor Ossandón y 143.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar, a continuación del actual artículo 72°-11, que ha pasado a ser 72°-12, el siguiente artículo 72º-13, pasando el actual a ser artículo 72°-14 y así correlativamente:

“Artículo 72º-13.- Funciones del coordinador en el ámbito de investigación, desarrollo e innovación en materia energética. Para el cumplimiento de sus funciones, el coordinador podrá disponer de recursos permanentes para realizar y coordinar investigación, desarrollo e innovación en materia energética con el objetivo de mejorar la operación y coordinación del sistema eléctrico. Para estos efectos, podrá:

a) Efectuar un análisis crítico permanente de su quehacer, del desempeño del sistema y del mercado eléctrico;

b) Analizar y considerar la incorporación de nuevas tecnologías al sistema eléctrico considerando la evolución de los equipos y técnicas que se puedan integrar al desarrollo del sistema y sus procesos;

c) Promover la interacción e intercambio permanente de experiencias y conocimientos, con centros académicos y de investigación, tanto a nivel nacional como internacional, así como con otros coordinadores u operadores de sistemas eléctricos;

d) Participar activamente en instancias y actividades, tanto nacionales como internacionales, donde se intercambien experiencias, se promuevan nuevas técnicas, tecnologías y desarrollos relacionados con los sistemas eléctricos; y

e) La promoción de la investigación a nivel nacional, procurando la incorporación de un amplio espectro de agentes relacionados a este ámbito de investigación.

Los recursos necesarios para dar cumplimiento a las obligaciones que establece el presente artículo deberán detallarse y justificarse en el presupuesto anual del Coordinador, debiéndose cautelar la eficiencia en el uso de éstos.”.

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Artículo 72 -13

Inciso primero

144.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 145.- de la Honorable Senadora señora Allende, 146.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 147.- del Honorable Senador señor Guillier, 148.- del Honorable Senador señor Ossandón y 149.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar, a continuación de la coma (,) que sigue a la palabra “despacho”, la expresión “identificación,”.

150.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 151.- de la Honorable Senadora señora Allende, 152.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 153.- del Honorable Senador señor Guillier, 154.- del Honorable Senador señor Ossandón y 155.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la coma (,) que sigue de la palabra “fallas” por la conjunción “y”.

156.- Del Honorable Senador señor Girardi, para agregar después de la palabra “generación” la expresión “y vertimiento”.

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157.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 158.- de la Honorable Senadora señora Allende, 159.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 160.- del Honorable Senador señor Guillier, 161.- del Honorable Senador señor Ossandón y 162.- del Honorable Senador señor Pizarro, para incorporar los siguientes incisos tercero a sexto nuevos:

“Toda instalación sometida a la coordinación de la operación, conforme a lo señalado en el artículo 72°-1, deberá cumplir con la normativa legal y reglamentaria vigente y con los estándares de desempeño establecidos en la Normativa Técnica a que hace referencia el artículo 72°-19. Cada coordinado deberá poner a disposición del Coordinador todos los antecedentes necesarios para determinar el grado de desempeño de las instalaciones.

El Coordinador deberá comunicar a la Superintendencia las instalaciones sujetas a su coordinación cuyo desempeño se encuentre fuera de los estándares establecidos en la Normativa Técnica. Asimismo, los concesionarios de servicio público de distribución deberán comunicar a la Superintendencia el desempeño de sus instalaciones conforme a los estándares establecidos en la Normativa Técnica.

A partir de la comunicación a que hace referencia el inciso anterior, la Superintendencia, en el uso de sus facultades, determinará las medidas administrativas que corresponda.

Al menos, cuatrienalmente, la Comisión deberá llevar a cabo un proceso de revisión y actualización en caso de ser ésta necesaria, de los estándares de desempeño establecidos en la normativa técnica.”.

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Artículo 72 -15

Incisos primero a quinto

163.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 164.- de la Honorable Senadora señora Allende, 165.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 166.- del Honorable Senador señor Guillier, 167.- del Honorable Senador señor Ossandón y 168.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlos por los siguientes:

“Artículo 72°-17.- De la construcción, interconexión, puesta en servicio y operación de las Instalaciones Eléctricas. Los propietarios u operadores de nuevas instalaciones de generación y transmisión que se interconecten al sistema eléctrico deberán previamente presentar una solicitud a la Comisión para que éstas sean declaradas en construcción. La Comisión podrá otorgar esta declaración sólo respecto de aquellas instalaciones que cuenten con, al menos, los permisos sectoriales, órdenes de compra, cronograma de obras y demás requisitos que establezca el reglamento, que permitan acreditar fehacientemente la factibilidad de la construcción de dichas instalaciones.

Sin perjuicio de lo señalado precedentemente, se considerarán también como instalaciones en construcción aquellos proyectos de trasmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo que formen parte de los planes de expansión respectivos, conforme a las características técnicas y plazos con los cuales los proyectos señalados figuran en dichos planes.

La entrega de información falsa, incompleta o manifiestamente errónea, por parte del solicitante, será sancionada por la Superintendencia de acuerdo a las normas establecidas en la ley N°18.410.

Declarado en construcción un proyecto, su titular deberá mantener informada a la Comisión del avance del mismo y del cumplimiento del cronograma de obras presentado, en la forma y plazos que ésta determine, la que en cualquier momento podrá solicitar información adicional para verificar su estado de avance.

La Comisión podrá revocar la declaración en construcción de un proyecto, cuando éste no dé cumplimiento a los hitos o avances establecidos en su cronograma de obras sin causa justificada, o se realicen cambios significativos al proyecto que impliquen exigir una nueva declaración en construcción, según se establezca en el reglamento.”.

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169.- Del Honorable Senador señor De Urresti, 170.- del Honorable Senador señor Quinteros, y 171.- de los Honorables Senadores señores Tuma, De Urresti y Quinteros, para intercalar a continuación del inciso primero el siguiente, nuevo:

“Previo a la declaración de construcción de la Comisión, a que refiere el inciso anterior, las empresas propietarias de unidades generadoras, instalaciones de transmisión y los propietarios de instalaciones de clientes libres, deberán acreditar el cumplimiento de lo establecido en el artículo 93° en la referido al procedimiento de participación y acuerdos con las comunidades locales e indígenas.”.

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172.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 173.- de la Honorable Senadora señora Allende, 174.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 175.- del Honorable Senador señor Guillier, 176.- del Honorable Senador señor Ossandón y 177.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar, a continuación del inciso quinto, el siguiente inciso sexto, nuevo, pasando el actual sexto a ser séptimo:

“La interconexión de toda instalación deberá ser comunicada a la Comisión, al Coordinador y a la Superintendencia, en la forma y plazos que determine el reglamento, el cual no podrá ser inferior a tres meses. Los titulares de estas instalaciones deberán cumplir cabalmente los plazos informados. Todo atraso o prórroga en los mismos, deberán informarse al Coordinador y deberán estar debidamente justificados por un informe de un consultor independiente contratado al efecto, el que podrá ser auditado por el Coordinador. No obstante, y en casos calificados y previo informe del Coordinador, la Comisión podrá eximir del cumplimiento de los plazos informados. El referido informe del Coordinador deberá resguardar que no se afecten los objetivos establecidos en el artículo 72°-1.”.

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Inciso sexto

178.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 179.- de la Honorable Senadora señora Allende, 180.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 181.- del Honorable Senador señor Guillier, 182.- del Honorable Senador señor Ossandón y 183.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar a continuación del punto aparte (.) que pasa a ser seguido, el siguiente texto: “Se entenderá que una instalación se encuentra en etapa de puesta en servicio, una vez materializada su interconexión y energización y hasta el término de las respectivas pruebas, adquiriendo desde el inicio de esta etapa la calidad de coordinado en conformidad a lo dispuesto en el artículo 72°-2. En todo caso, de manera previa a la puesta en servicio de un proyecto, el interesado deberá acordar con el Coordinador un cronograma de puesta en servicio en el que se establecerán las actividades a realizar y los plazos asociados a dichas actividades. Cualquier modificación de dichos plazos deberá ser comunicada al Coordinador quien podrá aprobar o rechazar justificadamente dicha modificación. Todo incumplimiento en los plazos establecidos para el periodo de puesta en servicio deberá ser comunicado por el Coordinador a la Superintendencia pudiendo aplicarse las sanciones que correspondan.”.

Inciso séptimo

184.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 185.- de la Honorable Senadora señora Allende, 186.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 187.- del Honorable Senador señor Guillier, 188.- del Honorable Senador señor Ossandón y 189.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirlo por el que sigue:

“Concluida la etapa de puesta en servicio, el coordinado titular de la respectiva instalación deberá presentar al Coordinador una declaración jurada de fiel cumplimiento de la normativa vigente, pudiendo éste último verificar tal circunstancia. Posteriormente, el Coordinador emitirá su aprobación para la entrada en operación del respectivo proyecto, en los plazos que establezca la Norma Técnica respectiva.”.

Inciso octavo

190.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 191.- de la Honorable Senadora señora Allende, 192.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 193.- del Honorable Senador señor Guillier, 194.- del Honorable Senador señor Ossandón y 195.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la palabra “capacidad” por “potencia”.

Artículo 72 -16

Inciso primero

196.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 197.- de la Honorable Senadora señora Allende, 198.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 199.- del Honorable Senador señor Guillier, 200.- del Honorable Senador señor Ossandón y 201.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar a continuación de la expresión “modificación”, las dos veces que aparece, la palabra “relevante”, y a continuación de la frase “negar el retiro”, la expresión “, modificación”.

o o o o o

202.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 203.- de la Honorable Senadora señora Allende, 204.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 205.- del Honorable Senador señor Guillier, 206.- del Honorable Senador señor Ossandón y 207.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar, a continuación del inciso segundo, el siguiente inciso tercero, nuevo:

“Las modificaciones de instalaciones que no tengan el carácter de relevante, de acuerdo a la normativa técnica, deberán ser comunicadas por escrito al Coordinador en un plazo no inferior a 30 días.”.

o o o o o

Artículo 72 -17

208.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 209.- de la Honorable Senadora señora Allende, 210.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 211.- del Honorable Senador señor Guillier, 212.- del Honorable Senador señor Ossandón y 213.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo 72°-19.- Normas Técnicas para el funcionamiento de los sistemas eléctricos. La Comisión deberá analizar permanentemente los requerimientos normativos para el correcto funcionamiento del sector eléctrico, y fijará, mediante resolución exenta, las normas técnicas que rijan los aspectos técnicos, de seguridad, coordinación, calidad, información y económicos del funcionamiento de dicho sector. Para ello, anualmente, establecerá un plan de trabajo que permita proponer, facilitar y coordinar el desarrollo de éstas.

Estas normas técnicas serán elaboradas y modificadas en virtud de un proceso público y participativo, el que podrá iniciarse de oficio por la Comisión o a solicitud del Coordinador, los coordinados o cualquier otro organismo o institución con participación o interés en el sector eléctrico. Estas solicitudes deberán presentarse a la Comisión y, al menos, deberán contener la justificación técnica, legal y económica del cambio solicitado y acompañar la propuesta específica que se solicita.

Iniciado el procedimiento de revisión de la propuesta de norma técnica o su modificación, la Comisión establecerá un calendario y plan de trabajo, indicando, además, las materias que serán revisadas y los plazos en que deberán ser abordadas. Asimismo, deberá constituir un comité consultivo especial, a fin de recabar su opinión acerca del tema. El comité podrá conformarse por representantes de la Comisión, la Superintendencia, el Coordinador, las empresas del sector y expertos técnicos. No podrán integrar el comité las personas, naturales o jurídicas, sus representantes o dependientes, o relacionados, que hayan solicitado la elaboración o modificación de la norma en estudio.

La Comisión deberá someter la propuesta de nueva norma técnica o de su modificación, según corresponda, a un proceso de consulta pública. La Comisión analizará las observaciones generadas en el marco de proceso de consulta pública, acogiéndolas o rechazándolas, otorgando una respuesta razonada, en lo pertinente, que podrá ser común para todas aquellas observaciones que planteen cuestiones sustancialmente iguales. La nueva norma técnica deberá publicarse junto con el informe en que se justifique el rechazo o modificación de las observaciones que correspondan.

La Comisión deberá mantener disponible permanentemente en su sitio web, para cualquier interesado, la normativa técnica vigente e informar sobre los procesos de modificación de normas técnicas en desarrollo.

El reglamento definirá las normas por las que se regirá este procedimiento, así como la forma en que se efectuarán las comunicaciones y notificaciones, las que podrán realizarse mediante correo electrónico. Además, desarrollará las normas para la conformación del comité, así como las causales de inhabilidad e incompatibilidad para integrarlo, y su funcionamiento.”.

Artículo 72 -18

214.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 215.- de la Honorable Senadora señora Allende, 216.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 217.- del Honorable Senador señor Guillier, 218.- del Honorable Senador señor Ossandón y 219.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo 72°-20.- Compensaciones por indisponibilidad de suministro. Sin perjuicio de las sanciones que corresponda, todo evento o falla, ocurrido en instalaciones eléctricas que no están destinadas a prestar el servicio público de distribución, que provoque indisponibilidad de suministro a usuarios finales, que no se encuentre autorizado en conformidad a la ley o los reglamentos, y que se encuentre fuera de los estándares que se establezca en las Normas Técnicas a que hace referencia el artículo 72°-19, dará lugar a las compensaciones que señala este artículo.

En el caso de los usuarios finales sometidos a regulación de precios, la compensación corresponderá al equivalente de la energía no suministrada durante ese evento, valorizada a quince veces la tarifa de energía vigente durante la indisponibilidad de suministro, sujeta a los valores máximos a compensar establecidos en el presente artículo.

En el caso de usuarios no sometidos a regulación de precios, la compensación corresponderá al equivalente de la energía no suministrada durante ese evento, valorizada a quince veces la componente de energía del precio medio de mercado establecido en el informe técnico definitivo del precio de nudo de corto plazo vigente durante dicho evento, sujeta a los valores máximos a compensar establecidos en el presente artículo. Para estos efectos, se entenderá por componente de energía del precio medio de mercado al precio medio de mercado a que se refiere el artículo 167° descontada la componente de potencia del precio medio básico definida en el artículo 168°. Con todo, no procederá el pago de la compensación que regula este artículo, en caso que el cliente contemple en sus contratos de suministros cláusulas especiales en relación a la materia que regula este artículo.

Las compensaciones pagadas por una empresa de transmisión no podrán superar por evento el cinco por ciento de sus ingresos regulados en el año calendario anterior para el segmento de transmisión respectivo. En el caso que la empresa transmisora no tenga ingresos regulados de acuerdo a la presente ley, el monto a compensar no podrá superar por evento el cinco por ciento de los ingresos totales obtenidos en el mercado nacional por la propietaria de la instalación respectiva el año calendario anterior. En ambos casos, el monto máximo de la compensación, será de veinte mil unidades tributarias anuales.

En el caso de las empresas generadoras, el monto de las compensaciones no podrá superar por evento el cinco por ciento de los ingresos del año anterior, por los conceptos de energía y potencia en el mercado nacional obtenidos por la empresa generadora, de acuerdo a sus balances auditados y con un máximo de veinte mil unidades tributarias anuales.

Tratándose de empresas que operen instalaciones para la prestación de servicios complementarios o sistemas de almacenamiento de energía, el monto a compensar no podrá superar por evento el cinco por ciento de los ingresos totales obtenidos en el mercado nacional por la propietaria de la instalación respectiva el año calendario anterior. En estos casos, el monto máximo de la compensación, será de veinte mil unidades tributarias anuales.

Para efectos de lo dispuesto en este artículo, producido el evento o falla que provocó la indisponibilidad de suministro, el Coordinador deberá elaborar un Informe de Estudio de Análisis de Falla, en adelante EAF, en el cual, a lo menos deberá identificar a él o los propietarios, arrendatarios, usufructuarios, o aquellos que exploten a cualquier título, la o las instalaciones en las que se produjo el evento, el origen de la falla, su propagación, sus efectos, los planes de recuperación y las conclusiones técnicas respecto a las causas del respectivo evento o falla. La Superintendencia podrá definir el formato y los demás contenidos del referido Informe.

Dentro del plazo que determine el reglamento, el Coordinador deberá comunicar el EAF a la Superintendencia, a objeto que dicho organismo determine si procede el pago de compensaciones en conformidad a lo establecido en el inciso primero del presente artículo. Los Coordinados, dentro de los diez días siguientes a dicha comunicación, podrán presentar a la Superintendencia sus observaciones al EAF y acompañar los antecedentes que estimen pertinente. En caso que la Superintendencia determine que procede el pago de compensaciones, deberá instruir a las empresas suministradoras de los usuarios finales afectados, sean éstas empresas concesionarias de servicio público de distribución o generadoras, su pago en la facturación más próxima, o en aquella que determine la Superintendencia. Asimismo, y una vez acreditado el pago de las compensaciones correspondientes, la Superintendencia instruirá a través del Coordinador a los propietarios o a quien opere las instalaciones donde se produjo la falla, evento o su propagación, el reembolso total e inmediato a las empresas suministradoras del monto pagado por éstas por concepto de compensaciones a usuarios finales, de acuerdo a las normas que determine el reglamento o la Superintendencia a falta de éstas.

Con todo, una vez efectuado el reembolso de las compensaciones de que tratan los incisos precedentes, las empresas propietarias o que operen las instalaciones de donde se produjo la falla o el evento correspondiente podrán reclamar ante la Superintendencia la improcedencia de su obligación de pago, su monto o la prorrata asignada, según corresponda. Lo anterior, es sin perjuicio de lo que se resuelva en las impugnaciones judiciales que se puedan interponer, ni de las acciones de repetición contra quienes finalmente resulten responsables, en cuyo caso y de existir diferencias, éstas deberán ser calculadas por el Coordinador, quien instruirá el pago de las reliquidaciones que correspondan. Tratándose de diferencias o devoluciones que correspondan a usuarios finales, la Superintendencia determinará la forma y condiciones del reintegro o devoluciones conforme lo determine el reglamento.

En caso que una empresa que deba pagar compensaciones en conformidad al presente artículo no registre ingresos durante todo el año calendario anterior en atención a su reciente entrada en operación, el monto máximo de las compensaciones será de dos mil unidades tributarias anuales.”.

o o o o o

220.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 221.- de la Honorable Senadora señora Allende, 222.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 223.- del Honorable Senador señor Guillier, 224.- del Honorable Senador señor Ossandón y 225.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar a continuación el siguiente artículo nuevo:

“Artículo 72°-21. Decreto de Emergencia energética. En casos de sismos o catástrofes naturales, el Presidente de la República, previo informe del Ministerio de Energía, podrá dictar un decreto de emergencia energética, en el cual dispondrá de las medidas que la autoridad estime conducentes y necesarias para manejar, disminuir o superar la emergencia energética producida a raíz de sismos o catástrofes naturales, y principalmente para asegurar el suministro de clientes sujetos a regulación de precios.

