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

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.

Artículo VIGÉSIMO

Dentro del plazo de un año 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. 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.

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.

Artículo VIGESIMOPRIMERO

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 contado 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 vigésimo tercero transitorio.

Artículo VIGESIMOSEGUNDO

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

Artículo VIGESIMOTERCERO

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 Sistemas de Subtransmisión Cuadrienio 2011 - 2014, que sirvió de base a la dictación del Decreto 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 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:

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 treinta 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 seis meses contado 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 quince 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 la letra j) del artículo 72°-8 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.

Artículo VIGESIMOCUARTO

En un plazo de ciento veinte días contado 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.

Artículo VIGESIMOQUINTO

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 período, 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 la asignación a la que se refiere el ordinal 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:

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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 cociente entre la energía retirada esperada y la energía inyectada esperada, de los contratos señalados.

viii. Se eliminarán los cargos señalados en los párrafos primero y segundo de la letra a) del artículo 102° que esta ley deroga. ix. Se distinguirán dos grupos de clientes finales:

Para los clientes individualizados en el numeral 1, se considerará una prorrata individual, y se determinará su pago de peajes, conforme a lo siguiente:

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Para los clientes señalados en el numeral 2, se determinará un pago de peajes a través de un cargo único, conforme a lo siguiente:

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x. Las exenciones de pagos de peaje asociadas a las empresas a que hace referencia la letra C. de este artículo, así como también la exención de peajes para las centrales de medios de generación renovables no convencionales que esta ley deroga, serán asumidas íntegramente por los consumidores finales. xi. Las instalaciones del sistema de transmisión troncal que están asociadas a la interconexión SIC-SING individualizadas en el decreto supremo Nº 23 T, promulgado el año 2015 y publicado el año 2016, y en el decreto exento N° 158, promulgado y publicado el año 2015, ambos del Ministerio de Energía, serán identificadas e incorporadas en una resolución exenta de la Comisión. xii. No será aplicable lo establecido en el inciso quinto del artículo 101° que esta ley deroga.

E. Para el período comprendido entre el 1 de enero de 2019 y el 31 de diciembre de 2034, los propietarios de las centrales generadoras podrán sujetarse a un mecanismo de rebaja del peaje de inyección en forma proporcional a la energía contratada con sus clientes finales, libres o regulados. El mecanismo deberá considerar lo siguiente:

i. Las empresas generadoras, distribuidoras y clientes libres 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 el uso del sistema de 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. 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, de manera independiente para cada contrato cuya empresa 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 correspondiente 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 de ambas partes.

La exención del pago de peajes de inyección que resulte de lo dispuesto en el inciso anterior modificará las prorratas individuales de los clientes que suscriban estos acuerdos, los que pasarán a conformar parte del grupo de los clientes finales señalados en el numeral 2., de conformidad a la proporción de energía considerada en dichos acuerdos. Por tanto, la proporción de su prorrata individual que corresponda deberá adicionarse a los porcentajes señalados en la "Tabla Clientes no Individualizados" precedente.

ii. Se establece el plazo de dos años a contar de la publicación de la presente ley, para que las empresas puedan ejercer la facultad que establece este literal. Sin perjuicio de lo anterior, el cambio de régimen de pago se aplicará de manera común a partir del 1 de enero de 2019.

Artículo VIGESIMOSEXTO

Lo dispuesto en los incisos tercero y siguientes del artículo 158° de la ley General de Servicios Eléctricos regirá para todos los contratos vigentes a partir de la publicación de la presente ley.

Artículo VIGESIMOSÉPTIMO

Increméntase la dotación consignada en la ley de Presupuestos del Sector Público del año 2016 en 25 cupos, según la siguiente distribución:

Artículo VIGESIMOOCTAVO

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 VIGESIMONOVENO

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.".

Y por cuanto he tenido a bien aprobarlo y sancionarlo; por tanto promúlguese y llévese a efecto como Ley de la República.

Santiago, 11 de julio de 2016.- MICHELLE BACHELET JERIA, Presidenta de la República.- Máximo Pacheco Matte, Ministro de Energía.- Rodrigo Valdés Pulido, Ministro de Hacienda. Lo que transcribo a Ud. para su conocimiento.- Saluda Atte. a Ud. Jimena Jara Quilodrán, Subsecretaria de Energía.