ESTABLECE UN NUEVO SISTEMA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Y CREA UN ORGANISMO COORDINADOR INDEPENDIENTE DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

LEY NÚM. 20.936

Teniendo presente que el H. Congreso Nacional ha dado su aprobación al siguiente

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:

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. 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.".

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 todos 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 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.

Son también coordinados 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 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.

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, o el incumplimiento a lo dispuesto en el presente artículo, 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 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, verificando el cumplimiento de los requisitos y exigencias a la que ésta deberá sujetarse, e instruyendo 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 a los coordinados 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.

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 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.

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:

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

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 contado 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.

Artículo 72°-10.- 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 Reconstrucción, el Coordinador deberá ponerlas en conocimiento de la Fiscalía Nacional Económica o de las autoridades que corresponda.

Artículo 72°-11.- 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°-12.- 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 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:

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.

Artículo 72°-14.- 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°-15.- 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, identificación, cantidad y duración de fallas y 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.

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.

Artículo 72°-16.- 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°-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 a 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.

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 deberá informarse 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, 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.

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. 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 período de puesta en servicio deberá ser comunicado por el Coordinador a la Superintendencia pudiendo aplicarse las sanciones que correspondan.

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.

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 potencia.

Artículo 72°-18.- Retiro, modificación y desconexión de instalaciones. El retiro, modificación relevante, 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 relevante, 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, modificación 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 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 treinta días.

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

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°-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 el 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 5% 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 5% 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 5% 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 5% 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 al 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.

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.

Artículo 72°-22.- 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 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.

Asimismo, 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 los artículos 102° y siguientes.

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°.- 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.

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.

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, arrendatarios, usufructuarios, o quienes exploten a cualquier título las 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, arrendatarios, usufructuarios, o quienes exploten a cualquier título las 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 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. Asimismo, con excepción del sistema dedicado, 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, estudios y análisis de ingeniería o derechos de uso de dichas instalaciones, así como los requisitos técnicos y plazos para realizar dichas obras, conforme a lo que determine el reglamento.

En todo caso, el propietario, arrendatario, usufructuario, o quienes exploten a cualquier título, según corresponda, las instalaciones de transmisión sometidas a acceso abierto y el solicitante deberán 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. Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de la autorización de conexión, podrán 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, arrendatarios, usufructuarios, o quienes exploten a cualquier título, según corresponda, las 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, 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.

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, arrendatario, usufructuario o quien explote a cualquier título las instalaciones del sistema dedicado respectivo, según corresponda, o un pago anticipado conforme lo acuerden las partes, que caucione o remunere 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°-17, dentro del plazo señalado por el Coordinador en su respectiva autorización. 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.

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. 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.

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, arrendatario, usufructuario o quien los explote a cualquier título, según corresponda, lo que deberá ser determinado por el Coordinador.

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.

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 Servicios Eléctricos. La exportación y la importación de energía y demás servicios eléctricos 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 servicio 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, políticas medio ambientales que tengan incidencia 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. 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°.- Definición de Polos de Desarrollo de Generación Eléctrica. En la planificación energética de largo plazo, el Ministerio deberá identificar las áreas donde pueden existir polos de desarrollo de generación eléctrica, en adelante polos de desarrollo.

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 energí

Artículo 2

Modifícase el artículo 15° de la ley N°18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en el siguiente sentido:

"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;".

"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

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 212°-5.

El Comité de Nominación deberá elegir a los miembros del Consejo Directivo dentro del plazo de 4 meses contado 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 1 de enero de 2017, con excepción de las que se señalan a continuación, las que se ejercerán en las siguientes fechas:

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

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% de aporte del SIC y 30% 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 primero 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 1 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.

Por su parte, tratándose del financiamiento del presupuesto del Panel de Expertos para el año 2017, y el procedimiento para su recaudación y pago, serán aplicables las disposiciones que esta ley modifica.

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.

El presupuesto del Panel de Expertos para el año 2018, así como el procedimiento para su recaudación y pago, se regirán por lo dispuesto en los artículos 212 y 212-13. Corresponderá al Panel enviar el presupuesto anual a la Subsecretaría de Energía a más tardar el 30 de junio de 2017, para efectos de poder ser incorporado en las boletas o facturas emitidas a partir del mes de septiembre de 2017.

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 QUINTO

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 2016, sin perjuicio que deban renunciar a sus cargos por la casual señalada en el artículo anterior.

Los miembros del Directorio en ejercicio al momento que el Coordinador asuma sus funciones, percibirán sus honorarios por los tres meses siguientes.

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 segundo transitorio de la presente ley.

Artículo SÉPTIMO

Para los efectos laborales y previsionales, el Coordinador es el continuador legal de las personas jurídicas o entidades que sirven de soporte al CDEC SIC y del CDEC SING. En especial se aplicará lo dispuesto en el artículo 4° del Código del Trabajo.

Artículo OCTAVO

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, 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 NOVENO

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 hacen referencia los artículos 83° y siguientes, salvo lo referido en el inciso tercero del artículo 85°, que entrará en vigencia en el momento de la publicación de esta ley.

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.

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, del Ministerio de Energía, promulgado el año 2012 y publicado el año 2013, 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 Nº 23 T, del Ministerio de Energía, promulgado el año 2015 y publicado el año 2016, 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, promulgado y publicado el año 2014.

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.

Artículo DUODÉCIMO

Durante el período 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:

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, promulgado y publicado el año 2014, 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;

Artículo DECIMOTERCERO

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 noventa días contado 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 diez días.

Una vez recibidas las observaciones, la Comisión en el plazo de treinta 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 quince días el cual deberá emitir su dictamen en el plazo de treinta 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 quince 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 diez 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 y 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.

Artículo DECIMOCUARTO

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° 23 T, del Ministerio de Energía, promulgado el año 2015 y publicado el año 2016.

Artículo DECIMOQUINTO

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 DECIMOSEXTO

Los Procedimientos a que hace referencia el artículo 10 del decreto supremo N° 291, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, promulgado el año 2007 y publicado el año 2008, 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 artículo 72°-4, según corresponda.

Artículo DECIMOSÉPTIMO

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 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 2019.

Artículo DECIMONOVENO

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 N° 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 del 1 de enero de 2020 hasta el año 2023, se les aplicará los montos máximos definidos en el artículo 72°-20.