El referido decreto podrá autorizar, entre otras medidas, la flexibilización de las normas sobre calidad y seguridad de servicio establecidas en la normativa eléctrica vigente, y que se disponga el mejor uso de cualquier instalación coordinada, durante el período estrictamente necesario, el que no podrá superar el de la emergencia energética.”.

o o o o o

Artículo 72 -19

226.- De la Honorable Senadora señora Van Rysselberghe, para suprimirlo.

Número 4)

Artículo 75

227.- Del Honorable Senador señor Bianchi, para reemplazarlo por el que sigue:

“Artículo 75.- Definición de Sistema de Transmisión para Polos de Desarrollo. Los sistemas de transmisión para polos de desarrollo estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas, destinadas a transportar la energía eléctrica producida por medios de generación ubicados en un mismo polo de desarrollo, hacia el sistema de transmisión, haciendo un uso eficiente del territorio nacional.

Los polos de desarrollo serán determinados por el Ministerio de Energía en conformidad a lo dispuesto en el artículo 85°.

Los polos de desarrollo solo podrán contar con medios de generación provenientes de fuentes de energía renovable no convencional.”.

Artículo 76

228.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 229.- de la Honorable Senadora señora Allende, 230.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 231.- del Honorable Senador señor Guillier, 232.- del Honorable Senador señor Ossandón y 233.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirlo por el que sigue:

“Artículo 76°.- Definición de Sistemas de Transmisión Dedicados. Los sistemas de transmisión dedicados estarán constituidos por las líneas y subestaciones eléctricas radiales, que encontrándose interconectadas al sistema eléctrico, están dispuestas esencialmente para el suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios o para inyectar la producción de las centrales generadoras al sistema eléctrico.

Así mismo, pertenecerán a los sistemas de transmisión dedicada aquellas instalaciones enmalladas que estén dispuestas para lo que se señala en el inciso anterior, y adicionalmente se verifique que su operación no produce impactos o modificaciones significativas en la operación del resto del sistema, de acuerdo a lo que determine el reglamento.

El transporte por sistemas dedicados se regirá por lo previsto en los respectivos contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones. El pago por uso a que da derecho dicho transporte se deberá calcular en base a un valor de transmisión anual, considerando el valor anual de las inversiones, más los costos proyectados de operación, mantenimiento y administración, conforme se disponga en el reglamento. En todo caso, todos los antecedentes y valores para calcular el pago por uso deberán ser técnica y económicamente respaldados e informados al Coordinador para estar disponibles para todos los interesados.

El pago por uso efectuado por parte de clientes regulados de este tipo de instalaciones, se regirá conforme a las reglas establecidas en el artículo 102° y siguientes.”.

Artículo 77

234.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 235.- de la Honorable Senadora señora Allende, 236.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 237.- del Honorable Senador señor Guillier, 238.- del Honorable Senador señor Ossandón y 239.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo 77°.- Definición de Sistema de Transmisión Zonal. Cada sistema de transmisión zonal estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas dispuestas esencialmente para el abastecimiento actual o futuro de clientes regulados, territorialmente identificables, sin perjuicio del uso por parte de clientes libres o medios de generación conectados directamente o a través de sistemas de transmisión dedicada a dichos sistemas de transmisión.”.

Artículo 78

o o o o o

240.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 241.- de la Honorable Senadora señora Allende, 242.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 243.- del Honorable Senador señor Guillier, 244.- del Honorable Senador señor Ossandón y 245.- del Honorable Senador señor Pizarro, para consultar como incisos segundo, tercero, cuarto y quinto, nuevos, los siguientes:

“Dentro de estos sistemas se distinguen instalaciones de interconexión internacional de servicio público y de interés privado. Son instalaciones de interconexión internacional de servicio público aquellas que facilitan la conformación o desarrollo de un mercado eléctrico internacional y complementan el abastecimiento de la demanda del sistema eléctrico en territorio nacional, frente a diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio establecidas en la presente ley, los reglamentos y las normas técnicas.

Son instalaciones de interconexión internacional de interés privado aquellas que no reúnan las características señaladas en el inciso anterior.

Las instalaciones de interconexión internacional de servicio público están sujetas al régimen de acceso abierto en los términos definidos en el artículo 79°. Estas instalaciones se valorizarán y remunerarán de acuerdo a lo que señala en el inciso segundo del artículo 99° bis.

Las interconexiones internacionales de interés privado se regirán por sus respectivos contratos y por la normativa eléctrica vigente.”.

o o o o o

Artículo 79

Inciso segundo

246.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 247.- de la Honorable Senadora señora Allende, 248.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 249.- del Honorable Senador señor Guillier, 250.- del Honorable Senador señor Ossandón y 251.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la preposición “de”, que sigue a la expresión “propietarios”, por la siguiente frase: “, arrendatarios, usufructuarios, o quienes exploten a cualquier título las”.

252.- Del Honorable Senador señor Girardi, para suprimir la frase “, con excepción del sistema dedicado,”.

Inciso tercero

253.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 254.- de la Honorable Senadora señora Allende, 255.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 256.- del Honorable Senador señor Guillier, 257.- del Honorable Senador señor Ossandón y 258.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la preposición “de”, que sigue a la expresión “propietarios”, por la siguiente frase: “, arrendatarios, usufructuarios, o quienes exploten a cualquier título las”.

Inciso cuarto

259.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 260.- de la Honorable Senadora señora Allende, 261.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 262.- del Honorable Senador señor Guillier, 263.- del Honorable Senador señor Ossandón y 264.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la primera oración, que va desde la palabra “El” hasta la palabra “respectivo”, por la siguiente: “El Coordinador aprobará la conexión a los sistemas de transmisión en aquellas subestaciones existentes, o en las definidas en la planificación de la transmisión a que hace referencia el artículo 87°, o aquellas que la Comisión apruebe en virtud de lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 102° y previa verificación que la solución de conexión propuesta permita cumplir con los criterios de operación óptima y acceso abierto del sistema respectivo.”.

265.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 266.- de la Honorable Senadora señora Allende, 267.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 268.- del Honorable Senador señor Guillier, 269.- del Honorable Senador señor Ossandón y 270.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar a continuación de la coma (,) que sigue a la palabra “Asimismo” la frase “con excepción del sistema dedicado,”.

271.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 272.- de la Honorable Senadora señora Allende, 273.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 274.- del Honorable Senador señor Guillier, 275.- del Honorable Senador señor Ossandón y 276.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la locución “adecuaciones, obras adicionales o anexas” por “estudios y análisis de ingeniería”.

277.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 278.- de la Honorable Senadora señora Allende, 279.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 280.- del Honorable Senador señor Guillier, 281.- del Honorable Senador señor Ossandón y 282.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la expresión “al procedimiento” por “a lo”.

Inciso quinto

283.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 284.- de la Honorable Senadora señora Allende, 285.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 286.- del Honorable Senador señor Guillier, 287.- del Honorable Senador señor Ossandón y 288.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la preposición “de”, que sigue a la expresión “propietario”, por la siguiente frase: “, arrendatarios, usufructuarios, o quienes exploten a cualquier título, según corresponda,”.

289.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 290.- de la Honorable Senadora señora Allende, 291.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 292.- del Honorable Senador señor Guillier, 293.- del Honorable Senador señor Ossandón y 294.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la expresión “deberá”, la primera vez que aparece, por la frase “y el solicitante, deberán”.

295.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 296.- de la Honorable Senadora señora Allende, 297.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 298.- del Honorable Senador señor Guillier, 299.- del Honorable Senador señor Ossandón y 300.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir la frase “por el propietario de las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto”.

301.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 302.- de la Honorable Senadora señora Allende, 303.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 304.- del Honorable Senador señor Guillier, 305.- del Honorable Senador señor Ossandón y 306.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la expresión “el propietario podrá” por la palabra “podrán”.

Inciso sexto

307.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 308.- de la Honorable Senadora señora Allende, 309.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 310.- del Honorable Senador señor Guillier, 311.- del Honorable Senador señor Ossandón y 312.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la preposición “de”, que sigue a la palabra “propietarios”, por la frase: “, arrendatarios, usufructuarios, o quienes exploten a cualquier título, según corresponda, las”.

Artículo 80

Incisos primero y segundo

313.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 314.- de la Honorable Senadora señora Allende, 315.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 316.- del Honorable Senador señor Guillier, 317.- del Honorable Senador señor Ossandón y 318.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlos por los siguientes:

“Los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes exploten a cualquier título las instalaciones de los sistemas dedicados no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica disponible de transmisión, sin perjuicio de la capacidad contratada o de los proyectos propios que se hayan contemplado fehacientemente al momento de la solicitud de uso de capacidad técnica, conforme a las normas del presente artículo. Asimismo, en las mismas condiciones, no podrán negar el acceso a empresas concesionarias de servicio público de distribución para el suministro de usuarios sometidos a regulación de precios, en consistencia con los precios regulados. El o los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes exploten a cualquier título las instalaciones de transmisión dedicada que corresponda, deberán informar al Coordinador todo cambio en el uso estimado de la capacidad técnica disponible.

El Coordinador, de acuerdo a la normativa vigente, determinará fundadamente la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados sin considerar las congestiones de transmisión debido a limitaciones de capacidad de otros tramos de transmisión, oyendo previamente a las partes. Para estos efectos, el propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote a cualquier título las instalaciones del sistema dedicado deberá poner en conocimiento del Coordinador los contratos de transporte existentes y los proyectos que impliquen el uso de la capacidad del sistema dedicado. Los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes exploten a cualquier título las instalaciones del sistema dedicado deberán remitir copia autorizada ante notario de los contratos que se celebren por uso de las instalaciones de transmisión dedicada a la Comisión, el Coordinador y la Superintendencia al quinto día de su celebración.”.

Inciso tercero

319.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 320.- de la Honorable Senadora señora Allende, 321.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 322.- del Honorable Senador señor Guillier, 323.- del Honorable Senador señor Ossandón y 324.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar, a continuación de la palabra “propietario”, la frase “, arrendatario, usufructuario o quien explote a cualquier título las instalaciones”.

325.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 326.- de la Honorable Senadora señora Allende, 327.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 328.- del Honorable Senador señor Guillier, 329.- del Honorable Senador señor Ossandón y 330.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar, después del vocablo “respectivo”, la frase “, según corresponda, o un pago anticipado conforme lo acuerden las partes,”.

331.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 332.- de la Honorable Senadora señora Allende, 333.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 334.- del Honorable Senador señor Guillier, 335.- del Honorable Senador señor Ossandón y 336.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la expresión “la seriedad de la” por “o remunere la”.

Inciso cuarto

337.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 338.- de la Honorable Senadora señora Allende, 339.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 340.- del Honorable Senador señor Guillier, 341.- del Honorable Senador señor Ossandón y 342.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la expresión “72°-15”, la primera vez que aparece, por “72°-17”, y la segunda oración por la siguiente: “Transcurrido dicho plazo sin que las instalaciones hayan sido declaradas en construcción o dicha declaración se revocase conforme a lo señalado en el artículo 72°-17, caducará la referida aprobación, considerándose la respectiva capacidad técnica nuevamente como disponible.”.

Inciso quinto

343.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 344.- de la Honorable Senadora señora Allende, 345.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 346.- del Honorable Senador señor Guillier, 347.- del Honorable Senador señor Ossandón y 348.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la segunda oración, que va desde la palabra “Transcurridos” hasta “definitiva”, por la siguiente: “Para ello, con una antelación no inferior a cuatro años, los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes exploten a cualquier título las instalaciones de los sistemas dedicados deberán dar aviso al Coordinador y a los interesados que hagan uso del acceso abierto, la concreción de los proyectos o el uso de los derechos señalados y demostrar fundadamente que se llevarán a cabo, conforme a los plazos y procedimientos que contemple el reglamento”.

Inciso sexto

349.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 350.- de la Honorable Senadora señora Allende, 351.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 352.- del Honorable Senador señor Guillier, 353.- del Honorable Senador señor Ossandón y 354.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar, a continuación de la expresión “propietario”, la frase “, arrendatario, usufructuario o quien los explote a cualquier título, según corresponda”.

Incisos séptimo y octavo

355.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 356.- de la Honorable Senadora señora Allende, 357.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 358.- del Honorable Senador señor Guillier, 359.- del Honorable Senador señor Ossandón y 360.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlos por los siguientes:

“Los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes exploten a cualquier título instalaciones de transmisión dedicadas deberán permitir la conexión a sus instalaciones a quien cuente con la autorización del Coordinador, debiendo en su caso posibilitar las adecuaciones, modificaciones y refuerzos que sean necesarios para dicha conexión. Los costos de estas obras, así como los estudios y análisis de ingeniería que correspondan, serán de cargo del solicitante, los que deberán ser consistentes con lo señalado en el inciso cuarto del artículo 79° y reflejar precios de mercado en procesos abiertos y competitivos. Las discrepancias que surjan en la aplicación del régimen de acceso abierto en las instalaciones de los sistemas de transmisión dedicados podrán ser presentadas y resueltas por el Panel de Expertos.

Anualmente, el Coordinador deberá publicar en su sitio web, la capacidad técnica disponible de los sistemas de transmisión dedicados.”.

Artículo 82

Inciso primero

361.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 362.- de la Honorable Senadora señora Allende, 363.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 364.- del Honorable Senador señor Guillier, 365.- del Honorable Senador señor Ossandón y 366.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir en su epígrafe la expresión “Energía” por “Servicios Eléctricos”.

367.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 368.- de la Honorable Senadora señora Allende, 369.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 370.- del Honorable Senador señor Guillier, 371.- del Honorable Senador señor Ossandón y 372.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la palabra “eléctrica” por “y demás servicios eléctricos”.

Inciso tercero

373.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 374.- de la Honorable Senadora señora Allende, 375.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 376.- del Honorable Senador señor Guillier, 377.- del Honorable Senador señor Ossandón y 378.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir el vocablo “suministro” por “servicio”.

Artículo 83

Inciso segundo

379.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 380.- de la Honorable Senadora señora Allende, 381.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 382.- del Honorable Senador señor Guillier, 383.- del Honorable Senador señor Ossandón y 384.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar a continuación de la expresión “energía,” la locución “políticas medio ambientales que tengan incidencia”.

Artículo 84

Inciso segundo

385.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 386.- de la Honorable Senadora señora Allende, 387.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 388.- del Honorable Senador señor Guillier, 389.- del Honorable Senador señor Ossandón y 390.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar la siguiente oración final: “El proceso de participación se someterá a lo establecido en el reglamento, debiendo considerar instancias de consulta pública a través de medios accesibles.”.

Artículo 85

Inciso primero

391.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 392.- de la Honorable Senadora señora Allende, 393.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 394.- del Honorable Senador señor Guillier, 395.- del Honorable Senador señor Ossandón y 396.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar su epígrafe por el siguiente: “Definición de Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica”.

397.- Del Honorable Senador señor Girardi, para reemplazar la locución “polos de desarrollo” por la siguiente: “recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables, especialmente no convencionales”.

398.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 399.- de la Honorable Senadora señora Allende, 400.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 401.- del Honorable Senador señor Guillier, 402.- del Honorable Senador señor Ossandón y 403.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la palabra “generación” la siguiente locución: “eléctrica, en adelante polos de desarrollo”.

Inciso segundo

404.- Del Honorable Senador señor Girardi, para suprimirlo.

405.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 406.- de la Honorable Senadora señora Allende, 407.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 408.- del Honorable Senador señor Guillier, 409.- del Honorable Senador señor Ossandón y 410.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el que sigue:

“Se entenderá por polos de desarrollo a aquellas zonas territorialmente identificables en el país, ubicadas en las regiones en las que se emplaza el Sistema Eléctrico Nacional, donde existen recursos para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables, cuyo aprovechamiento, utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público por ser eficiente económicamente para el suministro eléctrico, debiendo cumplir con la legislación ambiental y de ordenamiento territorial. La identificación de las referidas zonas tendrá en consideración el cumplimiento de la obligación establecida en el artículo 150º bis, esto es, que una cantidad de energía equivalente al 20% de los retiros totales afectos en cada año calendario, haya sido inyectada al sistema eléctrico por medios de generación renovables no convencionales.”.

411.- Del Honorable Senador señor De Urresti, para sustituirlo por el siguiente:

“Se entenderá por polos de desarrollo aquellas zonas geográficas en las regiones en las que se emplazan los sistemas eléctricos interconectados, donde existen recursos o condiciones de alto potencial para la producción de energía eléctrica proveniente de energías renovables, y al menos, en un 50% de energías renovables no convencionales, cuyo aprovechamiento utilizando un único sistema de transmisión, resulta de interés público, es eficiente económicamente para el suministro eléctrico y cumple con la legislación ambiental y de ordenamiento territorial regional y local, incluyendo la consulta indígena establecida en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo. Previa la determinación por parte del Ministerio de dichos polos de desarrollo, estos, con su respectiva fundamentación serán sometidos a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del Título II de la ley N° 19.300 sobre Bases Generales del Medio Ambiente.”.

412.- De los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para agregar a continuación de la palabra país la siguiente frase: “ubicadas en las regiones donde se emplaza el Sistema Eléctrico Interconectado”.

413.- De la Honorable Senadora señora Muñoz, para reemplazar la palabra “veinte” por “cincuenta”.

414.- De la Honorable Senadora señora Muñoz, para agregar después del vocablo “convencionales” la locución “solar, eólica, geotérmica e hidroelectricidad, en este último caso cuya generación no supere los 20 MW”.

415.- De la Honorable Senadora señora Muñoz, para sustituir la frase “es coherente con la conservación del patrimonio ambiental y la preservación de la naturaleza” por “y cumple con la legislación ambiental y de ordenamiento territorial regional y local, incluyendo la consulta indígena establecida en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo”.

o o o o o

416.- Del Honorable Senador señor De Urresti, para intercalar después del inciso segundo el siguiente, nuevo:

“Todo polo de desarrollo deberá contar con la aprobación del o los Consejos Municipales de cada una de las comunas donde se ubique, y del Consejo Regional de la región donde se proponga un polo de desarrollo.”.

o o o o o

417.- De los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para agregar a continuación del inciso segundo los siguientes:

“La determinación de los polos de desarrollo estará sujeta a los siguientes requisitos: i) el polo de desarrollo deberá estar compuesto por al menos cinco unidades de generación eléctrica distintas, ii) el titular, la empresa relacionada o las filiales no pueden ser dueños de más del 50% de la potencia instalada del polo de desarrollo, y iii) al menos un setenta por ciento de la electricidad producida en el polo de desarrollo debe provenir de energías renovables no convencionales.

Existen de tres tipos de polos de desarrollo, de acuerdo a su potencia instalada: i) polos de desarrollo menores: hasta 100 MW de potencia instalada, ii) polos de desarrollo medianos: mayores a 100 MW y menores de 1.000 MW de potencia instalada, y iii) polos de desarrollo mayores: con una potencia instalada mayor a 1.000 MW.

Todo polo de desarrollo deberá contar con la aprobación del o los Consejos Municipales de cada una de las comunas donde se ubique, y del Consejo Regional de cada una de las regiones donde se quiera definir un polo de desarrollo. Además, y tratándose de polos de desarrollo de generación hidroeléctrica, estos deberán estar sometidos a un ordenamiento territorial vinculante, zonificación del borde costero, o manejo integrado de cuencas. Cumplido los requisitos anteriores, el polo de desarrollo deberá ser sometido al procedimiento de evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del Título II de la ley N° 19.300 sobre bases generales del medio ambiente.”.

o o o o o

Inciso tercero

418.- Del Honorable Senador señor De Urresti, y 419.- de la Honorable Senadora señora Muñoz, para suprimirlo.

420.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 421.- de la Honorable Senadora señora Allende, 422.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 423.- del Honorable Senador señor Guillier, 424.- del Honorable Senador señor Ossandón y 425.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por los dos siguientes:

“En la identificación de las áreas donde pueden existir polos de desarrollo de generación, el Ministerio deberá elaborar un Informe Técnico que especifique una o más zonas que pudiesen cumplir lo señalado en el inciso anterior, distinguiendo cada tipo de fuente de generación. El proceso de elaboración del referido informe será sometido a evaluación ambiental estratégica, conforme a lo establecido en el párrafo 1° bis del Título II de la ley N° 19.300, sobre Bases Generales del Medio Ambiente.

El reglamento establecerá los criterios y aspectos metodológicos a ser considerados en la identificación de los polos de desarrollo.”.

o o o o o

426.- De la Honorable Senadora señora Muñoz, para consultar un inciso final, nuevo, del tenor que sigue:

“Cada polo de desarrollo deberá ser sometido a evaluación ambiental estratégica y contar con la aprobación del o los concejos municipales y del consejo regional, de los territorios donde se emplacen.”.

o o o o o

Artículo 87

Inciso primero

427.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 428.- de la Honorable Senadora señora Allende, 429.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 430.- del Honorable Senador señor Guillier, 431.- del Honorable Senador señor Ossandón y 432.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la coma (,) que sigue a la palabra “zonal” por la conjunción “y”.

433.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 434.- de la Honorable Senadora señora Allende, 435.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 436.- del Honorable Senador señor Guillier, 437.- del Honorable Senador señor Ossandón y 438.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la expresión “y de interconexión internacional” por “, o necesarias para entregar dicho suministro”.

Inciso segundo

o o o o o

439.- Del Honorable Senador señor De Urresti, 440.- del Honorable Senador señor Quinteros, y 441.- de los Honorables Senadores señores Tuma, De Urresti y Quinteros, para incorporar un nuevo literal, del siguiente tenor:

“…) La evaluación de eventuales efectos que las obras de expansión pudiesen ocasionar sobre las comunidades locales e indígenas. Dicha evaluación contemplará los procedimientos de participación y generación de acuerdos según lo contemplado en el artículo 93° de la presente ley.”.

o o o o o

Inciso tercero

442.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 443.- de la Honorable Senadora señora Allende, 444.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 445.- del Honorable Senador señor Guillier, 446.- del Honorable Senador señor Ossandón y 447.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar la siguiente oración final: “El reglamento establecerá los criterios y aspectos metodológicos a ser considerados en la determinación de las holguras o redundancias de capacidad de transporte.”.

o o o o o

448.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 449.- de la Honorable Senadora señora Allende, 450.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 451.- del Honorable Senador señor Guillier, 452.- del Honorable Senador señor Ossandón y 453.- del Honorable Senador señor Pizarro, para introducir un inciso final, del tenor que se señala:

“Asimismo, la planificación podrá considerar la expansión de instalaciones pertenecientes a los sistemas de transmisión dedicada para la conexión de las obras de expansión, en tanto permita dar cumplimiento con los objetivos señalados en el presente artículo. Estas expansiones no podrán degradar el desempeño de las instalaciones dedicadas existentes y deberán considerar los costos asociados y/o los eventuales daños producidos por la intervención de dichas instalaciones para el titular de las mismas. Las discrepancias que se produzcan respecto de estas materias podrán ser presentadas al Panel de Expertos en la oportunidad y de conformidad al procedimiento establecido en el artículo 91°. Las instalaciones dedicadas existentes que sean intervenidas con obras de expansión nacional, zonal o para polo de desarrollo, según corresponda, cambiarán su calificación y pasarán a integrar uno de dichos segmentos a partir de la publicación en el Diario Oficial de los decretos a que hace referencia el artículo 92°.”.

o o o o o

Artículo 88

Inciso primero

454.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 455.- de la Honorable Senadora señora Allende, 456.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 457.- del Honorable Senador señor Guillier, 458.- del Honorable Senador señor Ossandón, 459.- del Honorable Senador señor Pizarro, y 460.- de los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para suprimir la oración final.

Inciso tercero

Letra b)

461.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 462.- de la Honorable Senadora señora Allende, 463.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 464.- del Honorable Senador señor Guillier, 465.- del Honorable Senador señor Ossandón y 466.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la expresión “de su capacidad” la frase “, caucionando su materialización futura según lo establezca el reglamento”.

Letra c)

467.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 468.- de la Honorable Senadora señora Allende, 469.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 470.- del Honorable Senador señor Guillier, 471.- del Honorable Senador señor Ossandón, 472.- del Honorable Senador señor Pizarro, y 473.- de los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para suprimirla.

Artículo 89

o o o o o

474.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 475.- de la Honorable Senadora señora Allende, 476.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 477.- del Honorable Senador señor Guillier, 478.- del Honorable Senador señor Ossandón y 479.- del Honorable Senador señor Pizarro, para incorporar el siguiente inciso final:

“La Comisión deberá definir las posiciones de paño en subestaciones, sean éstas nuevas o existentes, de uso exclusivo para la conexión de sistemas de transmisión nacional, zonal y para polos de desarrollo.”.

o o o o o

Artículo 92

Inciso primero

480.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 481.- de la Honorable Senadora señora Allende, 482.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 483.- del Honorable Senador señor Guillier, 484.- del Honorable Senador señor Ossandón y 485.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la palabra “decreto” la voz “exento”.

Inciso tercero

486.- De la Honorable Senadora señora Van Rysselberghe, para agregar la siguiente oración final: “Las obras nuevas que requieran de un franja preliminar, tendrán el carácter de imprescindibles y serán de interés nacional para los efectos de la ley N° 20.283.”.

Inciso cuarto

487.- Del Honorable Senador señor De Urresti, 488.- de la Honorable Senadora señora Muñoz, y 489.- De los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para eliminarlo.

Inciso quinto

490.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 491.- de la Honorable Senadora señora Allende, 492.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 493.- del Honorable Senador señor Guillier, 494.- del Honorable Senador señor Ossandón y 495.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la expresión “proyectos de expansión” por “obras menores en los sistemas de transmisión”.

Artículo 93

Inciso segundo

496.- Del Honorable Senador señor Girardi, para reemplazarlo por el siguiente:

“El estudio preliminar de franja y su respectiva Evaluación Ambiental Estratégica deberá tener en especial consideración, respecto de las alternativas que pondere, la existencia de territorios que se encuentren bajo protección oficial o de otras leyes, de población o comunidades locales o indígenas potencialmente afectadas y los criterios y patrones de sustentabilidad por donde pudieren pasar las franjas, a efectos de la aplicación de la normativa nacional e internacional ambiental e indígena que resultare aplicable.”.

497.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 498.- de la Honorable Senadora señora Allende, 499.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 500.- del Honorable Senador señor Guillier, 501.- del Honorable Senador señor Ossandón y 502.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la segunda y tercera oración, desde la expresión “El Estudio” hasta “dichos estudios”, por la siguiente: “El estudio preliminar de franja deberá someterse en la etapa más temprana posible al proceso de Consulta o Participación Indígena contemplado en el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo, cuando el convenio así lo determine.”.

Inciso séptimo

503.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 504.- de la Honorable Senadora señora Allende, 505.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 506.- del Honorable Senador señor Guillier, 507.- del Honorable Senador señor Ossandón y 508.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la palabra “designe” la siguiente frase: “, conforme al procedimiento establecido en el artículo 67° de la presente ley”.

509.- Del Honorable Senador señor De Urresti, 510.- de la Honorable Senadora señora Muñoz, y 511.- de los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para agregar a continuación de la voz “designe” el siguiente texto: “, previa solicitud y obtención de la concesión eléctrica provisional, según los procedimientos que establece esta ley en lo referido a concesiones eléctricas, y previo pago del valor fijado por la comisión tasadora, según sea el caso”.

512.- Del Honorable Senador señor Girardi, para agregar después de la palabra “designe” lo siguiente: “, previa autorización, permiso o concesión, según corresponda, en conformidad a la ley”.

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513.- Del Honorable Senador señor De Urresti, 514.- del Honorable Senador señor Quinteros, y 515.- de los Honorables Senadores señores Tuma, De Urresti y Quinteros, para consultar los siguientes incisos, nuevos:

“A su vez, el proceso de determinación de franja deberá contemplar siempre, tanto para el proceso de evaluación ambiental estratégica como para la consulta indígena, la obtención del consentimiento previo e informado de las comunidades locales e indígenas afectadas directa o indirectamente por el proyecto, el que se expresará a través del establecimiento de acuerdos que deberán consignarse mediante escritura pública.

Dichos acuerdos deben surgir de un proceso de diálogo y negociación en el que se identificarán los posibles efectos que pudiesen ocasionar los proyectos sobre las comunidades y las medidas de mitigación, compensación, así como la participación equitativa en los beneficios. El mencionado acuerdo formará parte del decreto a que refiere el presente artículo.

El proceso contemplará una metodología que garantice la participación de las comunidades locales e indígenas con el adecuado conocimiento, formación, pertinencia cultural e información completa. Dicho proceso respetará las formas propias de deliberación y decisión de las comunidades indígenas y el diálogo con dichas comunidades se realizará a través de sus representantes.

El procedimiento contemplado en el inciso anterior se aplicará a todas las obras de mejoramiento, ampliación o conservación del sistema.

El incumplimiento de las condiciones del proceso, señaladas en los incisos precedentes, de manera previa a la dictación del decreto a que se refiere este artículo, será causal de nulidad del decreto respectivo.

El incumplimiento de las condiciones de los acuerdos obtenidos en los procesos de evaluación estratégica y consulta indígena producirá la caducidad del permiso correspondiente al decreto.

Las controversias que surjan en el proceso de acuerdo y su implementación serán de competencia de los tribunales nacionales.”.

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Artículo 95

Inciso segundo

516.- De la Honorable Senadora señora Muñoz, para agregar la siguiente oración final: “Las bases considerarán siempre la recuperación para el Estado de la titularidad de las servidumbres e instalaciones, una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión correspondiente.”.

Artículo 96

Inciso segundo

517.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 518.- de la Honorable Senadora señora Allende, 519.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 520.- del Honorable Senador señor Guillier, 521.- del Honorable Senador señor Ossandón y 522.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la expresión “A.V.I.+C.O.M.A.” por “V.A.T.T.”.

Artículo 97

Inciso tercero

523.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 524.- de la Honorable Senadora señora Allende, 525.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 526.- del Honorable Senador señor Guillier, 527.- del Honorable Senador señor Ossandón y 528.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir la frase “, y para el cual se solicitará la concesión eléctrica definitiva”.

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529.- Del Honorable Senador señor De Urresti, 530.- de la Honorable Senadora señora Muñoz, y 531.- de los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para consultar un inciso final del tenor que se señala:

“Sin perjuicio de los derechos y adjudicaciones que establece la presente ley, una vez transcurrido el plazo de amortización de la inversión correspondiente, el Estado consolidará la propiedad y titularidad tanto del trazado como de la infraestructura cuya construcción y operación fue licitada y adjudicada.”.

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Artículo 99

Inciso segundo

532.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 533.- de la Honorable Senadora señora Allende, 534.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 535.- del Honorable Senador señor Guillier, 536.- del Honorable Senador señor Ossandón y 537.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar a continuación del vocablo “tarifarios” la frase “a partir de su entrada en operación”.

538.- Del Honorable Senador señor De Urresti, y 539.- de los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para agregar la siguiente oración final: “Una vez transcurridos los cinco periodos tarifarios referidos en este artículo, durante el proceso de actualización y valorización de las instalaciones, no podrá volver a incluirse el componente inversión en dicha valorización.”.

Inciso cuarto

540.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 541.- de la Honorable Senadora señora Allende, 542.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 543.- del Honorable Senador señor Guillier, 544.- del Honorable Senador señor Ossandón y 545.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirlo por el siguiente:

“Por su parte, el propietario de la obra de ampliación recibirá como remuneración de dicha obra el V.A.T.T., compuesto por el A.V.I. más el C.O.M.A. correspondiente, y considerando los ajustes por efectos de impuestos a la renta, de conformidad a la metodología que establezca el reglamento. El A.V.I. será determinado considerando el V.I. adjudicado y la tasa de descuento correspondiente utilizada en el estudio de valorización vigente al momento de la adjudicación. El A.V.I. resultante le corresponderá al propietario por cinco períodos tarifarios a partir de la entrada en operación de la obra de ampliación respectiva, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente, a que se hace referencia en el capítulo IV del presente Título.”.

546.- De la Honorable Senadora señora Muñoz, para reemplazar la frase “las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el proceso de tarificación de la transmisión correspondiente, a que se hace referencia en el capítulo IV del presente Título” por “sólo se remunerará el C.O.M.A.”.

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547.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 548.- de la Honorable Senadora señora Allende, 549.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 550.- del Honorable Senador señor Guillier, 551.- del Honorable Senador señor Ossandón y 552.- del Honorable Senador señor Pizarro, para un artículo 99 bis del siguiente tenor:

“Artículo 99° bis. De la expansión, desarrollo, remuneración y pago de los sistemas de interconexión internacional. El Ministerio de Energía podrá disponer que la Comisión elabore una propuesta de expansión de interconexión internacional de servicio público conforme a los lineamientos establecidos por la política energética nacional o en acuerdos, tratados, protocolos internacionales u otros instrumentos internacionales, según corresponda. Esta propuesta deberá cumplir con los objetivos establecidos en los artículos 72°-1 y 87° y contener las características técnicas mínimas de la o las obras propuestas, sus plazos constructivos, obras anexas, el mecanismo de licitación y/o ejecución de las mismas, su valorización, entre otros elementos relevantes. Además, deberá acompañar un informe del Coordinador respecto de los impactos de la propuesta de la Comisión. En base a los antecedentes señalados precedentemente, el Ministerio de Energía, mediante decreto supremo expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, podrá disponer la ejecución de las obras de expansión de interconexión internacional de servicio público, y las demás materias señaladas en la propuesta de la Comisión que sean necesarias para su materialización.

El V.A.T.T. de la proporción que corresponda de las expansiones señaladas precedentemente constituirá la remuneración de las obras respectivas y se aplicará durante veinte años desde su entrada en operación, transcurridos los cuales estas instalaciones deberán ser valorizadas en el proceso de tarificación señalado en los artículos 102° y siguientes, salvo que un acuerdo, tratado o protocolo internacional aplicables a dicha interconexión internacional establezcan normas especiales distintas. El pago de esta remuneración será de cargo de los clientes finales y deberá ser incluido en el cargo a que hace referencia el inciso tercero del artículo 115°. Sin perjuicio de lo anterior, cuando estas instalaciones sean usadas para la exportación de energía, el o los suministradores responsables de dicha exportación, deberán pagar a los propietarios de dichas instalaciones el monto correspondiente a la proporción de uso de éstas para efectos de la exportación, la cual se calculará sobre el V.A.T.T. de la respectiva instalación conforme a lo dispuesto en el reglamento. Dicho monto deberá ser descontado del cargo señalado precedentemente.

Por otra parte, toda ejecución de un proyecto de interconexión internacional de interés privado nuevo o que corresponda a la ampliación de uno ya existente, deberá previamente ser autorizada por el Ministerio de Energía, mediante decreto supremo expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, previo informe técnico de la Comisión y del Coordinador que den cuenta que no se afectan los objetivos establecidos en los artículos 87° y 72°-1, respectivamente. Para tales efectos, el promotor deberá acompañar junto a su solicitud de autorización, un informe que contenga la descripción del proyecto y su uso para el intercambio internacional de energía, sus plazos constructivos y sus características técnicas y económicas. En el caso que el proyecto presentado cumpla con las características para ser calificado como de interconexión internacional de servicio público, de acuerdo a lo señalado en el inciso segundo del artículo 78°, el Ministerio podrá calificarlo como tal conjuntamente con la autorización respectiva.

Asimismo, toda instalación de interconexión internacional de interés privado existente, a solicitud de su propietario, podrá ser calificada por el Ministerio como de servicio público, si se verifican a su respecto el cumplimiento de las características señaladas en el inciso segundo del artículo 78°.”.

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Artículo 100

Inciso primero

553.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 554.- de la Honorable Senadora señora Allende, 555.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 556.- del Honorable Senador señor Guillier, 557.- del Honorable Senador señor Ossandón y 558.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la expresión “al efecto” la frase “, en consistencia con las consideraciones a que hace referencia el artículo 87°”.

Artículo 102

Inciso primero

559.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 560.- de la Honorable Senadora señora Allende, 561.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 562.- del Honorable Senador señor Guillier, 563.- del Honorable Senador señor Ossandón y 564.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar, a continuación de la expresión “valorización” la frase “de las instalaciones” y para suprimir la expresión final “de las instalaciones”.

Inciso segundo

565.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 566.- de la Honorable Senadora señora Allende, 567.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 568.- del Honorable Senador señor Guillier, 569.- del Honorable Senador señor Ossandón y 570.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Las empresas eléctricas que interconecten sus instalaciones de transmisión al sistema eléctrico sin que estas formen parte de la planificación de que trata el artículo 87°, serán consideradas como obras existentes para efectos de su valorización, siempre y cuando la ejecución de estas obras haya sido autorizada previa y excepcionalmente por la Comisión, previo informe fundado que justifique la necesidad y urgencia de la obra y su exclusión del proceso de planificación de la transmisión, aprobado por el Coordinador, de acuerdo a lo que señale el reglamento. Estas instalaciones serán adscritas transitoriamente por la Comisión a uno de los segmentos señalados en el artículo 73° hasta la siguiente calificación cuatrienal a que hace referencia el artículo 100°, conforme lo establezca el reglamento.”.

Artículo 103

Inciso primero

571.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 572.- de la Honorable Senadora señora Allende, 573.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 574.- del Honorable Senador señor Guillier, 575.- del Honorable Senador señor Ossandón y 576.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar a continuación de la frase ““valor anual de la transmisión por tramo”” la expresión “o “V.A.T.T.”,”.

577.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 578.- de la Honorable Senadora señora Allende, 579.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 580.- del Honorable Senador señor Guillier, 581.- del Honorable Senador señor Ossandón y 582.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la expresión “en adelante "COMA"” por “o C.O.M.A.”.

583.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 584.- de la Honorable Senadora señora Allende, 585.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 586.- del Honorable Senador señor Guillier, 587.- del Honorable Senador señor Ossandón y 588.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir la locución “y depreciación correspondiente”.

Inciso quinto

589.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 590.- de la Honorable Senadora señora Allende, 591.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 592.- del Honorable Senador señor Guillier, 593.- del Honorable Senador señor Ossandón y 594.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir las últimas dos oraciones que van desde la palabra “Para” hasta “Expertos”.

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595.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 596.- de la Honorable Senadora señora Allende, 597.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 598.- del Honorable Senador señor Guillier, 599.- del Honorable Senador señor Ossandón y 600.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar como inciso sexto, nuevo, el que sigue:

“Para efectos del cálculo del V.I., la Comisión deberá utilizar los registros a que se refieren las letras a) y j) del artículo 72°-8.”.

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Inciso séptimo

601.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 602.- de la Honorable Senadora señora Allende, 603.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 604.- del Honorable Senador señor Guillier, 605.- del Honorable Senador señor Ossandón y 606.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir la frase “la fecha de entrada en operación de la instalación y”.

607.- De los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para agregar la siguiente oración final: “La vida útil será determinada por la regulación vigente del Servicio de Impuestos Internos sobre la materia.”.

Artículo 104

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608.- De los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para anteponer como inciso primero el siguiente:

“Artículo 104.- La vida útil para efectos de determinar la anualidad del valor de inversión indicada en el artículo precedente será determinada por el Servicio de Impuestos Internos (SII), teniendo presente los efectos de depreciación a aplicar a estos activos en los procesos de tarificación de las instalaciones. En el caso que existan instalaciones no incluidas en la lista de vida útil de los bienes físicos del SII, la Comisión solicitará a dicho servicio la determinación de la vida útil de dichos activos. Durante el periodo que transcurra hasta conocer la determinación de la vida útil por parte del SII, la Comisión lo determinará en forma provisoria, lo que deberá ser publicado en su sitio web.”.

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Inciso primero

609.- De los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para reemplazar la locución “La vida útil” por la siguiente: “En los casos no determinados por el Servicio de Impuestos Internos, la vida útil”.

Artículo 107

Inciso segundo

Letra b)

610.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 611.- de la Honorable Senadora señora Allende, 612.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 613.- del Honorable Senador señor Guillier, 614.- del Honorable Senador señor Ossandón y 615.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarla por la siguiente:

“b) Criterios para considerar economías de escala;”.

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616.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 617.- de la Honorable Senadora señora Allende, 618.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 619.- del Honorable Senador señor Guillier, 620.- del Honorable Senador señor Ossandón y 621.- del Honorable Senador señor Pizarro, para introducir un inciso tercero, nuevo, del siguiente tenor:

“Asimismo, las bases técnicas preliminares podrán contener los criterios para considerar economías de ámbito en aquellas empresas que prestan el servicio de transmisión, en caso de verificarse que la estructura particular de dichas empresas, o de sus relacionadas de acuerdo a lo dispuesto en la ley N° 18.045, aprovecha sinergias o ahorros de costos en la prestación conjunta del servicio de transmisión y de otros servicios, sean estos últimos sujetos o no a regulación de precios.”.

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Artículo 108

Inciso segundo

622.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 623.- de la Honorable Senadora señora Allende, 624.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 625.- del Honorable Senador señor Guillier, 626.- del Honorable Senador señor Ossandón y 627.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir la frase “un representante del segmento de generación,” y la frase “uno del segmento de distribución,”.

628.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 629.- de la Honorable Senadora señora Allende, 630.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 631.- del Honorable Senador señor Guillier, 632.- del Honorable Senador señor Ossandón y 633.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la frase “un representante de los clientes libres” por “dos representantes de los clientes libres”.

Artículo 110

Inciso primero

634.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 635.- de la Honorable Senadora señora Allende, 636.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 637.- del Honorable Senador señor Guillier, 638.- del Honorable Senador señor Ossandón y 639.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirlo por el siguiente:

“Artículo 110.- Los resultados del o los estudios de valorización deberán especificar y distinguir para las instalaciones calificadas como de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo y dedicadas utilizadas por parte de los usuarios sometidos a regulación de precios, a lo menos, lo siguiente:

a) El V.I., A.V.I., C.O.M.A y V.A.T.T por tramo;

b) La determinación de las correspondientes fórmulas de indexación y su forma de aplicación para los valores indicados anteriormente, durante el período de cuatro años.”.

Artículo 113

Inciso segundo

640.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 641.- de la Honorable Senadora señora Allende, 642.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 643.- del Honorable Senador señor Guillier, 644.- del Honorable Senador señor Ossandón y 645.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“No obstante lo señalado en el inciso anterior, las diferencias que se produzcan entre lo efectivamente facturado y lo que corresponda acorde a los valores que en definitiva se establezcan, por todo el período transcurrido entre el día de terminación del cuatrienio a que se refiere el artículo anterior y la fecha de publicación del nuevo decreto, deberán ser abonadas o cargadas a los usuarios del sistema de transmisión con ocasión del cálculo semestral a que hace referencia el artículo 115°conforme a las condiciones que establezca el reglamento.”.

Inciso tercero

646.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 647.- de la Honorable Senadora señora Allende, 648.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 649.- del Honorable Senador señor Guillier, 650.- del Honorable Senador señor Ossandón y 651.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la frase “Las reliquidaciones que sean procedentes” por “Dichas diferencias”.

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652.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 653.- de la Honorable Senadora señora Allende, 654.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 655.- del Honorable Senador señor Guillier, 656.- del Honorable Senador señor Ossandón y 657.- del Honorable Senador señor Pizarro, para consultar un artículo 114 bis del siguiente tenor:

“Artículo 114° bis.- Reasignación de ingresos tarifarios por retraso o indisponibilidad en entrada en operación de instalaciones de transmisión. En caso que se produzcan ingresos tarifarios reales por tramo en los sistemas de transmisión que superen los niveles normales referenciales que defina el reglamento y que se originen por un retraso en la entrada en operación de obras de expansión de instalaciones de transmisión respecto de las fechas establecidas en los decretos de expansión respectivos o por la indisponibilidad producida en instalaciones de transmisión nacional o zonal durante el primer año de operación, el Coordinador deberá efectuar una reasignación de la componente de ingresos tarifarios que corresponda.

Para estos efectos, una vez verificada alguna de las situaciones de retraso y/o indisponibilidad señaladas en el inciso precedente, el Coordinador deberá:

i) Identificar las instalaciones de transmisión que presenten ingresos tarifarios en niveles superiores a los niveles referenciales debido a la ocurrencia de una de las situaciones señaladas.

ii) Cuantificar y diferenciar los montos atribuibles a operación normal respecto de los verificados en la operación real, distinguiendo la componente del ingreso tarifario real asignable al peaje de transmisión y la componente asignable a congestión. La componente del ingreso tarifario asignable al peaje de transmisión corresponderá al nivel normal referencial de éste.

iii) Asignar los montos de la componente de congestión a las empresas generadoras que hayan realizado retiros de energía destinados a usuarios finales y/o inyecciones, en tanto se hayan visto afectadas negativamente en sus balances de transferencias de energía a raíz de las situaciones producidas, en la proporción que corresponda a dicha afectación.

La metodología y los criterios a considerar para definir los niveles normales referenciales de ingresos tarifarios, así como todas las demás consideraciones para la correcta aplicación de lo señalado en el presente artículo, serán establecidos en el reglamento.”.

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Artículo 115

Inciso primero

Letra b)

658.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 659.- de la Honorable Senadora señora Allende, 660.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 661.- del Honorable Senador señor Guillier, 662.- del Honorable Senador señor Ossandón y 663.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la expresión “la transmisión por tramo” por “los tramos correspondientes”.

Inciso tercero

664.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 665.- de la Honorable Senadora señora Allende, 666.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 667.- del Honorable Senador señor Guillier, 668.- del Honorable Senador señor Ossandón y 669.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el que sigue:

“Las boletas o facturas a usuarios libres o regulados extendidas por sus respectivos suministradores, sean éstas empresas concesionarias de servicio público de distribución o generadoras, deberán agrupar los cobros por concepto de transmisión nacional, zonal, para polos de desarrollo, de instalaciones de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sometidos a regulación de precios, en un cargo único, en la forma y periodicidad que determine el reglamento.”.

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670.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 671.- de la Honorable Senadora señora Allende, 672.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 673.- del Honorable Senador señor Guillier, 674.- del Honorable Senador señor Ossandón y 675.- del Honorable Senador señor Pizarro, para incorporar el siguiente inciso final, nuevo:

“Los montos facturados por los respectivos suministradores en virtud de lo dispuesto en el presente artículo, deberán ser traspasados a las empresas transmisoras que correspondan de acuerdo a las prorratas que determine el Coordinador en conformidad a lo establecido en el reglamento.”.

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Artículo 116

Inciso primero

676.- Del Honorable Senador señor De Urresti, 677.- de la Honorable Senadora señora Muñoz, y 678.- de los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para reemplazar el texto que señala “se entenderá como proporción no utilizada aquella resultante de la diferencia entre uno y el cociente entre la suma de la capacidad instalada de generación, respecto de la totalidad de la capacidad instalada de transmisión”, por el que sigue: “se deberá acreditar la construcción y entrada en operaciones de al menos 50% de la capacidad de generación total proyectada para el polo de desarrollo; y se entenderá como proporción no utilizada aquella resultante de la resta entre la capacidad en construcción e instalada de generación y la capacidad total de generación proyectada para dicho polo de desarrollo, respecto de la cual se calculó la capacidad instalada total de transmisión”.

Inciso segundo

679.- Del Honorable Senador señor De Urresti, y 680.- de la Honorable Senadora señora Muñoz, para sustituirlo por el siguiente:

“Si transcurridos tres periodos tarifarios no se ha utilizado la capacidad total de transporte prevista, sólo se considerará la capacidad de la generación existente, para su valorización y remuneración.”.

681.- De los Honorables Senadores señor Horvath y señora Pérez San Martín, para reemplazarlo por el que sigue:

“Si transcurrido los cinco periodos tarifarios a que hace referencia el artículo 99° no se ha utilizado la capacidad total de transporte prevista, sólo se considerará la capacidad de la generación existente, para su valorización y remuneración.”.

Inciso tercero

682.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 683.- de la Honorable Senadora señora Allende, 684.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 685.- del Honorable Senador señor Guillier, 686.- del Honorable Senador señor Ossandón y 687.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la palabra “tramos” el vocablo “correspondientes”.

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688.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 689.- de la Honorable Senadora señora Allende, 690.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 691.- del Honorable Senador señor Guillier, 692.- del Honorable Senador señor Ossandón y 693.- del Honorable Senador señor Pizarro, para consultar como inciso cuarto, nuevo, el siguiente:

“El pago de los sistemas de transmisión para polos de desarrollo de cargo de las centrales generadoras conectadas a éstos, se determinará a prorrata de la capacidad instalada de generación y su ubicación, de acuerdo a lo que determine el reglamento.”.

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Artículo 117

Encabezamiento

694.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 695.- de la Honorable Senadora señora Allende, 696.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 697.- del Honorable Senador señor Guillier, 698.- del Honorable Senador señor Ossandón y 699.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar en el encabezamiento la palabra “percibidos” por “facturados” y para agregar a continuación de la expresión “cada sistema de” la palabra “transmisión”.

Letras a) y b)

700.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 701.- de la Honorable Senadora señora Allende, 702.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 703.- del Honorable Senador señor Guillier, 704.- del Honorable Senador señor Ossandón y 705.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlas por la siguiente letra a):

“a) La recaudación mensual total de cada segmento y sistema, se pagará a prorrata del V.A.T.T. de las instalaciones resultante del o los estudios de valorización, conforme las fórmulas de indexación de los mismos. Para polos de desarrollo y transmisión dedicada utilizada por usuarios sometidos a regulación de precios, dicha repartición se hará sobre el V.A.T.T. asignado a la demanda correspondiente.”.

Letra c)

706.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 707.- de la Honorable Senadora señora Allende, 708.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 709.- del Honorable Senador señor Guillier, 710.- del Honorable Senador señor Ossandón y 711.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la expresión “transmisión por tramo” la frase “de conformidad a lo señalado en la letra a) precedente”.

Número 6)

Letra a)

712.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 713.- de la Honorable Senadora señora Allende, 714.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 715.- del Honorable Senador señor Guillier, 716.- del Honorable Senador señor Ossandón y 717.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar, a continuación del guarismo “118°”, la frase “al momento del acuerdo”.

o o o o o

718.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 719.- de la Honorable Senadora señora Allende, 720.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 721.- del Honorable Senador señor Guillier, 722.- del Honorable Senador señor Ossandón y 723.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar como número 7), el siguiente, nuevo:

“7) Incorpórase en el artículo 133° el siguiente inciso final, nuevo:

“Para ello, las empresas distribuidoras deberán contar con el equipamiento de medida necesario que permita el registro continuo de la energía a facturar, en cada punto de ingreso a su sistema de distribución, y su comunicación instantánea al Coordinador, de acuerdo a las especificaciones que establezca el reglamento y la normativa técnica.”.”.

o o o o o

724.- Del Honorable Senador señor Girardi, para incorporar un numeral nuevo, del siguiente tenor:

“…) Reemplázase el artículo 137 por el siguiente:

“Artículo 137°.- La operación de las instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, deberá coordinarse con el fin de:

1.- Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico;

2.- Garantizar la operación menos contaminante entre las más económicas para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico, y

3.- Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión nacional y de subtransmisión, en conformidad a esta ley.”.”.

o o o o o

Número 10)

725.- Del Honorable Senador señor Girardi, para reemplazarlo por el siguiente:

“10) Suprímese el artículo 138.”.

o o o o o

726.- Del Honorable Senador señor Girardi, para consultar el siguiente nuevo numeral:

“…) Suprímese en el inciso cuarto del artículo 149 bis la frase “La capacidad instalada por cliente o usuario final no podrá superar los 100 kilowatts.”.”.

o o o o o

Número 16)

Letra a)

o o o o o

727.- Del Honorable Senador señor Girardi, para reemplazar en el inciso primero el guarismo “20%” por “40%”.

o o o o o

728.- Del Honorable Senador señor Girardi, para incorporar un nuevo literal del siguiente tenor:

“…) Reemplázanse, en el inciso cuarto, los guarismos “0,4” por “1” y “0,6” por “2”.

o o o o o

729.- Del Honorable Senador señor Girardi, para consultar el siguiente literal:

“…) Derógase el inciso quinto.”.

o o o o o

730.- Del Honorable Senador señor Girardi, para agregar un numeral nuevo del tenor que se señala:

“…) Reemplázase el inciso segundo del artículo 152 bis por el siguiente:

“Asimismo, los concesionarios de servicio público de distribución que operan en sistemas eléctricos de más de 1.500 kilowatts de capacidad instalada en generación, tendrán siempre derecho a obtener con la tarifa fijada, la financiación de los costos a que se refiere el artículo 182°.”.”.

o o o o o

731.- Del Honorable Senador señor Girardi, para introducir el siguiente numeral nuevo:

“…) Modifícase el inciso primero del artículo 153 de la siguiente manera:

a) Incorpórase a continuación de la frase “artículo anterior” lo siguiente: “o los consumidores finales”.

b) Agrégase al final del inciso, reemplazando su punto aparte por una coma, la siguiente frase: “la modificación tarifaria, o ambas según proceda.”.”.

o o o o o

Número 19)

Letra a)

732.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 733.- de la Honorable Senadora señora Allende, 734.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 735.- del Honorable Senador señor Guillier, 736.- del Honorable Senador señor Ossandón y 737.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirla por la siguiente:

“a) Modifícase el inciso primero en el siguiente sentido:

i. Reemplázase la expresión “a nivel de generación-transporte” por “generación”.

ii. Incorpórase a continuación del punto final, que pasa a ser seguido, el siguiente párrafo final:

“El reglamento establecerá el mecanismo de traspaso de dichos precios promedio a los clientes sometidos a regulación de precios, resguardando la debida coherencia entre la facturación de los contratos de suministro en los puntos de compra y los retiros físicos asociados a dichos contratos, y la tarificación de los segmentos de transmisión. Las diferencias que resulten de la aplicación de lo señalado precedentemente deberán incorporarse en los precios traspasables a clientes sometidos a regulación de precios, a través de los correspondientes decretos tarifarios.”.”.

o o o o o

738.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 739.- de la Honorable Senadora señora Allende, 740.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 741.- del Honorable Senador señor Guillier, 742.- del Honorable Senador señor Ossandón y 743.- del Honorable Senador señor Pizarro, para la siguiente letra c), nueva:

“c) Sustitúyese en el inciso final el punto (.) por la siguiente frase:

“, de acuerdo a lo que establezca el Decreto a que hace referencia el artículo 158°.”.”.

o o o o o

744.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 745.- de la Honorable Senadora señora Allende, 746.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 747.- del Honorable Senador señor Guillier, 748.- del Honorable Senador señor Ossandón y 749.- del Honorable Senador señor Pizarro, para introducir los siguientes numerales nuevos:

“21) Modifícase el artículo 158° en el siguiente sentido:

a) Sustitúyese en el inciso primero la oración a continuación del punto seguido, incluyendo sus literales a), b) y c) por la siguiente:

“Dichos decretos tendrán una vigencia semestral y serán dictados en la oportunidad que determine el reglamento.”.

b) Intercálanse los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos:

“Una vez vencido el período de vigencia de los precios promedio, éstos continuarán vigentes mientras no sean fijados los nuevos precios de acuerdo a lo dispuesto en el presente artículo.

Los concesionarios de servicio público de distribución pagarán a sus suministradores los niveles de precios de los contratos respectivos considerados en el decreto semestral vigente a que se refiere el presente artículo.”.

c) Sustitúyese el inciso segundo, que ha pasado a ser cuarto, por el siguiente:

“Los precios asociados a los contratos señalados comenzarán a regir a partir de la fecha en que se inicie el suministro, conforme indique el contrato respectivo, y se aplicarán una vez que se dicte el decreto semestral correspondiente. Sólo en el caso de contratos que inicien su suministro durante el período de vigencia del respectivo decreto y mientras éste no se haya publicado, los concesionarios de servicio público de distribución pagarán a sus suministradores los precios del correspondiente contrato establecidos en el referido decreto que se encuentre dictado.”.

d) Remplázase el actual inciso final, que pasa a ser quinto, por el siguiente:

“Asimismo, los precios que resulten de la indexación de los precios de los contratos entrarán en vigencia a partir de la fecha que origine la indexación y se aplicarán una vez que se dicte el decreto semestral correspondiente.”.

e) Incorpóranse, a continuación del actual inciso final que pasó a ser quinto, el siguiente inciso sexto, nuevo:

“No obstante, la concesionaria de distribución pagará o descontará al suministrador a más tardar hasta el siguiente período semestral, las diferencias de facturación resultantes de la aplicación de los niveles de precios fijados en el respectivo contrato, respecto de aquellos establecidos en el decreto semestral correspondiente. Asimismo, tales diferencias de facturación deberán ser traspasadas a los clientes regulados a través de las tarifas del decreto semestral siguiente, reajustadas de acuerdo al interés corriente vigente a la fecha de dictación de dicho decreto. Lo anterior, en conformidad a lo que se establezca en el reglamento.”.

22) Modifícase el artículo 160° en el siguiente sentido:

a) Modifícase el inciso primero en el siguiente sentido:

i. Intercálase, entre las palabras “nudo” y “definidos”, la expresión “de corto plazo”, y

ii. Elimínase la expresión “en los meses de abril y octubre de cada año”.

b) Incorpórase el siguiente inciso segundo, nuevo:

“Las notificaciones y comunicaciones que se efectúen en el proceso de fijación de los precios de nudo, a que hace referencia el inciso anterior, podrán efectuarse a través de medios electrónicos.”.”.

o o o o o

Número 20)

Letra d)

Ordinal ii

750.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 751.- de la Honorable Senadora señora Allende, 752.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 753.- del Honorable Senador señor Guillier, 754.- del Honorable Senador señor Ossandón y 755.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar el vocablo “período” por “precio”.

Letra f)

756.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 757.- de la Honorable Senadora señora Allende, 758.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 759.- del Honorable Senador señor Guillier, 760.- del Honorable Senador señor Ossandón y 761.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirla por la siguiente:

“f) Modifícase el número 7 en el siguiente sentido:

i. Reemplázase la expresión “los meses de marzo o septiembre, según se trate de las fijaciones de precio de abril u octubre respectivamente, del año en que se efectúa la fijación” por “el segundo mes anterior al establecido para la comunicación del informe técnico a que se refiere el artículo 169°”.

ii. Sustitúyese, en el número 7, la expresión final “, y” por un punto aparte.”.

Número 22)

762.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 763.- de la Honorable Senadora señora Allende, 764.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 765.- del Honorable Senador señor Guillier, 766.- del Honorable Senador señor Ossandón y 767.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“25) Reemplázase el inciso primero del artículo 165° por el siguiente:

“Artículo 165°.- Dentro de los primeros quince días del mes anterior al establecido para la comunicación del informe técnico a que se refiere el artículo 169°, la Comisión deberá poner en conocimiento del Coordinador y de los coordinados a través de éste, el informe técnico del cálculo de los precios de nudo según el procedimiento indicado en el artículo 162º de la presente ley, y que explicite y justifique:”.”.

o o o o o

768.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 769.- de la Honorable Senadora señora Allende, 770.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 771.- del Honorable Senador señor Guillier, 772.- del Honorable Senador señor Ossandón y 773.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar, a continuación del actual numeral 22) que ha pasado a ser 25), el siguiente numeral 26), nuevo, adecuando los demás su numeración correlativa:

“26) Modifícase el artículo 166° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase el inciso primero por el siguiente:

“Artículo 166°.- Las empresas y entidades, a que se refiere el artículo 165°, comunicarán a la Comisión, en los plazos que se establezcan en el reglamento, sus observaciones al informe técnico elaborado por la Comisión. Cada empresa deberá informar a la Comisión, antes del último día de cada mes, respecto de sus clientes no sometidos a regulación de precios, en adelante "clientes libres", y distribuidoras, al menos, lo siguiente:”.

b) Reemplázase en el inciso segundo la expresión “comprenderá los cuatro meses previos a las fechas señaladas” por “corresponderá a la del segundo mes anterior al de la comunicación señalada”.”.

o o o o o

Número 23)

774.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 775.- de la Honorable Senadora señora Allende, 776.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 777.- del Honorable Senador señor Guillier, 778.- del Honorable Senador señor Ossandón y 779.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirlo por el que sigue:

“27) Modifícase el artículo 167° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase en el número 1 la expresión “mes anterior al de la fijación de los precios de nudo a la que se refiere el artículo 162°” por “tercer mes anterior al establecido para la comunicación del informe técnico a que se refiere el artículo 169°”.

b) Reemplázanse, en el número 2, la palabra “troncal” por “nacional” y el guarismo “102°” por “115°”.”.

o o o o o

780.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 781.- de la Honorable Senadora señora Allende, 782.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 783.- del Honorable Senador señor Guillier, 784.- del Honorable Senador señor Ossandón y 785.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar, a continuación del actual numeral 23), que ha pasado a ser 27), el siguiente numeral 28), nuevo:

“28) Reemplázase en el artículo 169° la expresión “antes del 15 de abril y 15 de octubre de cada año” por la frase “en la oportunidad que indique el reglamento”.”.

o o o o o

786.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 787.- de la Honorable Senadora señora Allende, 788.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 789.- del Honorable Senador señor Guillier, 790.- del Honorable Senador señor Ossandón y 791.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar, a continuación del actual numeral 25) que pasó a ser 29), el siguiente numeral 30):

“30) Modifícase el artículo 171° en el siguiente sentido:

a) Reemplázase el inciso primero por el siguiente:

“Artículo 171°.- El Ministro de Energía, dentro de los diez días de recibido el informe técnico a que hace referencia el artículo 169°, fijará los precios de nudo de corto plazo y sus fórmulas de indexación, según lo establecido en el inciso primero del artículo 151º.”.

b) Intercálase en el inciso segundo, entre las palabra “nudo” y la coma (,) que le sigue, la expresión “de corto plazo”.

c) Modifícase el inciso tercero en el siguiente sentido:

i. Intercálase entre las palabras “nudo” y “respectivo” y “nudo” y el punto seguido, la expresión “de corto plazo”.

ii. Elimínase la oración final: “Por su parte, las empresas distribuidoras también deberán aplicar los abonos o cargos de acuerdo a las diferencias que resulten de la aplicación de los precios de nudo que finalmente se establezcan.”.

d) Modifícase el inciso cuarto en el siguiente sentido:

i. Reemplázase la expresión “Todas las reliquidaciones” por “Las diferencias señaladas”.

ii. Intercálase entre las palabras “nudo” y la coma (,) que le sigue, la expresión “de corto plazo”.

e) Reemplázase el inciso final por el siguiente:

“En todo caso, se entenderá que los nuevos precios de nudo de corto plazo entrarán en vigencia a contar de las fechas que se establezcan en el reglamento.”.”.

o o o o o

Número 28)

Artículo 208

Inciso primero

792.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 793.- de la Honorable Senadora señora Allende, 794.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 795.- del Honorable Senador señor Guillier, 796.- del Honorable Senador señor Ossandón y 797.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir la expresión “o en el reglamento,”.

Inciso segundo

798.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 799.- de la Honorable Senadora señora Allende, 800.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 801.- del Honorable Senador señor Guillier, 802.- del Honorable Senador señor Ossandón y 803.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la palabra “técnicos” por “internos”.

o o o o o

804- De la Honorable Senadora señora Van Rysselberghe, para consultar a continuación del numeral 28) el siguiente, nuevo:

“…) En el inciso primero del artículo 209, sustitúyese la frase “El panel de expertos estará integrado por siete profesionales, cinco de los cuales deberán ser ingenieros o licenciados en ciencias económicas, nacionales o extranjeros”, por la siguiente: “EL panel de expertos estará integrado por siete profesionales, dos de los cuales deberán ser abogados y los cinco restantes, ingenieros o licenciados en ciencias económicas, sean nacionales o extranjeros”.

o o o o o

Número 29)

805.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 806.- de la Honorable Senadora señora Allende, 807.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 808.- del Honorable Senador señor Guillier, 809.- del Honorable Senador señor Ossandón y 810.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir en el numeral 29) la expresión “reglamento u”.

Número 30)

Letra a)

Inciso segundo propuesto

811.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 812.- de la Honorable Senadora señora Allende, 813.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 814.- del Honorable Senador señor Guillier, 815.- del Honorable Senador señor Ossandón y 816.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la primera oración por la siguiente: “Requerida la intervención del Panel de Expertos, éste en el más breve plazo, deberá notificar a las partes, a la Comisión y a la Superintendencia las discrepancias presentadas, y dar publicidad a las mismas en su sitio web.”.

817.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 818.- de la Honorable Senadora señora Allende, 819.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 820.- del Honorable Senador señor Guillier, 821.- del Honorable Senador señor Ossandón y 822.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir la frase: “, entendiéndose siempre que la Comisión y la Superintendencia tienen la condición de interesados en lo que respecta a las esferas de sus respectivas atribuciones”.

Letra b)

823.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 824.- de la Honorable Senadora señora Allende, 825.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 826.- del Honorable Senador señor Guillier, 827.- del Honorable Senador señor Ossandón y 828.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarla por la que sigue:

“b) Modifícase el inciso tercero en el siguiente sentido:

i. Intercálase, entre la expresión “participen” y la frase “en el procedimiento respectivo”, la siguiente expresión: “, en calidad de partes,”.

ii. Reemplázase la palabra “respectivo”, por la expresión “legal indicado en el inciso primero”.

iii. Incorpórase la siguiente oración a continuación del punto aparte (.) que pasa a ser seguido:

“Lo anterior, en caso alguno alterará la aplicación y el alcance general de los instrumentos o actuaciones que tengan dicha naturaleza y sobre los cuales se pronuncia el respectivo dictamen.”.”.

829.- De la Honorable Senadora señora Van Rysselberghe, para sustituirla por la siguiente:

“b) Agrégase el siguiente inciso cuarto:

“La Comisión y la Superintendencia podrán intervenir en todos los procedimientos aun cuando no tengan la calidad de partes y le serán vinculantes los dictámenes que recaigan en materias de su competencia.”.”.

o o o o o

830.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 831.- de la Honorable Senadora señora Allende, 832.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 833.- del Honorable Senador señor Guillier, 834.- del Honorable Senador señor Ossandón y 835.- del Honorable Senador señor Pizarro, para contemplar como letra c), nueva, la siguiente:

“c) Intercálese el siguiente inciso cuarto, nuevo:

“En todas aquellas discrepancias en que la Comisión y la Superintendencia no tengan la calidad de partes, tendrán la condición de interesados en lo que respecta a las esferas de sus respectivas atribuciones.”.

o o o o o

836.- De la Honorable Senadora señora Van Rysselberghe, para intercalar después de la letra b) los siguientes literales nuevos:

“…) Reemplázase el inciso tercero por el siguiente:

“El dictamen del panel de expertos se pronunciará exclusivamente sobre los aspectos en que exista discrepancia y deberá decidir a favor de alguna de las posiciones en discusión. El panel de expertos no podrá adoptar valores intermedios.”.

…) Agréganse los siguientes incisos cuarto, quinto, sexto, séptimo y octavo:

“Las partes podrán interponer un recurso especial de reclamación contra el dictamen del Panel de Experto, que será conocido y fallado en única instancia por la Corte Suprema. Este recurso sólo será admisible cuando el dictamen se hubiere emitido con infracción de ley que haya influido sustancialmente en su parte dispositiva.

El plazo para interponer el recurso será de quince días hábiles, contados desde la notificación del respectivo dictamen. Declarado admisible, se concederá traslado al Panel de Expertos y a las partes intervinientes en el requerimiento que dio lugar al dictamen, que deberá ser evacuado dentro de los 10 días hábiles siguientes a su notificación.

Declarado admisible el recurso, los interesados podrán hacerse parte de conformidad con lo dispuesto en el artículo 23 del Código de Procedimiento Civil.

El Tribunal podrá ordenar la suspensión de los efectos del dictamen, por resolución fundada, en el mismo acto en que declare admisible el recurso.

Evacuado el traslado o vencido el plazo para ello sin que se hubiere evacuado, la Corte Suprema ordenará traer los autos en relación y se agregarán extraordinariamente a la tabla de la audiencia más próxima. La Corte Suprema dictará sentencia dentro del término de treinta días.”.”.

Letra c)

837.- Del Honorable Senador señor Girardi, para sustituir el inciso final propuesto por el que sigue:

“No obstante, la Corte Suprema, mediante resolución fundada, podrá, declararlo inaplicable, en caso a que se refiera a materias ajenas a las señaladas en el artículo 208°.”.

838.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 839.- de la Honorable Senadora señora Allende, 840.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 841.- del Honorable Senador señor Guillier, 842.- del Honorable Senador señor Ossandón y 843.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir la voz “exenta”.

844.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 845.- de la Honorable Senadora señora Allende, 846.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 847.- del Honorable Senador señor Guillier, 848.- del Honorable Senador señor Ossandón y 849.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar después de la palabra “fundada” la frase “y sujeta al trámite de toma de razón de la Contraloría General de la República”.

Número 31)

o o o o o

850.- Del Honorable Senador señor Girardi, para incorporar el siguiente literal nuevo:

“…) Agrégase el siguiente inciso final:

"Sin perjuicio de ello, sus actos se encontrarán sujetos al fiscalización de la Contraloría General de la República.".

o o o o o

Número 32)

Artículo 212- 1

Inciso tercero

851.- De la Honorable Senadora señora Van Rysselberghe, para agregar después de la palabra “reglamento” la siguiente frase: “y se encontrará sujeto, para todos los efectos a que haya lugar, al control de legalidad de la Contraloría General de la República”.

Artículo 212- 2

Inciso primero

o o o o o

852.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 853.- de la Honorable Senadora señora Allende, 854.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 855.- del Honorable Senador señor Guillier, 856.- del Honorable Senador señor Ossandón y 857.- del Honorable Senador señor Pizarro, para incorporar la siguiente letra h), nueva:

“h) Cuenta pública anual que dé cuenta del cumplimiento de los objetivos de gestión.”.

o o o o o

858.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 859.- de la Honorable Senadora señora Allende, 860.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 861.- del Honorable Senador señor Guillier, 862.- del Honorable Senador señor Ossandón y 863.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar como inciso segundo, nuevo, el que sigue:

“La información anterior deberá incorporarse a sus sitios electrónicos en forma completa, y de un modo que permita su fácil identificación y un acceso expedito.”.

o o o o o

Inciso tercero

864.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 865.- de la Honorable Senadora señora Allende, 866.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 867.- del Honorable Senador señor Guillier, 868.- del Honorable Senador señor Ossandón y 869.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

o o o o o

870.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 871.- de la Honorable Senadora señora Allende, 872.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 873.- del Honorable Senador señor Guillier, 874.- del Honorable Senador señor Ossandón y 875.- del Honorable Senador señor Pizarro, para incorporar un inciso final, nuevo, del siguiente tenor:

“El Coordinador deberá otorgar acceso directo a la Comisión y la Superintendencia de los antecedentes y bases de datos que respaldan el sistema establecido en el artículo 72°-8.”.

o o o o o

Artículo 212- 3

Inciso primero

876.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 877.- de la Honorable Senadora señora Allende, 878.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 879.- del Honorable Senador señor Guillier, 880.- del Honorable Senador señor Ossandón y 881.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la palabra “siete” por “cinco”.

882.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 883.- de la Honorable Senadora señora Allende, 884.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 885.- del Honorable Senador señor Guillier, 886.- del Honorable Senador señor Ossandón y 887.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar a continuación de la palabra “organismo” el siguiente texto final: “y para el cumplimiento de sus funciones, lo que no será necesario acreditar a terceros, está investido de todas las facultades de administración y disposición de toda clase de bienes. El Consejo Directivo podrá delegar parte de sus facultades en los ejecutivos principales, gerentes, subgerentes o abogados del Coordinador, en un consejero o en una comisión de consejeros y, para objetos especialmente determinados, en otras personas”.

o o o o o

888.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 889.- de la Honorable Senadora señora Allende, 890.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 891.- del Honorable Senador señor Guillier, 892.- del Honorable Senador señor Ossandón y 893.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos, pasando el segundo a ser cuarto y así sucesivamente:

“Uno de los consejeros ejercerá como Presidente del Consejo Directivo correspondiéndole, especialmente:

a) Presidir y convocar las sesiones del Consejo;

b) Comunicar al Director Ejecutivo y demás funcionarios del Coordinador, los acuerdos del Consejo; y

c) Velar por la ejecución de los acuerdos del Consejo y cumplir con toda otra función que éste le encomiende.

El Consejo Directivo designará entre sus miembros a un Vice-presidente para que ejerza las funciones del Presidente en caso de ausencia o impedimento de cualquier naturaleza.”.

o o o o o

Inciso segundo

Letra b)

894.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 895.- de la Honorable Senadora señora Allende, 896.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 897.- del Honorable Senador señor Guillier, 898.- del Honorable Senador señor Ossandón y 899.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarla por la siguiente:

“b) La gestión para el funcionamiento técnico y administrativo del organismo;”.

Inciso cuarto

900.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 901.- de la Honorable Senadora señora Allende, 902.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 903.- del Honorable Senador señor Guillier, 904.- del Honorable Senador señor Ossandón y 905.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar la siguiente oración final: “El Consejo Directivo considerará la opinión de sus trabajadores en la definición de su organización interna.”.

Artículo 212- 5

Inciso primero

906.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 907.- de la Honorable Senadora señora Allende, 908.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 909.- del Honorable Senador señor Guillier, 910.- del Honorable Senador señor Ossandón y 911.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo 212°-5.- Los miembros del Consejo Directivo y su Presidente serán elegidos, en un proceso público y abierto, por el Comité Especial de Nominaciones, de una propuesta de candidatos al Consejo confeccionada por una o más empresas especializadas, los que deberán acreditar experiencia profesional en el sector eléctrico y reunir las condiciones de idoneidad necesarias para desempeñar el cargo. Asimismo, podrán considerarse postulaciones de candidatos con experiencia profesional en otras áreas que defina el Comité. Las especificaciones técnicas de la o las empresas especializadas y los aspectos operativos del procedimiento de elección de los consejeros del Consejo Directivo del Coordinador serán establecidas en el reglamento.”.

Inciso segundo

912.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 913.- de la Honorable Senadora señora Allende, 914.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 915.- del Honorable Senador señor Guillier, 916.- del Honorable Senador señor Ossandón y 917.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la voz “cuatro” por “cinco”.

918.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 919.- de la Honorable Senadora señora Allende, 920.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 921.- del Honorable Senador señor Guillier, 922.- del Honorable Senador señor Ossandón y 923.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la palabra “reelegidos” la locución “hasta por una vez”.

924.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 925.- de la Honorable Senadora señora Allende, 926.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 927.- del Honorable Senador señor Guillier, 928.- del Honorable Senador señor Ossandón y 929.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la voz “dos” por “tres”.

Inciso tercero

930.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 931.- de la Honorable Senadora señora Allende, 932.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 933.- del Honorable Senador señor Guillier, 934.- del Honorable Senador señor Ossandón y 935.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la expresión “causa justificada” por “abandono de funciones, negligencia manifiesta en el ejercicio de sus funciones o falta de idoneidad por haber sido condenado por crimen o simple delito que merezca pena aflictiva o a la pena de inhabilidad perpetua para desempeñar cargos u oficios públicos,”.

936.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 937.- de la Honorable Senadora señora Allende, 938.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 939.- del Honorable Senador señor Guillier, 940.- del Honorable Senador señor Ossandón y 941.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimir la expresión “destitución,”.

Inciso cuarto

942.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 943.- de la Honorable Senadora señora Allende, 944.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 945.- del Honorable Senador señor Guillier, 946.- del Honorable Senador señor Ossandón y 947.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

Inciso quinto

Letra c)

948.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 949.- de la Honorable Senadora señora Allende, 950.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 951.- del Honorable Senador señor Guillier, 952.- del Honorable Senador señor Ossandón y 953.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la letra c) por las siguientes c) y d), pasando la letra d) a ser e):

“c) Incompatibilidad sobreviniente, circunstancia que será calificada por el Comité de Nominaciones;

d) Remoción por causa justificada, acordada por el Comité de Nominaciones en los casos señalados en el presente artículo; y”.

Inciso octavo

954.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 955.- de la Honorable Senadora señora Allende, 956.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 957.- del Honorable Senador señor Guillier, 958.- del Honorable Senador señor Ossandón y 959.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

Artículo 212- 7

Inciso primero

960.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 961.- de la Honorable Senadora señora Allende, 962.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 963.- del Honorable Senador señor Guillier, 964.- del Honorable Senador señor Ossandón y 965.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo 212°-7. Comité Especial de Nominaciones. El Comité Especial de Nominaciones estará compuesto por los siguientes miembros:

a) El Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía;

b) Un consejero del Consejo de Alta Dirección Pública;

c) El Presidente del Panel de Expertos o uno de sus integrantes designado para tal efecto; y

d) El Presidente del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia o uno de sus ministros designado para tal efecto.”.

966.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 967.- de la Honorable Senadora señora Allende, 968.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 969.- del Honorable Senador señor Guillier, 970.- del Honorable Senador señor Ossandón y 971.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la expresión “La composición y” por “El”.

Inciso segundo

972.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 973.- de la Honorable Senadora señora Allende, 974.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 975.- del Honorable Senador señor Guillier, 976.- del Honorable Senador señor Ossandón y 977.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar las palabras “cuatro” por “tres” y “seis” por “cuatro”.

o o o o o

978.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 979.- de la Honorable Senadora señora Allende, 980.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 981.- del Honorable Senador señor Guillier, 982.- del Honorable Senador señor Ossandón y 983.- del Honorable Senador señor Pizarro, para incorporar el siguiente inciso final, nuevo:

“El Coordinador prestará al Comité el apoyo administrativo necesario para su debido funcionamiento, pudiendo contratar al efecto a la o las empresas especializadas a que se refiere el artículo 212º-5.”.

o o o o o

Artículo 212- 8

Inciso segundo

984.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 985.- de la Honorable Senadora señora Allende, 986.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 987.- del Honorable Senador señor Guillier, 988.- del Honorable Senador señor Ossandón y 989.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar la siguiente oración final: “Con todo, si el Director Ejecutivo estimare que un acuerdo, cuya ejecución le corresponde, es contrario a la normativa vigente, deberá representarlo por escrito y si el Consejo Directivo lo reitera en igual forma, deberá ejecutar dicho acuerdo, quedando exento de toda responsabilidad.”.

Artículo 212- 9

Inciso cuarto

990.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 991.- de la Honorable Senadora señora Allende, 992.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 993.- del Honorable Senador señor Guillier, 994.- del Honorable Senador señor Ossandón y 995.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la frase “son personalmente responsables de los acuerdos y actos que suscriban” por “serán personalmente responsables por las acciones que realicen y las decisiones que adopten en el ejercicio de su cargo”.

Inciso sexto

996.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 997.- de la Honorable Senadora señora Allende, 998.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 999.- del Honorable Senador señor Guillier, 1000.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1001.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar la frase “, tales como, verificar que mantenga la contratación de personal idóneo para el adecuado ejercicio de las funciones del Coordinador”.

1002.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1003.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1004.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1005.- del Honorable Senador señor Guillier, 1006.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1007.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la palabra “incompatibilidades” la frase “o por no concurrir, sin causa justificada, a más del 5% de las sesiones del Consejo en un año calendario”.

Artículo 212- 10

1008.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1009.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1010.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1011.- del Honorable Senador señor Guillier, 1012.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1013.- del Honorable Senador señor Pizarro, para intercalar a continuación de la expresión “inciso cuarto del artículo 212.” la siguiente oración: “En el caso de su Presidente, dicha remuneración se incrementará en un 10%.”.

Artículo 212- 11

Inciso primero

1014.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1015.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1016.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1017.- del Honorable Senador señor Guillier, 1018.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1019.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar la siguiente oración final: “La Comisión velará por el uso eficiente de los recursos consignados en el referido presupuesto.”.

Inciso quinto

1020.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1021.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1022.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1023.- del Honorable Senador señor Guillier, 1024.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1025.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la palabra “objeto” la preposición “de”.

Inciso sexto

1026.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1027.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1028.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1029.- del Honorable Senador señor Guillier, 1030.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1031.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirlo por los siguientes incisos sexto a noveno, nuevos:

“La Comisión podrá contratar asesorías o estudios que le permitan ejercer las atribuciones que se le entregan en el presente artículo, con el objeto de controlar la eficiencia en el gasto del Coordinador, conforme a parámetros objetivos.

Adicionalmente, dentro de los primeros cuarenta días de cada año, el Coordinador deberá presentar a la Comisión un informe auditado que dé cuenta de la ejecución presupuestaria del año calendario inmediatamente anterior y el grado de cumplimiento de los indicadores de gestión. El Consejo Directivo deberá considerar los resultados de dicho informe para el pago de los incentivos por desempeño o de gestión que pueda acordar entregar a los trabajadores y altos ejecutivos del Coordinador, durante el año siguiente al año auditado.

El Coordinador podrá obtener financiamiento, créditos, aportes o subsidios, previa aprobación de la Comisión.

El reglamento establecerá las normas necesarias para la implementación del presente artículo.”.

Artículo 212- 12

o o o o o

1032.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1033.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1034.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1035.- del Honorable Senador señor Guillier, 1036.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1037.- del Honorable Senador señor Pizarro, para consultar los siguientes incisos segundo y tercero, nuevos:

“Los ingresos a que se refiere el inciso precedente deberán imputarse al ejercicio de cálculo del presupuesto correspondiente del año siguiente y preferentemente a la partida correspondiente a los recursos necesarios para dar cumplimiento a las obligaciones establecidas en el artículo 72°-13.

Los bienes del coordinador destinados al cumplimiento de su objeto y funciones serán inembargables.”.

o o o o o

1038.- Del Honorable Senador señor Girardi, para consultar el siguiente nuevo numeral:

“…) Modifícase el artículo 213° del siguiente modo:

a) Reemplázase en su inciso primero la palabra “maliciosamente” por la siguiente frase: “con malicia o negligencia inexcusable”.

b) Agrégase en el inciso primero, a continuación de la palabra “acto”, la siguiente frase: “o incurra en una omisión”.

c) Sustitúyese el inciso final por el siguiente:

“Si a consecuencia de ese acto se ocasionare grave perjuicio económico o material o se afectare a una gran cantidad de consumidores, la pena será de reclusión menor en su grado medio a máximo.”.".

o o o o o

Número 33)

1039.- Del Honorable Senador señor Girardi, para suprimirlo.

Número 34)

1040.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1041.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1042.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1043.- del Honorable Senador señor Guillier, 1044.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1045.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirlo por el que sigue:

“34) Reemplázase el inciso primero del artículo 223° por el siguiente:

“Artículo 223°.- Para energizar nuevas instalaciones eléctricas distintas a las señaladas en el artículo 72º-17, sus propietarios deberán comunicar a la Superintendencia tal circunstancia en los plazos y acompañando además los antecedentes requeridos, según lo establezca el reglamento.”.”.

Número 35)

Letra a)

1046.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1047.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1048.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1049.- del Honorable Senador señor Guillier, 1050.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1051.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarla por la siguiente:

“a) Reemplázase la letra b) por la siguiente:

”b) Sistema Eléctrico Nacional: sistema eléctrico interconectado cuya capacidad instalada de generación sea igual o superior a 200 megawatts.”.”.

Letra c)

1052.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1053.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1054.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1055.- del Honorable Senador señor Guillier, 1056.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1057.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirla por la que se señala a continuación:

“c) Reemplázase la letra z) por la siguiente:

“z) Servicios complementarios: Prestaciones que permiten efectuar la coordinación de la operación del sistema en los términos dispuestos en el artículo 72°-1. Son servicios complementarios al menos, el control de frecuencia, el control de tensión y el plan de recuperación de servicio, tanto en condiciones normales de operación como ante contingencias.

Estos servicios se prestarán por medio de los recursos técnicos requeridos en la operación del sistema eléctrico, tales como la capacidad de generación de potencia activa, capacidad de inyección o absorción de potencia reactiva y potencia conectada de los usuarios, entre otros; y por la infraestructura asociada a la prestación del recurso técnico.”.”.

o o o o o

1058.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1059.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1060.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1061.- del Honorable Senador señor Guillier, 1062.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1063.- del Honorable Senador señor Pizarro, para incorporar la siguiente letra d), nueva:

“d) Incorpórase la siguiente letra ad), nueva:

“ad) Sistema de Almacenamiento de Energía: Equipamiento tecnológico capaz de retirar energía desde el sistema eléctrico, transformarla en otro tipo de energía (química, potencial, térmica, entre otras) y almacenarla con el objetivo de, mediante una transformación inversa, inyectarla nuevamente al sistema eléctrico, contribuyendo con la seguridad, suficiencia o eficiencia económica del sistema, según lo determine el reglamento.

Para estos efectos, los retiros efectuados en el proceso de almacenamiento no estarán sujetos a los cargos asociados a clientes finales. El reglamento establecerá las disposiciones aplicables a dichos retiros.”.”.

o o o o o

1064.- Del Honorable Senador señor Girardi, para introducir un literal nuevo, del tenor que se indica:

“…) Agrégase la siguiente letra nueva:

“…) Vertimiento: condición en virtud de la cual una central generadora de energía renovable no convencional disponiendo de energía no la puede inyectar debido a restricciones de capacidad del sistema de transmisión o restricciones operacionales de las generadoras convencionales.".”.

o o o o o

ARTÍCULO 2°

1065.- Del Honorable Senador señor Girardi, para eliminarlo.

1066.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1067.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1068.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1069.- del Honorable Senador señor Guillier, 1070.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1071.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo 2°.- Modifícase el artículo 15° de la ley N°18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en el siguiente sentido:

a) Reemplázase el numeral 2 del inciso tercero por el siguiente:

“2) Hayan entregado información falseada o bien, hayan omitido información, que pueda afectar el normal funcionamiento del mercado o los procesos de regulación de precios, en los casos que la ley autoriza a la Superintendencia, la Comisión Nacional de Energía, el Ministerio de Energía o el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional para exigirla;”.

b) Sustitúyese el numeral 6 del inciso cuarto por el que sigue:

“6) Constituyan una negativa a entregar información en los casos que la ley autorice a la Superintendencia, la Comisión Nacional de Energía, el Ministerio de Energía o el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional para exigirla o bien, su entrega sea injustificadamente incompleta, errónea o tardía;”.”.

DISPOSICIONES TRANSITORIAS

Artículo primero

1072.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1073.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1074.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1075.- del Honorable Senador señor Guillier, 1076.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1077.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo primero.- El Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, será el continuador legal de los Centros de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central, CDEC SIC, y del Sistema Interconectado del Norte Grande, CDEC SING, y de las entidades a través de las cuales éstos actúan a partir de la fecha señalada en el inciso quinto, sin perjuicio de los derechos recíprocos que puedan existir y de las excepciones que se indiquen en los artículos transitorios siguientes.

La Comisión, dentro del primer mes de publicación de la presente ley, mediante resolución exenta deberá establecer las normas relativas al funcionamiento del Comité Especial de Nominaciones a que hace referencia el artículo 212°-7 y el procedimiento de la primera elección de los miembros del Consejo Directivo, luego de lo cual convocará a dicho Comité a efectos que éste inicie el proceso de elección de los miembros del Consejo Directivo. La Comisión prestará al Comité el apoyo administrativo necesario para su debido funcionamiento, pudiendo contratar al efecto a la o las empresas especializadas a que se refiere el artículo 212º-5.

El Comité de Nominación deberá elegir a los miembros del Consejo Directivo dentro del plazo de cuatro meses contados desde la publicación de esta ley. Para los efectos de la renovación parcial del Consejo Directivo, el período inicial de vigencia del nombramiento será de tres años para dos de sus integrantes, lo que será determinado por el Comité.

Una vez nombrado el Consejo Directivo, éste tendrá el plazo máximo de dos meses para la definición de sus estatutos, informando de ello a la Comisión y para la selección del Director Ejecutivo a través de un proceso público, informado y transparente.

El Coordinador comenzará a ejercer las funciones que esta ley le asigna, el 1º de enero de 2017, con excepción de las que se señalan a continuación, las que se ejercerán en las siguientes fechas:

a) A partir del 1º de octubre de 2017 aquellas funciones y exigencias establecidas en el artículo 72°-8 letras a) y j).

b) A partir del 1º de enero de 2018 aquellas funciones y exigencias establecidas en los artículos 72°-1 inciso tercero, 72°-8 letras c) y f), 72°-11 y 72º-13.

c) A partir del 1º de julio de 2018 aquellas funciones establecidas en los artículos 72°-7, y 72°-10.

En el tiempo que medie entre la publicación de la presente ley en el Diario Oficial y la fecha en que el Coordinador comience a ejercer sus funciones, el CDEC SIC y el CDEC SING deberán seguir operando y ejerciendo las funciones que la normativa eléctrica vigente hasta la fecha de publicación de la presente ley les asigna, las que se entenderán vigentes hasta la fecha en que inicie sus funciones el Coordinador. No obstante lo anterior, el Consejo Directivo del Coordinador podrá instruir, a través del Director Ejecutivo, las medidas que sean necesarias para asegurar la adecuada instalación, organización y funcionamiento del Coordinador.”.

Artículo segundo

1078.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1079.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1080.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1081.- del Honorable Senador señor Guillier, 1082.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1083.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

Artículo tercero

1084.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1085.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1086.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1087.- del Honorable Senador señor Guillier, 1088.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1089.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirlo por el que sigue:

“Artículo segundo.- El presupuesto del Coordinador para el año 2017 corresponderá a la suma de los presupuestos que presenten los respectivos CDEC para dicho año y que sean aprobados por la Comisión, la cual deberá velar por el uso eficiente de los recursos consignados en dichos presupuestos. Estos presupuestos deberán ser elaborados de acuerdo a las normas y el procedimiento vigente al momento de la publicación de la presente ley. Este presupuesto será financiado por los integrantes de ambos CDEC con una prorrata en base a la proporción de 70 por ciento de aporte del SIC y 30 por ciento de aporte del SING conforme a las normas vigentes a la fecha de publicación de la presente ley. Con todo, una vez iniciadas las funciones del Coordinador, su Consejo Directivo podrá revisar dicho presupuesto y efectuar los ajustes correspondientes, de manera fundada, los cuales deberán ser aprobados por la Comisión.

No obstante lo dispuesto en el inciso quinto del artículo 1º transitorio, una vez nombrado el Consejo Directivo del Coordinador, y aprobado el presupuesto del año 2017 por parte de la Comisión, el referido Consejo comunicará a los integrantes de cada CDEC la forma y plazos en que deberán efectuar sus aportes.

Todo saldo a favor que resultare de la ejecución del presupuesto anual de los CDEC correspondiente al año 2016 de las personas jurídicas y entidades que le sirvan de soporte legal o administrativo a los CDEC, deberán ser traspasados al presupuesto del Coordinador para el año 2017.

Los desembolsos efectuados al amparo del presente artículo serán considerados como gastos deducibles tributariamente.

Tratándose de cuotas pendientes de facturación, podrán ceder los derechos al Coordinador, a fin de que éste facture y perciba dichos ingresos. Por su parte, tratándose de facturación pendiente de pago, podrá cederse la titularidad de las cuentas por cobrar asociadas a cada facturación, verificando al efecto los requisitos exigidos por la ley vigente para la cesión de facturas. El eventual débito fiscal asociado a dicha facturación será declarado y pagado por el contribuyente que haya emitido dicha factura.

El Coordinador no será continuador de las personas jurídicas o entidades que le sirvan de soporte legal o administrativo a los CDEC para efectos tributarios.

Con anterioridad al 1º de enero de 2017, el Consejo Directivo podrá iniciar los trámites para la obtención del rol único tributario y de iniciación de actividades ante el Servicio de Impuestos Internos, o abrir cuentas corrientes bancarias y, en general, realizar cualquier trámite ante organismos públicos y privados que le permitan al Coordinador estar plenamente operativo a la fecha de inicio de sus funciones.”.

Artículo cuarto

1090.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1091.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1092.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1093.- del Honorable Senador señor Guillier, 1094.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1095.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo tercero.- El presupuesto del Coordinador para el año 2018, será financiado de acuerdo a lo dispuesto en el artículo 212º-13. Para tal efecto, el cargo único por servicio público que se establece en dicho artículo, deberá ser incorporado en las boletas o facturas emitidas a partir del mes de septiembre de 2017.”.

Artículo quinto

1096.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1097.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1098.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1099.- del Honorable Senador señor Guillier, 1100.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1101.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

Artículo sexto

1102.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1103.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1104.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1105.- del Honorable Senador señor Guillier, 1106.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1107.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirlo por otro del siguiente tenor:

“Artículo cuarto.- Los miembros del Directorio del CDEC SIC y del CDEC SING, así como los directores de las direcciones técnicas en ejercicio de dichos organismos, podrán postular a la elección de los consejeros del Consejo Directivo y al cargo de Director Ejecutivo del Coordinador. Las personas que al momento de su nombramiento ejerzan cualquiera de dichas posiciones, deberán renunciar a ellas al momento de asumir el cargo.”.

Artículo séptimo

1108.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1109.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1110.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1111.- del Honorable Senador señor Guillier, 1112.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1113.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar el guarismo “2017” por “2016”.

o o o o o

1114.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1115.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1116.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1117.- del Honorable Senador señor Guillier, 1118.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1119.- del Honorable Senador señor Pizarro, para introducir un inciso segundo, nuevo, del siguiente tenor:

“Los miembros del Directorio en ejercicio al momento que el Coordinador asuma sus funciones, percibirán sus honorarios por los tres meses siguientes.”.

o o o o o

Artículo octavo

1120.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1121.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1122.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1123.- del Honorable Senador señor Guillier, 1124.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1125.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo sexto.- Para los efectos de asegurar la continuidad de las funciones del CDEC, que serán asumidas por el Coordinador, el primero no podrá enajenar bienes de su propiedad que sean necesarios para el cumplimiento de dichas funciones hasta doce meses después de iniciadas las mismas, salvo que éstos hayan sido adquiridos previamente por el Coordinador o que éste hubiera manifestado su decisión de no hacerlo.

Sin perjuicio de lo anterior, los CDEC deberán ceder al Coordinador el uso, goce o disposición del sistema SCADA y otros activos esenciales, declarados así por la Comisión, a título gratuito u oneroso, no pudiendo en este último caso excederse el valor a precio contable al 31 de diciembre de 2015.

Cualquier donación de los bienes señalados en el presente artículo no deberá sujetarse al trámite de la insinuación y se eximirá del impuesto a las donaciones establecido en la Ley N° 16.271. Tal donación se acreditará con un certificado del Coordinador, conteniendo: nombre del donante, Rol Único Tributario, bienes objeto de donación y su valoración, fecha, firma y timbre de su Presidente, siendo el referido certificado título suficiente para realizar las inscripciones o registros que sean necesarios ante todo tipo de organismos, tales como el Servicio de Impuestos Internos o el Conservador de Bienes Raíces.

El Coordinador será el continuador de las personas jurídicas o entidades que sirven de soporte legal a los CDEC en lo relativo a contratos de suministro, de licencias de uso y, en general de prestaciones de servicios, y los derechos y obligaciones que de ellos emanan, que sean necesarios para la continuidad operacional del Coordinador. Para lo anterior, el Coordinador determinará la necesidad operacional e informará a la contraparte de su calidad de continuador de la entidad contratante original. Para efectos de lo dispuesto en el presente artículo será aplicable lo dispuesto en el inciso final del artículo 2º transitorio de la presente ley.”.

Artículo noveno

1126.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1127.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1128.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1129.- del Honorable Senador señor Guillier, 1130.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1131.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar, la primera vez que aparece en el texto, la expresión “del” por “de las personas jurídicas o entidades que sirven de soporte al”.

Artículo décimo

Inciso segundo

1132.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1133.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1134.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1135.- del Honorable Senador señor Guillier, 1136.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1137.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituirlo por el siguiente:

“Por su parte, las normas contenidas en los artículos 87° y siguientes relativas a la planificación de la transmisión entrarán en vigencia a partir del 1° de enero de 2017, aun cuando las normas que hacen referencia a la planificación energética no puedan ser aplicadas en tanto no se dicte el decreto a que se refiere el artículo 86°.”.

Artículo undécimo

1138.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1139.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1140.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1141.- del Honorable Senador señor Guillier, 1142.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1143.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar después de la palabra “siguientes” la frase “, salvo lo referido en el inciso tercero del artículo 85°, que entrará en vigencia al momento de la publicación de la presente ley”.

o o o o o

1144.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1145.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1146.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1147.- del Honorable Senador señor Guillier, 1148.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1149.- del Honorable Senador señor Pizarro, para consultar a continuación el siguiente artículo transitorio, nuevo:

“Artículo décimo.- Las instalaciones del sistema de transmisión troncal, de subtransmisión y adicional existentes a la fecha de publicación de la presente ley pasarán a conformar parte del sistema de transmisión nacional, zonal y dedicado, respectivamente, sin perjuicio de las referencias que existan en la normativa eléctrica vigente al sistema troncal, subtransmisión y adicional y a lo dispuesto en los artículos transitorios de esta ley que les sean aplicables a dichos sistemas.”.

o o o o o

1150.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1151.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1152.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1153.- del Honorable Senador señor Guillier, 1154.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1155.- del Honorable Senador señor Pizarro, para incorporar el siguiente artículo transitorio:

“Artículo undécimo.- Durante el período que medie entre el 1° de enero del 2016 y el 31 de diciembre de 2017 seguirá vigente el Decreto Supremo N° 14, de 2012, del Ministerio de Energía, que fija tarifas de sistemas de subtransmisión y de transmisión adicional y sus fórmulas de indexación, en adelante “Decreto 14”, con excepción de aquellas disposiciones, factores y condiciones relativas al pago por uso de sistemas de subtransmisión por parte de las centrales generadoras que inyecten directamente o a través de instalaciones adicionales su producción en dichos sistemas, quienes quedarán excluidos de dicho pago. En consistencia con la recaudación esperada por la extensión del Decreto 14 y la proyección de la demanda, los pagos excluidos no serán cubiertos, ni absorbidos por el resto de los usuarios de los sistemas de subtransmisión.

El Ministerio de Energía, mediante decreto expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, previo informe técnico de la Comisión, podrá efectuar los ajustes que resulten estrictamente necesarios para la implementación de la exención de pago de las centrales generadoras y producto de la aplicación del Decreto Supremo Nº23 T, de 2015, del Ministerio de Energía, en adelante “Decreto 23 T”, que digan directa relación con la modificación y/o adecuación de indexadores, parámetros, distribución de ingresos y demás condiciones de aplicación que permitan una implementación consistente y armónica del Decreto 14, en el periodo de vigencia extendida. Para la elaboración de dicho informe, la Comisión oirá a las empresas, las cuales podrán presentar sus observaciones en el plazo de 10 días desde la comunicación del señalado informe. Asimismo, la Comisión, a partir de las condiciones de aplicación señaladas en el mencionado decreto, podrá establecer los demás ajustes que sean necesarios para una aplicación concordante, coherente y técnicamente factible del Decreto 14, y sus efectos en los otros decretos tarifarios, con el objeto de mantener la debida consistencia, armonía tarifaria o evitar dobles contabilizaciones o subvaloraciones en la cadena de pago, y hacer un adecuado traspaso de costos a los clientes finales, entre los distintos decretos tarifarios vigentes.

Sin perjuicio de lo señalado en el inciso anterior, la distribución de los ingresos recaudados por la aplicación de las tarifas establecidas en el Decreto 14 durante su vigencia extendida, deberá incluir aquellas instalaciones contenidas en el Decreto 163/2014 del Ministerio de Energía.

Una vez vencido el plazo de vigencia dispuesto en este artículo para el Decreto 14, los valores establecidos en él y sus fórmulas de indexación seguirán rigiendo mientras no se dicte el decreto a que se refiere el artículo siguiente. No obstante lo señalado, se deberán abonar o cargar a los usuarios, las diferencias que se produzcan entre lo efectivamente facturado y lo que corresponda facturar acorde a las nuevas tarifas, por todo el período transcurrido hasta la fecha de publicación del nuevo decreto. Los ajustes que sean procedentes producto de lo anterior, serán calculados considerando la variación que experimente el Índice de Precios al Consumidor a la fecha de publicación de los nuevos valores. En todo caso, se entenderá que los nuevos valores entrarán en vigencia a contar del vencimiento de las tarifas del Decreto 14.”.

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1156.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1157.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1158.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1159.- del Honorable Senador señor Guillier, 1160.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1161.- del Honorable Senador señor Pizarro, para consultar a continuación el siguiente artículo transitorio, nuevo:

“Artículo duodécimo.- Durante el periodo que dure la vigencia extendida del Decreto 14, conforme a lo dispuesto en el artículo anterior, se dará continuidad y término al proceso de determinación del valor anual de los sistemas de subtransmisión y de transmisión adicional utilizadas por usuarios sujetos a regulación de precios en curso al momento de la publicación de la presente ley, de acuerdo a los términos dispuestos en el presente artículo.

El respectivo decreto tendrá una vigencia que se extenderá desde el 1° de enero de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2019.

La Comisión deberá emitir un Informe Técnico que defina el valor anual de los sistemas de transmisión zonal y la proporción de la transmisión dedicada que los usuarios sujetos a regulación de precios hacen uso de éstas, así como también sus respectivas fórmulas de indexación, que servirá de base para la dictación del respectivo decreto supremo. Dicho informe deberá contener:

i. La identificación de sus propietarios u operadores;

ii. La valorización eficiente por sistema de transmisión zonal resultante de la suma de la anualidad del valor de la inversión y de los costos de operación, mantenimiento y administración, separado por cada propietario u operador;

iii. La valorización eficiente por sistema dedicado resultante de la suma de la anualidad del valor de la inversión y de los costos de operación, mantenimiento y administración, separado por cada propietario u operador, en la parte que los usuarios sujetos a fijación de precios hacen uso de estas instalaciones; y

iv. La determinación de las fórmulas de indexación para el período bienal.

Para efectos de determinar la valorización de los derechos relacionados con el uso de suelo, tales como los referidos a adquisición de terrenos, su uso y goce, los gastos e indemnizaciones pagadas para el establecimiento de servidumbres voluntarias o forzosas, utilizadas por instalaciones de transmisión zonal, se considerará el valor asignado en el Informe Técnico Definitivo para la Determinación del Valor Anual de los Sistemas de Subtransmisión para el Cuadrienio 2011–2014, que sirvió de base a la dictación del Decreto 14.

Para emitir el Informe Técnico antes señalado se deberá dar cumplimiento a lo siguiente:

a) La Comisión deberá requerir inmediatamente después de publicada la presente ley, que las empresas de transmisión zonal actualicen y/o complementen el listado íntegro de sus instalaciones al 31 de diciembre de 2015, conforme al formato y las condiciones que se señalan en la Resolución Exenta N° 93, de 2014, de la Comisión.

Las empresas de transmisión zonal dispondrán hasta el 30 de septiembre de 2016 para enviar la información requerida. En aquellos casos en que las instalaciones no sean presentadas a la Comisión en tiempo y forma, no serán consideradas en la determinación del valor anual de los sistemas de transmisión zonal, por el periodo tarifario 2018 – 2019.

Formarán parte del listado de instalaciones antes citado, las líneas y subestaciones eléctricas contenidas en el Decreto Supremo N°163/2014 del Ministerio de Energía, en concordancia con lo establecido en el Decreto 23 T, más aquellas otras instalaciones que fueron aceptadas como pertenecientes al sistema de subtransmisión, por parte del CDEC correspondiente y que se encuentren en operación al 31 de diciembre de 2015.

Adicionalmente se incorporarán al inventario, las instalaciones dedicadas que son utilizadas por usuarios sujetos a regulación de precios y que se encuentren en operación al 31 de diciembre de 2015. Dicha entrega de información se deberá efectuar en los mismos términos señalados precedentemente;

b) La Comisión en el plazo de tres meses procederá a revisar y en su caso a corregir, la información entregada por las empresas propietarias u operadoras de transmisión zonal y de instalaciones dedicadas, según corresponda, pudiendo requerir aclaraciones y/o antecedentes complementarios a las empresas, las que deberán entregarla en el plazo que determine la Comisión. La Comisión establecerá en el Informe Técnico el inventario y la valorización de las instalaciones de transmisión zonal y de transmisión dedicada utilizadas por usuarios sometidos a regulación de precios, que servirá de base a la dictación del Decreto Supremo que fije las nuevas tarifas de los sistemas de transmisión zonal y de transmisión dedicada utilizadas por usuarios sometidos a regulación de precios y sus fórmulas de indexación;

c) Una vez vencido el plazo definido en el literal anterior, la Comisión procederá a emitir un Informe Técnico Preliminar, el cual deberá ser publicado en su página web y comunicado a las empresas propietarias u operadoras de transmisión zonal y de transmisión dedicadas, participantes, usuarios e instituciones interesadas mediante correo electrónico, quienes dispondrán de un plazo de 10 días contado desde la referida notificación para presentar sus observaciones al mencionado informe;

d) Concluido el plazo para presentar observaciones al Informe Técnico Preliminar y dentro de los 20 días siguientes, la Comisión emitirá un Informe Técnico Final aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas, el cual deberá ser comunicado a las empresas de transmisión zonal y de transmisión dedicada, participantes, usuarios e instituciones interesadas mediante correo electrónico y publicado en su sitio electrónico;

e) Dentro de los 10 días siguientes a la comunicación del Informe Técnico Final, las empresas propietarias u operadoras de transmisión zonal y de transmisión dedicada, participantes, usuarios e instituciones interesadas podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, el que emitirá su dictamen en un plazo máximo de 30 días contado desde la realización de la audiencia pública. Para estos efectos, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida a dictamen del Panel de Expertos, si quien hubiere formulado observaciones al Informe Técnico Preliminar persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones al Informe Técnico Preliminar, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el Informe Técnico Final;

f) Dentro de los 20 días siguientes a la fecha del dictamen del Panel de Expertos o de 3 días de vencido el plazo para presentar discrepancias, en su caso, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el Informe Técnico Definitivo con las materias señaladas en el inciso tercero del presente artículo para el bienio respectivo, sus antecedentes e incorporando lo resuelto en el dictamen del Panel de Expertos, si correspondiere;

g) Dentro de 20 días de recibidos los antecedentes señalados en el literal precedente, el Ministro de Energía fijará el valor anual por tramo de las instalaciones y las tarifas de transmisión zonal y transmisión dedicada utilizadas por usuarios sujetos a regulación de precios y sus respectivas fórmulas de indexación, conforme a los antecedentes remitidos por la Comisión, mediante decreto supremo expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, el que deberá publicarse en el Diario Oficial;

h) Las condiciones relativas al pago de las tarifas que se contengan en el referido Decreto se regirán por las disposiciones contenidas en la presente ley; y

i) Para efectos de la remuneración tanto de las instalaciones que entren en operación entre el 1° de enero y el 31 de octubre de 2016, como aquellas que en virtud de expansiones en curso vean modificadas su utilización, deberán ser adscritas transitoriamente por la Comisión conforme a lo establecido en el inciso final del artículo 102° y sobre la base de los antecedentes y metodologías contenidos en el Informe Técnico Definitivo señalado en la letra f) precedente. El Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, fijará por decreto expedido bajo la fórmula por orden del Presidente de la República, el A.V.I. y C.O.M.A. a remunerar, los que sólo se aplicarán hasta la entrada en vigencia del siguiente decreto de valorización de la transmisión correspondiente.”.

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1162.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1163.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1164.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1165.- del Honorable Senador señor Guillier, 1166.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1167.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar el siguiente artículo transitorio:

“Artículo décimo tercero.- A más tardar el 31 de octubre del 2016, las empresas de transmisión zonal deberán presentar a la Comisión una nómina de las obras que estén en construcción y una propuesta de expansión, la cual contendrá las obras consideradas necesarias para el abastecimiento de la demanda y cuyo inicio de construcción se encuentre previsto hasta el 31 de diciembre del 2018.

La Comisión, previo informe del CDEC respectivo o del Coordinador en su caso, revisará todas las nóminas y propuestas presentadas y definirá mediante Resolución Exenta las instalaciones de transmisión zonal de ejecución obligatoria, necesarias para el abastecimiento de la demanda, se encuentren o no contenidas en las nóminas y propuestas presentadas, incluyendo la descripción de las mismas, su A.V.I. y C.O.M.A., plazo de entrada en operación y empresa responsable de su ejecución. La Comisión en la revisión y definición de dichas instalaciones deberá considerar los criterios señalados en las letras a), b) c) y d) del inciso segundo del artículo 87°, salvo lo referido a los distintos escenarios energéticos que defina el Ministerio.

El proceso de revisión y definición de las instalaciones de transmisión zonal de ejecución obligatoria que establece el presente artículo, deberá contemplar las holguras o redundancias necesarias para incorporar los criterios mencionados en los literales señalados precedentemente, y deberá considerar como tasa de actualización lo dispuesto en el inciso quinto del artículo 87°.

La Comisión dentro del plazo de 90 días contados desde la entrega del Informe por parte del CDEC o Coordinador, definirá mediante resolución exenta el listado preliminar de instalaciones de transmisión zonal de ejecución obligatoria para cada sistema, el cual será comunicado vía correo electrónico y mediante la publicación en su página web, a las empresas que presentaron nóminas y propuestas de expansión a fin de que sea observado por éstos en el plazo de 10 días.

Una vez recibidas las observaciones, la Comisión en el plazo de 30 días deberá emitir la resolución exenta que aprueba el listado final de instalaciones de transmisión zonal de ejecución obligatoria, de la cual se podrá discrepar ante el Panel de Expertos en el plazo de 15 días el cual deberá emitir su dictamen en el plazo de 30 días contado desde la respectiva audiencia pública. Para estos efectos, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel, si quien hubiere formulado observaciones a la resolución exenta que aprueba el listado preliminar de instalaciones persevere en ellas, con posterioridad al rechazo de las mismas por parte de la Comisión, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a dicha resolución, considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado el listado final de instalaciones.

La Comisión emitirá la resolución exenta que aprueba el listado definitivo de instalaciones de transmisión zonal de ejecución obligatoria, dentro de los tres días de vencido el plazo para presentar discrepancias en el caso que éstas no se presentaren, o dentro de 15 días de notificado el dictamen del Panel de Expertos, para el caso que se hayan presentado. Dicha resolución se remitirá al Ministerio de Energía, el cual dentro del plazo de 10 días de recibidos los antecedentes fijará el listado de instalaciones de transmisión zonal de ejecución obligatoria, mediante decreto supremo expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”, el que deberá publicarse en el Diario Oficial.

Las obras contenidas en el referido decreto deberán contener como mínimo su individualización y características, la empresa responsable de su ejecución, el plazo en que deba iniciarse su construcción, cuando corresponda, el cual no podrá ser posterior al 31 de diciembre del 2018, y el plazo de ejecución e ingreso e operación de la respectiva obra.

Las obras nuevas y ampliaciones contenidas en el Decreto señalado precedentemente, serán licitadas por el Coordinador, y su remuneración se regirá de acuerdo a las reglas contenidas en la presente ley.

Las restantes obras contenidas en el referido decreto serán remuneradas como obras existentes de transmisión zonal, desde que entren en operación conforme lo señalado en el artículo 102°. Para estos efectos, la Comisión procederá a su valorización sobre la base de los antecedentes y metodología contenidos en el Informe Técnico Definitivo relativo al Decreto de Valorización de Subtransmisión o Zonal, que se encuentre vigente al momento de entrada en operación de la obra. El Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, fijará por decreto expedido bajo la fórmula por orden del Presidente de la República, el A.V.I. y C.O.M.A. a remunerar, el cual sólo se aplicará hasta la entrada en vigencia del siguiente decreto de valorización de la transmisión correspondiente.

Las empresas que incurran en incumplimiento de la obligación a que se refiere este artículo, perderán el derecho a ejecutar y explotar las obras e instalaciones que se les hubiere asignado en el decreto respectivo, las que serán licitadas por el Coordinador.”.

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Artículo duodécimo

1168.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1169.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1170.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1171.- del Honorable Senador señor Guillier, 1172.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1173.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo décimo cuarto.- Para el período que medie entre la entrada en vigencia de la presente ley y el 31 de diciembre de 2019, los costos asociados a la supervisión a que hace referencia el inciso cuarto del artículo 95° para las instalaciones del Sistema de Transmisión Nacional, se entenderán cubiertos en el Valor Anual de la Transmisión Troncal contenida en el Decreto Supremo N°23T de 2015 del Ministerio de Energía.”.

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1174.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1175.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1176.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1177.- del Honorable Senador señor Guillier, 1178.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1179.- del Honorable Senador señor Pizarro, para consultar un nuevo artículo transitorio, del siguiente tenor:

“Artículo décimo sexto.- Los Procedimientos a que hace referencia el artículo 10° del Decreto Supremo N° 291 de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que a la fecha de publicación de la presente ley cuenten con el informe favorable de la Comisión, seguirán vigentes en todo aquello que no contradiga la normativa eléctrica vigente y en tanto las materias contenidas en ellos no sean tratadas en las normas técnicas a que hace referencia el artículo 72°-19 o en los Procedimientos Internos del Coordinador establecidos en el 72°-4, según corresponda.”.

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Artículo decimoquinto

1180.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1181.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1182.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1183.- del Honorable Senador señor Guillier, 1184.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1185.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

Artículo decimosexto

1186.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1187.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1188.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1189.- del Honorable Senador señor Guillier, 1190.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1191.- del Honorable Senador señor Pizarro, para eliminarlo.

Artículo decimoséptimo

1192.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1193.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1194.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1195.- del Honorable Senador señor Guillier, 1196.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1197.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

Artículo decimoctavo

Inciso primero

1198.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1199.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1200.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1201.- del Honorable Senador señor Guillier, 1202.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1203.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazar el guarismo “2017” por “2019”.

Inciso segundo

1204.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1205.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1206.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1207.- del Honorable Senador señor Guillier, 1208.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1209.- del Honorable Senador señor Pizarro, para suprimirlo.

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1210.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1211.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1212.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1213.- del Honorable Senador señor Guillier, 1214.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1215.- del Honorable Senador señor Pizarro, para consultar un nuevo artículo transitorio, del siguiente tenor:

“Artículo décimo noveno.- A partir de la vigencia de la presente ley y hasta el 31 de diciembre de 2019, las compensaciones por indisponibilidad de suministro a que hace referencia el artículo 72°-20 se regirán por lo dispuesto en el artículo 16 B de la Ley 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

A partir del 1° de enero de 2020 hasta el año 2023, las compensaciones a los usuarios finales sujetos a regulación de precios a que hace referencia el artículo 72°-20, corresponderá al equivalente de la energía no suministrada durante la falla o evento, valorizada a diez veces el valor de la tarifa de energía vigente en dicho período.

En el caso de usuarios no sometidos a fijación de precios, la compensación corresponderá al equivalente de la energía no suministrada durante ese evento, valorizada a diez veces la componente de energía del precio medio de mercado establecido en el informe técnico definitivo del precio de nudo de corto plazo vigente durante dicho evento.

A las compensaciones que regula este artículo y que se paguen a partir 1° de enero de 2020 hasta el año 2023, se les aplicará los montos máximos definidos en el artículo 72-20.”.

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Artículo decimonoveno

1216.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1217.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1218.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1219.- del Honorable Senador señor Guillier, 1220.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1221.- del Honorable Senador señor Pizarro, para sustituir la expresión “ciento veinte días” por “un año”, y la frase “No obstante, mientras” por “Mientras”.

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1222.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1223.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1224.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1225.- del Honorable Senador señor Guillier, 1226.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1227.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar el siguiente inciso segundo:

“La resolución exenta a que hace referencia el inciso anterior, tendrá como plazo de vigencia máxima dieciocho meses contado desde la publicación de la presente ley en el Diario Oficial. En caso de requerir una prórroga por cuanto el reglamento que verse sobre el mismo contenido se encuentre en trámite, ésta deberá ser aprobada por resolución exenta, indicando expresamente los fundamentos que ameritan la señalada prórroga y su plazo.”.

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1228.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1229.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1230.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1231.- del Honorable Senador señor Guillier, 1232.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1234.- del Honorable Senador señor Pizarro, para agregar el siguiente artículo transitorio:

“Artículo vigésimo primero.- Las empresas que operen instalaciones de transmisión existentes al momento de la entrada en vigencia de la presente ley, deberán presentar al Coordinador los antecedentes e información que servirá de base para los registros señalados en las letras a) y j) del artículo 72°-8, dentro del plazo de nueve meses contados desde su publicación en el Diario Oficial, conforme a las instrucciones impartidas por la Comisión Nacional de Energía.

Las instalaciones de transmisión existentes cuyos antecedentes no sean presentados ante el Coordinador dentro del plazo antes indicado, no serán consideradas en el primer proceso de tarificación a que se refiere el Capítulo IV del Título III de esta Ley. Sin perjuicio de lo anterior, una vez entregada la información a que hace referencia el inciso precedente y registradas las instalaciones, las mismas serán consideradas en los siguientes procesos de tarificación.

Se exceptuará de lo establecido en el presente artículo la entrega de información y antecedentes asociados a la individualización y valorización de los derechos relacionados con el uso de suelo de instalaciones de transmisión zonal existentes a la entrada en vigencia de la presente ley, respecto a los cuales no conste el valor efectivamente pagado o carezcan del título respectivo, las cuales se sujetarán al procedimiento de valorización establecido en el artículo transitorio siguiente.”.

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1235.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1236.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1237.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1238.- del Honorable Senador señor Guillier, 1239.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1240.- del Honorable Senador señor Pizarro, para introducir el siguiente artículo transitorio:

“Artículo vigésimo segundo.- Para efectos de la realización de los procesos de tarificación a que se refiere el Capítulo IV del Título III de esta ley, la valorización de los derechos relacionados con el uso de suelo, tales como los referidos a adquisición de terrenos, su uso y goce, servidumbres voluntarias o forzosas, entre otros, considerará lo siguiente:

a. Respecto a aquellas instalaciones de transmisión troncal existentes al 13 de marzo de 2004, se considerará el valor que por este concepto se encuentre incorporado en la valorización de las instalaciones, empleada por la Dirección de Peajes del respectivo CDEC en sus informes vigentes al 6 de mayo de 2002;

b. Respecto a aquellas instalaciones de transmisión troncal que entraron en operación hasta el 31 de diciembre de 2013, no comprendidas en el literal anterior, se considerará el valor asignado en el Informe Técnico Definitivo para la Determinación del Valor Anual y Expansión del Sistema de Transmisión Troncal Cuadrienio 2016 – 2019, aprobado por Resolución Exenta N° 616, de 24 de noviembre de 2015, de la Comisión Nacional de Energía, que sirvió de base a la dictación del Decreto N° 23T, de 26 de noviembre de 2015, del Ministerio de Energía, que Fija Instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal, el Área de Influencia Común, el Valor Anual de Transmisión por Tramo y sus componentes con sus fórmulas de indexación para el cuadrienio 2016 - 2019.

c. Respecto a aquellas instalaciones de transmisión nacional, que entraron en operación a contar del 1 de enero de 2014, se valorizarán de acuerdo a lo dispuesto en el inciso quinto del artículo 103°.

La valorización de los referidos derechos será actualizada de acuerdo a la variación experimentada por el Índice de Precios al Consumidor.”.

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1241.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1242.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1243.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1244.- del Honorable Senador señor Guillier, 1245.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1246.- del Honorable Senador señor Pizarro, para incorporar un artículo transitorio, nuevo, del tenor que se indica:

“Artículo vigésimo tercero.- Los propietarios o quienes exploten las instalaciones de subtransmisión consideradas para el año base incluido en el Informe Técnico Definitivo para la Determinación del Valor Anual de los Sistema de Subtransmisión Cuadrienio 2011 - 2014, que sirvió de base a la dictación del Decreto N° 14, del Ministerio de Energía, de 14 de febrero de 2012, que Fija Tarifas de Subtransmisión y Transmisión Adicional y sus fórmulas de indexación para el cuadrienio 2011 - 2014, podrán optar por las siguientes alternativas de valorización para los derechos relacionados con el uso de suelo, tales como los referidos a adquisición de terrenos, su uso y goce, servidumbres voluntarias o forzosas, entre otros:

1. Acogerse al reconocimiento del 65% del valor contenido en dicho Informe Técnico, expresado en pesos al 31 de diciembre del año base, reajustado por el Índice de Precios al Consumidor.

2. Acogerse al procedimiento de valorización general que se señala en los incisos tercero y siguientes.

La elección de la alternativa de valorización escogida por las empresas subtransmisoras deberá abarcar la totalidad de las instalaciones de la respectiva empresa, comprendidas en el inciso primero y comunicarse a la Comisión, por el representante legal de las mismas, dentro de los 30 días siguientes a la publicación de la presente ley. En caso que no se efectúe dicha comunicación en el plazo antes señalado, las instalaciones de subtransmisión serán valorizadas en conformidad al procedimiento general indicado en el número 2 precedente.

Por su parte, para el caso de las instalaciones de subtransmisión existentes a la fecha de publicación de la presente ley, no comprendidas en el inciso primero, respecto a los cuales no conste el valor efectivamente pagado por concepto de derechos de uso de suelo o carezcan del título respectivo, las empresas deberán presentar ante la Superintendencia, dentro del plazo de 6 meses contados desde la publicación de la presente ley, una solicitud de valorización con indicación del año de constitución, las coordenadas georreferenciadas del polígono asociado a dichos terrenos, y otros antecedentes conforme a los términos del acto administrativo que la Superintendencia dicte para estos efectos.

En los casos señalados en el inciso precedente, la valorización de los derechos relacionados con el uso de suelo será determinada por una o más comisiones tasadoras designadas por la Superintendencia de acuerdo al artículo 63° de la ley. La valorización que practiquen las comisiones tasadoras se efectuará de acuerdo al valor del terreno correspondiente a la fecha de entrada en operación de la instalación respectiva. Las comisiones tasadoras considerarán los antecedentes aportados por las respectivas empresas, la Superintendencia, la Comisión y otros que estimen necesarios para el adecuado cumplimiento de sus funciones, pudiendo efectuar visitas a terreno para tales efectos. Los términos y condiciones de las actuaciones de las Comisiones Tasadoras serán definidos mediante acto administrativo dictado por la Superintendencia.

Dentro del plazo de 15 días contado desde la notificación de la resolución de la Comisión Tasadora, la Superintendencia remitirá los antecedentes respectivos al Coordinador para efectos del registro de la información conforme lo establecido en el artículo 72-8 letra j) de esta ley.

La definición de la superficie a valorizar será determinada por el Coordinador, de acuerdo a la menor cabida que resulte entre la superficie indicada en el título en el que consta la constitución del derecho de uso de suelo, en los casos que dicho título exista, o aquella que resulte de la aplicación de la norma de seguridad que para tales efectos dicte la Superintendencia. De no existir el título o no especificarse la superficie en él, se empleará aquélla que resulte de la aplicación de la norma citada.

En todo caso, las empresas podrán solicitar por motivos fundados que se considere para efectos de su valorización, todo o parte de la superficie contemplada en el título en que consta la constitución del respectivo derecho de uso de suelo, cuando dicha superficie sea mayor a la comprendida en la referida norma de seguridad y se encuentre previamente autorizado por la Superintendencia por motivos de mayor seguridad del sistema, o adicionalmente, cuando normativamente no fuese posible adquirir o usar terrenos en superficies menores, sin perjuicio de lo dispuesto en el inciso final del artículo 69°.

Los costos asociados al procedimiento de valorización descrito en el presente artículo serán de cargo de las respectivas empresas subtransmisoras.

Mediante acto administrativo dictado por la Superintendencia se establecerán las demás condiciones, etapas y plazos para la debida implementación del presente artículo.”.

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1247.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1248.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1249.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1250.- del Honorable Senador señor Guillier, 1251.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1252.- del Honorable Senador señor Pizarro, para introducir el siguiente artículo transitorio:

“Artículo vigésimo cuarto.- En un plazo de 120 días contados desde la publicación de la presente ley, los propietarios, arrendatarios, usufructuarios o quienes exploten a cualquier título las instalaciones del sistema dedicado deberán remitir copia de los contratos existentes por uso de las instalaciones de transmisión dedicada a la Comisión, la Superintendencia y al respectivo CDEC.”.

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Artículo vigésimo

1253.- De Su Excelencia la Presidenta de la República, 1254.- de la Honorable Senadora señora Allende, 1255.- del Honorable Senador señor García-Huidobro, 1256.- del Honorable Senador señor Guillier, 1257.- del Honorable Senador señor Ossandón y 1258.- del Honorable Senador señor Pizarro, para reemplazarlo por el siguiente:

“Artículo vigésimo quinto.- El régimen de recaudación, pago y remuneración de la transmisión nacional, se regirá, en lo pertinente, por las siguientes reglas desde la entrada en vigencia de la presente ley hasta el 31 de diciembre de 2034:

A. Las instalaciones del sistema de transmisión nacional cuya fecha de entrada en operación señalada en los Decretos de expansión respectivos sea posterior al 31 de diciembre del 2018 y las instalaciones asociadas a la interconexión SIC-SING, serán íntegramente pagadas por los clientes finales, a través del cargo único a que se refiere el artículo 115° de esta ley.

B. En el período que medie entre la entrada en vigencia de la presente ley y el 31 de diciembre de 2018, las normas que esta ley deroga en relación al régimen de recaudación, pago y remuneración se aplicarán íntegramente.

C. Las inyecciones provenientes de centrales generadoras a partir del 1° de enero de 2019, se regirán por las reglas permanentes contenidas en la presente ley, eximiéndose del pago de peajes de transmisión, salvo las inyecciones que se señalan en los literales siguientes.

D. Durante el período que medie entre el 1° de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034, a los pagos por el sistema de transmisión nacional por parte de las empresas generadoras por sus inyecciones y retiros asociados a contratos de suministro para clientes libres o regulados, celebrados con anterioridad a la entrada en vigencia de la presente ley, se le aplicarán las mismas reglas generales de cálculo del pago de la transmisión troncal que esta ley deroga, con las siguientes adecuaciones:

i. Los ingresos tarifarios esperados serán valorizados igual a cero.

ii. Por su parte, los ingresos tarifarios reales de los tramos del sistema de transmisión nacional serán descontados del V.A.T.T. respectivo, estableciendo de este modo el peaje mensual equivalente a cobrar sobre cada uno de los tramos del sistema.

iii. Los pagos de peajes se mantendrán en base al cálculo de participaciones esperadas, con los ajustes que señala este artículo. Dicho cálculo para cada año del período comprendido entre el 1° de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034, se efectuará anualmente por el Coordinador para todas las inyecciones y todos los retiros, aplicándose dichas prorratas sobre el V.A.T.T. de cada tramo, descontando en su pago equivalente mensual el ingreso tarifario real mensual según corresponda.

iv. El Coordinador deberá enviar a la Comisión, antes del 30 de noviembre de cada año, a partir de 2018, las prorratas mensuales sobre uso esperado asignables a inyecciones y retiros.

v. Para la determinación del peaje mensual, con independencia de las liquidaciones asociadas a las transferencias instantáneas entre empresas generadoras, se utilizará el ingreso tarifario real del segundo mes anterior al cual se aplique. Dichos ingresos tarifarios deberán estar disponibles a más tardar el día 1° del mes anterior. Para dichos efectos, el ingreso tarifario real del mes de enero de 2019 deberá estar determinado a más tardar durante la primera quincena de febrero del mismo año. Adicionalmente, en este periodo, y sólo para los primeros dos meses del año 2019, los ingresos tarifarios reales serán considerados con el valor cero, utilizando para el cálculo del peaje del mes de marzo de 2019, el ingreso tarifario real de enero de ese año.

vi. En el período que medie entre el 1° de enero 2019 y el 31 de diciembre de 2034, se deberá considerar en la asignación a la que se refiere el punto iii. del inciso segundo del artículo 114° bis.

vii. El cálculo del peaje de inyección se realizará considerando todas las centrales, el que se ajustará mensualmente y para cada año del período transitorio por los factores de ajuste contenidos en la siguiente tabla:

Con todo, sólo estarán obligadas al pago del peaje, las empresas señaladas en el literal D. que inyecten energía, hasta el valor resultante de multiplicar el peaje por inyección esperada, por el menor valor que resulte de comparar uno y el cuociente entre la energía retirada esperada y la energía inyectada esperada, de los contratos señalados.

viii. Se eliminarán los cargos señalados en los incisos primero y segundo de la letra a) del artículo 102° que esta ley deroga.

ix. Se distinguirán dos grupos de clientes finales:

1. Clientes libres de empresas generadoras, individualizados mediante Resolución Exenta de la Comisión, cuya energía contratada promedio anual es superior o igual a 4.500 MWh.

2. Los demás clientes, libres o regulados.

Para los clientes individualizados en el numeral 1, se considerará una prorrata individual, y se determinará su pago de peajes, conforme a lo siguiente:

a) La suma de las prorratas individuales, aplicadas sobre la reducción de pago de los generadores señalada precedentemente, será la que se indica en la tabla siguiente:

b) La aplicación de la metodología de pagos por retiros que esta ley deroga sobre las instalaciones que corresponda, considerando que las participaciones en el SIC asociadas a retiros del SING, son iguales a cero y a su vez, a las instalaciones que corresponda, considerando que las participaciones en el SING asociadas a retiros del SIC son iguales a cero.

c) Los cargos únicos aplicables de las nuevas obras de trasmisión nacional cuya fecha de entrada en operación señalada en los Decretos de expansión respectivos sea posterior al 31 de diciembre del 2018 y las instalaciones asociadas a la interconexión SIC-SING.

Para los clientes señalados en el numeral 2, se determinará un pago de peajes a través de un cargo único, conforme a lo siguiente:

a) Su proporción, sobre la reducción de pago de los generadores señalada en este artículo, según la siguiente tabla: