Artículo 149 ter.- Los remanentes de inyecciones de energía valorizados conforme a lo indicado en el artículo precedente que, transcurrido el plazo señalado en el contrato, no hayan podido ser descontados de los cargos de las facturaciones correspondientes, podrán, a voluntad del cliente, ser descontados de los cargos por suministro eléctrico correspondientes a inmuebles o instalaciones de propiedad del mismo cliente, conectadas a las redes de distribución del mismo concesionario de servicio público de distribución. El reglamento determinará el procedimiento y los requerimientos para acreditar la propiedad de un inmueble o instalación para los fines establecidos en el presente inciso. No obstante lo anterior, los clientes podrán optar a recibir un pago por parte de la empresa distribuidora por los remanentes de inyecciones de energía valorizados conforme a lo indicado en el artículo precedente que, transcurrido el plazo señalado en el contrato, no hayan podido ser descontados de los cargos de las facturaciones correspondientes, siempre que se cumplan las siguientes condiciones copulativas: a) Que los remanentes no provengan de un equipamiento de generación eléctrica o sistema de almacenamiento asociado a un inmueble o instalación vinculada a las disposiciones establecidas en el inciso segundo del artículo 149 bis. b) Que los remanentes no provengan de un equipamiento de generación eléctrica o sistema de almacenamiento asociado a un inmueble o instalación vinculada al mecanismo señalado en el inciso primero del presente artículo, salvo que estos inmuebles o instalaciones pertenezcan a una persona jurídica sin fines de lucro. c) Que el equipamiento de generación eléctrica o sistema de almacenamiento haya sido dimensionado para que, en condiciones normales de funcionamiento y en una base de tiempo anual, sus inyecciones de energía no produzcan remanentes que no puedan ser descontados de las facturaciones del o los inmuebles o instalaciones a los que éste se encuentre asociado, de acuerdo al procedimiento y los requisitos que establezca el reglamento. d) Que los remanentes no tengan su origen en incrementos en la capacidad de generación que no hayan cumplido con la condición anterior. En el caso que los remanentes tengan su origen en equipamiento de generación o sistema de almacenamiento correspondientes a inmuebles o instalaciones de clientes residenciales con potencia conectada inferior o igual a 20 kW o de personas jurídicas sin fines de lucro con potencia conectada inferior o igual a 50 kW, no será necesario cumplir con las exigencias de los literales c) y d) para que el cliente pueda optar al pago mencionado en el inciso anterior. El reglamento establecerá la manera de acreditar el cumplimiento de los requisitos anteriores, junto con la información que deberá utilizarse para este fin y los mecanismos de actualización de la misma. En caso de que sea necesario realizar mediciones de consumos o generación del cliente, éstas deberán ser ejecutadas de acuerdo con la normativa vigente por la empresa distribuidora, con cargo al solicitante, en las condiciones que se definan en el reglamento. Para los efectos del pago, la concesionaria deberá remitir al cliente un documento nominativo representativo de las obligaciones de dinero emanadas de las inyecciones no descontadas, salvo que dicho cliente haya optado por otro mecanismo de pago en el contrato respectivo. Los remanentes, debidamente reajustados de acuerdo al índice de precios al consumidor, que tras cinco años desde el año calendario en que fueron generados por el usuario aún no hayan podido ser descontados de los cargos de suministro de la facturación correspondiente o pagados al mismo, deberán ser informados por las empresas distribuidoras a la Comisión y al usuario que los hubiere generado, de acuerdo a los procedimientos, plazos y formatos establecidos en el reglamento. Estos remanentes serán utilizados en la comuna donde se emplaza el equipamiento de generación o sistema de almacenamiento para la determinación de los cargos y descuentos a los que se refieren el inciso cuarto del artículo 157. En el caso de los sistemas medianos, los remanentes antes señalados deberán ser incorporados en las tarifas traspasables a cliente final con la periodicidad y forma que determine el reglamento.

Artículo 149 quáter.- Sin perjuicio de lo establecido en los artículos anteriores, la energía que los clientes finales inyecten por medios de generación renovables no convencionales de acuerdo al artículo 149 bis, podrá ser considerada por las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía desde el sistema eléctrico nacional, a objeto del cumplimiento de la obligación establecida en el artículo 150 bis. Con dicho fin, anualmente, y cada vez que sea solicitado, la respectiva concesionaria de servicio público de distribución remitirá al cliente un certificado que dé cuenta de las inyecciones realizadas por el cliente a través de medios de generación renovables no convencionales. Copia de dicho certificado será remitida al Coordinador para efectos de su incorporación al registro a que se refiere el inciso sexto del artículo 150 bis. Mensualmente, y conjuntamente con cada facturación, la concesionaria deberá informar al cliente el monto agregado de inyecciones realizadas desde la última emisión del certificado a que se refiere este inciso. El certificado de inyecciones leídas constituirá título suficiente para acreditar inyecciones para el cumplimiento de la obligación establecida en el inciso primero del artículo 150 bis, por los valores absolutos de las inyecciones indicadas en él. Para tales efectos, el cliente podrá convenir, directamente, a través de la distribuidora o por otro tercero, el traspaso de tales inyecciones a cualquier empresa eléctrica que efectúe retiros en el sistema eléctrico nacional El reglamento establecerá los procedimientos que deberán seguirse para el traspaso de los certificados y la imputación de inyecciones pertinente.

Artículo 149 quinquies.- Los pagos, compensaciones o ingresos percibidos por los clientes finales en ejercicio de los derechos que les confieren los artículos 149 bis y 149 ter, no constituirán renta para todos los efectos legales y, por su parte, las operaciones que tengan lugar conforme a lo señalado en tales disposiciones no se encontrarán afectas a Impuesto al Valor Agregado. No podrán acogerse a lo dispuesto en el inciso precedente, aquellos contribuyentes del impuesto de Primera Categoría obligados a declarar su renta efectiva según contabilidad completa, con excepción de aquellos acogidos a los artículos 14 bis y 14 ter de la Ley sobre Impuesto a la Renta, contenida en el artículo 1° del decreto ley Nº 824, de 1974. Las concesionarias de servicio público de distribución deberán emitir las facturas que den cuenta de las inyecciones materializadas por aquellos clientes finales que gocen de la exención de Impuesto al Valor Agregado señalada en el inciso precedente, siempre que dichos clientes finales no sean contribuyentes acogidos a lo dispuesto en los artículos 14 bis y 14 ter de la Ley sobre Impuesto a la Renta, caso en el cual éstos deberán emitir la correspondiente factura. El Servicio de Impuestos Internos establecerá mediante resolución, la forma y plazo en que las concesionarias deberán emitir las facturas a que se refiere el inciso precedente.

Artículo 150º.- Eliminado.

Artículo 150° bis.- Cada empresa eléctrica que efectúe retiros de energía desde el sistema eléctrico nacional para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, estén o no sujetos a regulación de precios, deberá acreditar ante el Coordinador, que una cantidad de energía equivalente al 20% de sus retiros en cada año calendario haya sido inyectada a dicho sistema, por medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados. La empresa eléctrica podrá también acreditar el cumplimiento de la obligación señalada en el inciso primero, mediante inyecciones de energía renovable no convencional realizadas al sistema eléctrico nacional durante el año calendario inmediatamente anterior, en la medida que dichas inyecciones no hayan sido acreditadas para el cumplimiento de la obligación que correspondió a ese año. Cualquier empresa eléctrica que exceda el porcentaje señalado en el inciso primero de inyecciones de energía renovable no convencional dentro del año en que se debe cumplir la obligación, con energía propia o contratada y aunque no hubiese efectuado retiros, podrá convenir el traspaso de sus excedentes a otra empresa eléctrica. Una copia autorizada del respectivo convenio deberá entregarse al Coordinador para que se imputen tales excedentes en la acreditación que corresponda. La empresa eléctrica que no acredite el cumplimiento de la obligación a que se refiere este artículo al 1 de marzo siguiente al año calendario correspondiente, deberá pagar un cargo, cuyo monto será de 0,4 UTM por cada megawatt/hora de déficit respecto de su obligación. Si dentro de los tres años siguientes incurriese nuevamente en incumplimiento de su obligación, el cargo será de 0,6 UTM por cada megawatt/hora de déficit. Sin perjuicio de lo anterior, cualquier empresa eléctrica deficitaria podrá, con un límite de 50%, postergar hasta en un año la acreditación de la obligación que le corresponda al término de un año calendario, siempre que lo haya comunicado a la Superintendencia antes del 1 de marzo siguiente al año calendario referido. El Coordinador debera llevar un registro público único de las obligaciones, inyecciones y traspasos de energía renovable no convencional de cada empresa eléctrica, así como de toda la información necesaria que permita acreditar el cumplimiento de las obligaciones y la aplicación de las disposiciones contenidas en este artículo. Asimismo, el Coordinador llevarán un registro público de todas las transferencias y valores de los certificados de energías renovables no convencionales emitidos. Los cargos señalados en el inciso cuarto se destinarán a los clientes finales y a los clientes de las distribuidoras cuyos suministros hubieren cumplido la obligación prevista en el inciso primero de este artículo. Las sumas de dinero que se recauden por estos cargos, se distribuirán a prorrata de la energía consumida por los clientes indicados en el inciso anterior durante el año calendario en que se incumplió la obligación del inciso primero. El Coordinador calculará y dispondrá tanto el pago de los cargos que cada empresa deberá abonar para que se destinen a los clientes aludidos en base a los montos recaudados de las empresas que no hubiesen cumplido la obligación, así como las transferencias de dinero a que haya lugar entre ellas. La Superintendencia deberá requerir al Coordinador y a las empresas concernidas la información necesaria para fiscalizar el cumplimiento de las obligaciones que se les impone en este inciso. Toda controversia que surja en la aplicación del inciso anterior con el Coordinador promovida por las empresas eléctricas sujetas a la obligación prevista en el inciso primero o por las distribuidoras y clientes finales, será dictaminada por el panel de expertos, organismo que deberá optar por uno de los valores propuestos por quien promueve la discrepancia o por el referido Coordinador, entendiéndose que ésta se formaliza en las presentaciones que deberán realizar al panel, en sobre cerrado, dentro de los quince días siguientes al cálculo efectuado por el Coordinador. Para expedir el dictamen respectivo, el aludido Panel deberá ceñirse al procedimiento establecido en el artículo 211°. Sólo para los efectos de la acreditación de la obligación señalada en el inciso primero, se reconocerán también las inyecciones provenientes de centrales hidroeléctricas cuya potencia máxima sea igual o inferior a 40.000 kilowatts, las que se corregirán por un factor proporcional igual a uno menos el cuociente entre el exceso sobre 20.000 kilowatts de la potencia máxima de la central y 20.000 kilowatts, lo que se expresa en la siguiente fórmula: FP = 1 - ((PM - 20.000 kw)/20.000 kw) Donde FP es el factor proporcional antes señalado y PM es la potencia máxima de la central hidroeléctrica respectiva, expresada en kilowatts.

Artículo 150 ter.- Para dar cumplimiento a parte de la obligación establecida en el inciso primero del artículo anterior, el Ministerio de Energía deberá efectuar licitaciones públicas anuales, para la provisión de bloques anuales de energía provenientes de medios de generación de energía renovable no convencional. Para estos efectos, el Ministerio de Energía efectuará hasta dos licitaciones por año en caso que el bloque licitado no sea cubierto en su totalidad. Cada licitación se realizará para dar cobertura total a aquella parte de la obligación señalada en el inciso primero del artículo anterior, que no sea cubierta con la inyección de energía proveniente de proyectos de energías renovables no convencionales en operación, en construcción o bloques de energía adjudicados, al momento de iniciarse el proceso de licitación, respecto de la cuota exigible al tercer año posterior a ésta, el que será considerado para los efectos de este artículo como el año de inicio. Con todo, el Ministerio de Energía no estará obligado a efectuar las referidas licitaciones cuando la obligación señalada se encuentra cumplida. Los bloques adjudicados se destinarán a dar cumplimiento, en todo o parte, a la obligación señalada en el inciso primero del artículo anterior, por lo que las empresas eléctricas que efectúen retiros del sistema podrán acreditar su cumplimiento mediante los certificados emitidos producto de la inyección de energía licitada y efectivamente inyectada, a prorrata de sus retiros. Sin perjuicio de lo señalado, en caso que los bloques adjudicados no cubran en su totalidad lo indicado en las bases de licitación, o bien la licitación se declare desierta, el cumplimiento de la obligación respecto de dicho bloque se postergará para el año siguiente al de inicio. El bloque de energía a licitar se indicará en las bases de licitación correspondientes, sin que pueda superar la cuota de energía proveniente de medios de generación de energías renovables no convencionales establecida en la ley. Para estos efectos, el Ministerio de Energía solicitará a la Comisión un informe técnico que establezca el bloque de energía renovable no convencional a licitar, y para ello considerará el informe técnico definitivo de precios de nudo vigente al momento de publicación de las bases de licitación correspondientes. El período de vigencia de las inyecciones de energía licitadas, el bloque de energía anual a licitar y los precios adjudicados regirán por diez años consecutivos, contados desde la fecha de inicio de inyección de energía, conforme lo determinen las bases de licitación correspondientes. Las bases de licitación serán elaboradas por el Ministerio de Energía. Un reglamento determinará el contenido mínimo de las bases de licitación, el que también establecerá, entre otros, los criterios de evaluación de las ofertas y de selección del o los adjudicatarios, la información que se solicitará a las empresas eléctricas que corresponda y todas las demás materias necesarias para la debida ejecución de este artículo. Sin perjuicio de lo anterior, las bases de la primera licitación de cada proceso serán publicadas dentro del primer semestre del período correspondiente y, a lo menos, deberán especificar las condiciones de licitación, la información técnica y comercial que deberá entregar cada participante, las garantías, los plazos y las condiciones para postular, la forma en que se deben presentar las ofertas y los mecanismos para caucionar el cumplimiento de sus obligaciones. Podrán participar de los procesos de licitación todos aquellos proyectos que, al momento de publicarse las bases, no se encuentren interconectados al sistema eléctrico nacional. Los proponentes que presenten ofertas en los respectivos procesos de licitación deberán señalar en su propuesta el compromiso de inyección de energía renovable no convencional que realizarán anualmente, indicando el compromiso de inyección mensual para dar cumplimiento al mencionado compromiso anual. Adicionalmente, los proponentes deberán, a lo menos, cumplir con lo siguiente, conforme a las disposiciones de las bases correspondientes: (i) Acreditar que los proyectos de medios de generación renovables no convencionales de que son titulares cuentan con una resolución de calificación ambiental favorable, si correspondiere, conforme a la normativa vigente. (ii) Acreditar que los proyectos de medios de generación renovables no convencionales de los que son titulares, y que participen en la licitación, tienen un capital suscrito, o bien cuentan con compromisos formales de aporte de capital, igual o superior al 20% del total requerido para construir y poner en operación el proyecto respectivo. (iii) Acreditar que son propietarios, usufructuarios, arrendatarios, concesionarios o titulares de servidumbres sobre los terrenos en los cuales se ubiquen o construyan el o los medios de generación de energías renovables no convencionales, toda o parte de cuya producción sea ofertada en la licitación; que han solicitado la respectiva concesión, o bien que cuentan con un contrato de promesa relativo a la tenencia, uso, goce o disposición del inmueble que lo habilite para desarrollar el proyecto. (iv) Entregar una caución por seriedad de la oferta. (v) Entregar una caución para garantizar la materialización efectiva del proyecto, de acuerdo a las características técnicas de la propuesta presentada. La adjudicación se efectuará tomando en consideración los volúmenes de energía ofertada y los precios unitarios asociados a ellos, debiendo adjudicarse las ofertas con menores precios. En el caso que haya ofertas en más de un punto de inyección, la comparación entre los precios ofertados se hará refiriendo todos los precios a un punto particular del sistema. Para ello, se considerarán los precios de energía ofertados corregidos por la razón entre el precio de nudo de energía en dicho punto particular del sistema y el precio de nudo de energía en el punto de inyección, ambos señalados en el informe técnico definitivo de precios de nudo más reciente, vigente a la fecha de publicación de las bases de licitación, o el mecanismo que establezca el reglamento. Con todo, en las bases de licitación correspondientes se establecerá un precio máximo para la energía igual al costo medio de desarrollo de largo plazo de generación de un proyecto de expansión eficiente en el sistema correspondiente, cuyo valor actual neto es igual a cero. Para ello se considerará lo consignado en el informe técnico definitivo de precio de nudo, y que podrá incrementarse en hasta un 10% adicional. A cualquier proponente le podrá ser adjudicada la totalidad o un monto parcial del o los bloques de energía que haya ofertado. El precio de energía que percibirán aquellos adjudicatarios en los procesos de licitación corresponderá al que cada participante haya indicado en su propuesta, e incluirá tanto el valor de la energía como el del certificado emitido por el Coordinador de la energía proveniente de medios de generación renovables no convencionales. Junto con ofertar un precio para el mes inicial, los proponentes podrán incluir un mecanismo de indexación, el que deberá ajustarse a lo que las bases indiquen. Para estos efectos, el Coordinador realizará una liquidación mensual del balance de energía renovable no convencional inyectada, considerando el promedio mensual de los costos marginales instantáneos en el punto de inyección y el precio licitado. En caso que el balance arroje que el ingreso producto de la energía inyectada, valorizada al costo marginal promedio, sea mayor al ingreso por la energía inyectada valorizada al precio licitado, las empresas eléctricas que efectúen retiros del sistema recibirán la diferencia, a prorrata de sus retiros, hasta un valor máximo de 0,4 UTM por MWh, percibiendo el exceso de dicha cifra el respectivo generador renovable no convencional. Por su parte, en caso que el ingreso por la energía inyectada, valorizada al promedio mensual de los costos marginales, sea inferior al ingreso por la energía inyectada valorizada al precio licitado, las empresas eléctricas que efectúen retiros del sistema deberán pagar la diferencia, a prorrata de sus retiros, hasta un valor máximo de 0,4 UTM por MWh. En caso que la energía mensual efectivamente inyectada por un proponente que se haya adjudicado la licitación sea mayor o igual al bloque mensual comprometido, el excedente de energía se valorizará a costo marginal instantáneo de cada sistema eléctrico, en concordancia con lo señalado en el inciso segundo del artículo 149° de la presente ley. El adjudicatario recibirá un monto igual a la valorización del bloque comprometido de acuerdo a las condiciones ofertadas más un monto correspondiente al excedente de energía, valorizada en la forma indicada precedentemente. Al mismo tiempo, el adjudicatario recibirá los certificados de energías renovables no convencionales emitidos por el Coordinador, correspondientes a la inyección del mencionado excedente de energía. La energía inyectada mensualmente correspondiente a bloques adjudicados y comprometidos en alguna de las licitaciones a las que se refiere este artículo se empleará para el cumplimiento de la obligación señalada en el inciso primero del artículo anterior. Para ello, cada mes se asignará esta energía a todas las empresas que realicen retiros, a prorrata de los montos de energía retirados en el mes por cada una de ellas. Las valorizaciones de energía mencionadas, así como la determinación de transferencias monetarias, serán realizadas por el Coordinador.

Artículo 151º.- Los precios máximos de que trata este Título serán calculados por la Comisión de acuerdo con los procedimientos que se establecen más adelante, y fijados mediante decreto del Ministerio de Energía, expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República". Si dentro de un período igual o menor a 6 meses, las tarifas eléctricas para usuarios residenciales, urbanos y rurales, registrasen un incremento real acumulado, igual o superior a 5%, el Presidente de la República, mediante decreto supremo fundado expedido a través del Ministerio de Energía, que deberá ser suscrito, además, por el Ministro de Hacienda, podrá establecer un subsidio transitorio al pago del consumo de energía eléctrica que favorecerá a usuarios residenciales de escasos recursos, calificados como tales a través de la ficha de familia respectiva o el instrumento que la reemplace, que se encuentren al día en el pago de las cuentas por concepto de dicho consumo, cuyo monto mensual, duración, beneficiarios, procedimiento de concesión y pago y demás normas necesarias, serán determinados en el referido decreto supremo. El subsidio a que se refiere el inciso anterior, será descontado por las empresas concesionarias de servicio público de distribución a sus respectivos clientes beneficiarios del subsidio. En la boleta que se extienda al usuario, deberá indicarse separadamente el precio total de las prestaciones, el monto subsidiado y la cantidad a pagar por el usuario. Una vez efectuados los descuentos referidos en el inciso anterior, las empresas concesionarias del servicio público de distribución deberán acreditar ante la Superintendencia los montos descontados, a efectos que ésta autorice el pago del monto respectivo mediante resolución exenta, que será título suficiente para que la Tesorería General de la República proceda al pago a dichas empresas.

Artículo 152º.- Las empresas eléctricas de generación y de transporte, sean o no concesionarias, que efectúen ventas sometidas a fijación de precios, tendrán siempre derecho a que la tarifa fijada por el Ministerio de Energía sea como mínimo la que se establece siguiendo los procedimientos del artículo 155° y siguientes de esta ley. Asimismo los concesionarios de servicio público de distribución que operan en el sistema eléctrico nacional y en los sistemas medianos tendrán siempre derecho a obtener con la tarifa fijada, una rentabilidad económica mínima, para el conjunto de todas las empresas que operan en estos sistemas, igual a la tasa de actualización a que se refiere el artículo 182° menos cinco puntos. El procedimiento para calcular la rentabilidad económica corresponde al que se establece en el artículo 193° de la presente ley. El Valor Nuevo de Reemplazo a usar en este cálculo no debe incluir los aportes de terceros.

Artículo 153º.- En caso de que las empresas o concesionarios, que se mencionan en el artículo anterior consideren que las tarifas fijadas por la autoridad causan perjuicio a sus legítimos derechos o intereses, podrán recurrir ante la justicia ordinaria, reclamando la indemnización correspondiente. El afectado podrá recurrir a la justicia ordinaria de acuerdo a las reglas generales para perseguir las indemnizaciones a que haya lugar.

Artículo 154º.- El procedimiento para la determinación de precios dependerá del tamaño de los sistemas eléctricos desde los cuales son efectuados los suministros, en conformidad a lo establecido en los Capítulos II y III de este Título.

Artículo 155º.- En el sistema eléctrico nacional y en los sistemas medianos se distinguirán dos niveles de precios sujetos a fijación: 1.- Precios a nivel de generación- transporte. Estos precios se denominarán "precios de nudo" y se definirán para todas las subestaciones de generación- transporte desde las cuales se efectúe el suministro. Los precios de nudo tendrán dos componentes: precio de la energía y precio de la potencia de punta; 2.- Precios a nivel de distribución. Estos precios se determinarán sobre la base de la suma del precio de nudo, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, y de un valor agregado por concepto de costos de distribución y los cargos señalados en los artículos 115°, 116° y 212°-13. A los suministros indicados en los números 1 y 2 del artículo 147°, con las salvedades allí señaladas, les serán aplicables los precios a nivel de distribución. A los suministros indicados en el número 3 del artículo 147°, con las salvedades allí señaladas, les serán aplicables los siguientes precios: -Precio de nudo y cargos destinados a remunerar los sistemas de transmisión conforme señalan los artículos 115° y 116°: si el suministro se efectúa a partir de las instalaciones de generación- transporte de la empresa que efectúa la venta. -Precios a nivel de distribución: si el suministro se efectúa a partir de las instalaciones de distribución de la empresa que efectúa la venta. Sin embargo, los precios a nivel de distribución que se le fijen a la empresa que efectúa la compra, para las ventas a precio fijado que ella realice, se determinarán considerando los precios de nudo que correspondan, de acuerdo a lo señalado en el número 2 de este artículo. - Cargo por Servicio Público a que hace referencia el artículo 212°-13.

Artículo 156º.- Los precios de energía y potencia obtenidos en las licitaciones reguladas en el artículo 131º y siguientes, llamados "precios de nudo de largo plazo", y sus fórmulas de indexación, se incluirán en el decreto contemplado en el artículo 171º que se dicte con posterioridad al término de la licitación respectiva. 1982, Minería

Artículo 157.- Los concesionarios de servicio público de distribución deberán traspasar a sus clientes finales sometidos a regulación de precios, los precios de generación que resulten de promediar los precios vigentes para dichos suministros conforme a sus contratos o al decreto respectivo para el caso de los sistemas medianos. El promedio se obtendrá al ponderar los precios por la cantidad de energía correspondiente. El reglamento establecerá el mecanismo de traspaso de dichos precios promedio a los clientes sometidos a regulación de precios, con resguardo de la debida coherencia entre la facturación de los contratos de suministro en los puntos de compra y los retiros físicos asociados a dichos contratos, y la tarificación de los segmentos de transmisión. Las diferencias que resulten de la aplicación de lo señalado precedentemente deberán incorporarse en los precios traspasables a clientes sometidos a regulación de precios, a través de los correspondientes decretos tarifarios. Si el precio promedio de energía de una concesionaria, determinado para la totalidad de su zona de concesión, sobrepasa en más del 5% el promedio ponderado del precio de energía para todas las concesionarias del sistema eléctrico nacional y de los sistemas medianos, el precio promedio de tal concesionaria deberá ajustarse de modo de suprimir dicho exceso, el que será absorbido en los precios promedio de los demás concesionarios que operan en el sistema eléctrico nacional, a prorrata de las respectivas energías suministradas para clientes regulados. Para efectos de la comparación señalada, los precios promedio deberán referirse a una misma subestación eléctrica en el sistema eléctrico nacional y en los sistemas medianos, según corresponda. Adicionalmente, en aquellas comunas NOTA intensivas en generación eléctrica ubicadas en el sistema eléctrico nacional, se aplicará un descuento a la componente de energía del precio de nudo establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución que las concesionarias de distribución traspasan a los suministros sometidos a regulación de precios. Este descuento se efectuará luego de aplicado el mecanismo contemplado en el artículo 191 y se calculará en función del Factor de Intensidad de cada comuna, de acuerdo a la siguiente escala: . El Factor de Intensidad de cada comuna será calculado por la Comisión sobre la base de los datos que ésta obtenga para tales efectos, e informado al Ministerio con ocasión de la fijación de precios semestral a que se refiere el artículo 158. Los descuentos señalados serán absorbidos por los suministros sometidos a regulación de precios de las comunas no intensivas en generación, a través de un cargo en la componente de energía del precio de nudo establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución. Junto con lo anterior, en aquellas comunas en que se emplacen centrales cuya energía eléctrica generada, en su conjunto, sea mayor al 5% de la energía eléctrica generada por las centrales interconectadas al sistema eléctrico nacional, se aplicará un descuento adicional al establecido en el inciso anterior. Los descuentos adicionales a que dé lugar la aplicación del presente inciso serán absorbidos por todos los suministros de clientes sometidos a regulación de precios de las comunas no intensivas en generación que se emplacen en el sistema eléctrico nacional. El descuento se aplicará en la misma forma señalada en los incisos anteriores y de acuerdo a la siguiente tabla: . Para estos efectos, se considerará como energía eléctrica generada por una central generadora, aquella energía que ha inyectado al sistema durante los doce meses continuos anteriores al mes en que comience el proceso de fijación de precios a que se refiere el inciso cuarto. Será deber del Coordinado informar a la Comisión la cantidad de energía eléctrica generada por generadora, para que las considere en el informe técnico a que se refiere el artículo 158. Sin perjuicio de lo anterior, en caso que una determinada comuna favorecida por el mencionado descuento pase a aportar menos del 5% sobre la energía generada, la comuna recibirá un descuento equivalente al 7,5% hasta la siguiente fijación semestral, en los mismos términos indicados en los incisos anteriores. Para el caso de las centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica, cuyas instalaciones principales, tales como la bocatoma, la sala de máquina, la represa y el embalse, se emplacen en el territorio de más de una comuna, la metodología señalada en los incisos tercero al sexto anteriores será aplicable a todas las comunas donde se emplace la central, de acuerdo al Factor de Intensidad de dichas comunas y a su porcentaje de aporte a la energía generada. Lo anterior también aplicará para el caso de las centrales def NOTA inidas en el literal ab) del artículo 225 que se emplacen en el territorio de más de una comuna. Para efectos de determinar la ubicación de las centrales generadoras, la Comisión podrá requerir a otros servicios o autoridades antecedentes sobre la ubicación de éstas. Las reliquidaciones entre empresas concesionarias a que dé origen el mecanismo señalado en el presente artículo serán calculadas por el Coordinador. La reliquidación que pueda efectuarse entre concesionarios de servicio público de distribución no afectará la obligación del concesionario respectivo de pagar a su suministrador el precio íntegro de la energía y potencia recibida. Los procedimientos para dar cumplimiento a lo establecido en este artículo se contendrán en el reglamento, de acuerdo a lo que establezca el decreto a que hace referencia el artículo 158°. Para efecto de la aplicación del presente artículo, las empresas concesionarias de distribución deberán proporcionar toda la información que sea requerida por el Coordinador y la Comisión. NOTA Las letras b) y c) del numeral 20 del artículo 1° de la Ley 20936, publicada el 20.07.2016, introducen modificaciones en los incisos tercero y final del presente artículo. Sin embargo, por las modificaciones que previamente introdujo la ley 20928, publicada el 22.06.2016, se alteró la ubicación de tales incisos, los que han pasado a ser, respectivamente, octavo y penúltimo, aunque sin cambios en su redacción. En comunicación con la Comisión Nacional de Energía, se ha determinado efectuar las modificaciones en los actuales incisos octavo y penúltimo, antiguos tercero y final, a fin que el texto actualizado contenga efectivamente las disposiciones de la ley 20936, en la ubicación que se tuvo presente al tiempo de su discusión legislativa.

Artículo 158º.- Los precios promedio que los concesionarios de servicio público de distribución, calculados conforme al artículo anterior y que deban traspasar a sus clientes regulados, serán fijados mediante decreto del Ministerio de Energía, expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República", previo informe de la Comisión. Dichos decretos tendrán una vigencia semestral y serán dictados en la oportunidad que determine el reglamento. Una vez vencido el período de vigencia de los precios promedio, éstos continuarán vigentes mientras no sean fijados los nuevos precios de acuerdo a lo dispuesto en el presente artículo. Los concesionarios de servicio público de distribución del sistema eléctrico nacional pagarán a sus suministradores los niveles de precios de los contratos respectivos considerados en el decreto semestral vigente a que se refiere el presente artículo. Los precios asociados a los contratos señalados comenzarán a regir a partir de la fecha en que se inicie el suministro, conforme indique el contrato respectivo, y se aplicarán una vez que se dicte el decreto semestral correspondiente. Sólo en el caso de contratos que inicien su suministro durante el período de vigencia del respectivo decreto y mientras éste no se haya publicado, los concesionarios de servicio público de distribución pagarán a sus suministradores los precios del correspondiente contrato establecidos en el referido decreto que se encuentre dictado. Asimismo, los precios que resulten de la indexación de los precios de los contratos entrarán en vigencia a partir de la fecha que origine la indexación y se aplicarán una vez que se dicte el decreto semestral correspondiente. No obstante, la concesionaria de distribución pagará o descontará al suministrador a más tardar hasta el siguiente período semestral, las diferencias de facturación resultantes de la aplicación de los niveles de precios fijados en el respectivo contrato, respecto de aquellos establecidos en el decreto semestral correspondiente. Asimismo, tales diferencias de facturación deberán ser traspasadas a los clientes regulados a través de las tarifas del decreto semestral siguiente, reajustadas de acuerdo al interés corriente vigente a la fecha de dictación de dicho decreto. Lo anterior, en conformidad a lo que se establezca en el reglamento. Los concesionarios que presten servicio público de distribución en los sistemas medianos se regirán por lo dispuesto en los artículos 178 y siguientes, respecto de dicho sistema.

Artículo 159º.- En el sistema eléctrico nacional, los precios de nudo calculados conforme a lo establecido en el artículo 162º, deberán reflejar un promedio en el tiempo de los costos marginales de suministro a nivel de generación-transporte para usuarios permanentes de muy bajo riesgo. Por su naturaleza, estos precios estarán sujetos a fluctuaciones que derivan de situaciones coyunturales, como variaciones en la hidrología, en la demanda, en los precios de combustibles y otros. En los sistemas medianos, los precios de nudo se calcularán sobre la base del costo incremental de desarrollo y los costos totales de largo plazo para los segmentos de generación y transmisión, según corresponda, de sistemas eficientemente dimensionados. Asimismo, el cálculo deberá propender al desarrollo óptimo de las inversiones y considerar la incorporación de energías renovables y almacenamiento, para el cumplimiento de los objetivos de eficiencia económica, competencia y seguridad. Todo lo anterior, con el fin de operar las instalaciones de modo de preservar la seguridad del servicio en dichos sistemas, y garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del correspondiente sistema mediano. Los precios de nudo de los sistemas eléctricos indicados en el inciso anterior serán calculados y fijados según lo dispuesto en los artículos 173º y siguientes.

Artículo 160º.- Los precios de nudo de corto plazo definidos en el artículo 162º deberán ser fijados semestralmente. Estos precios se reajustarán en conformidad a lo estipulado en el artículo 172°, cuando el precio de la potencia de punta o de la energía, resultantes de aplicar las fórmulas de indexación que se hayan determinado en la última fijación semestral de tarifas, experimente una variación acumulada superior a diez por ciento. Las notificaciones y comunicaciones que se efectúen en el proceso de fijación de los precios de nudo, a que hace referencia el inciso anterior, podrán efectuarse a través de medios electrónicos.

Artículo 161º.- Los precios de nudo de largo plazo se reajustarán de acuerdo con sus respectivas fórmulas de indexación, con ocasión de cada fijación de precios a que se refiere el artículo 171°. Estos nuevos precios serán utilizados para determinar los precios promedio indicados en el artículo 157º. Si, dentro del período que medie entre los meses señalados en el artículo 171°, al aplicar la fórmula de indexación respectiva, un precio de nudo de largo plazo experimenta una variación acumulada superior al diez por ciento, éste será reajustado, debiendo la Comisión calcular los nuevos precios promedio de cada distribuidora según lo señalado en el artículo 157º.

Artículo 162°.- Para cada fijación semestral, los precios de nudo de corto plazo se calcularán de la siguiente forma: 1.- Sobre la base de una previsión de demandas de potencia de punta y energía del sistema eléctrico para los siguientes diez años, y considerando las instalaciones existentes y aquellas declaradas por la Comisión en construcción, se determina el programa de obras de generación y transmisión que minimiza el costo total actualizado de abastecimiento, correspondiente a la suma de los costos esperados actualizados de inversión, operación y racionamientos durante el período de estudio; 2.- Con el programa de obras definido anteriormente y considerando básicamente la demanda de energía, los stocks de agua en los embalses, los costos de operación de las instalaciones, los costos de racionamiento y la tasa de actualización indicada en la letra d) del artículo 165º, se determina la operación del sistema eléctrico que minimiza la suma del costo actualizado de operación y de racionamiento, durante el período de estudio. Para la operación del sistema definida anteriormente se calculan los costos marginales de energía del sistema, incluida la componente de racionamiento en los primeros meses de operación, con un mínimo de veinticuatro y un máximo de cuarenta y ocho meses, promediándose los valores obtenidos con factores de ponderación correspondientes a las demandas actualizadas de energía durante ese período. Los valores así obtenidos, para cada una de las barras, se denominan precios básicos de la energía; por costo de racionamiento se entiende el costo por kilowatthora incurrido, en promedio, por los usuarios al no disponer de energía, y tener que generarla con generadores de emergencia, si así conviniera. Este costo de racionamiento se calculará como valor único y será representativo de los déficit más frecuentes que pueden presentarse en el sistema eléctrico; 3.- Se determina el tipo de unidades generadoras más económicas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual en una o más subestaciones troncales del sistema eléctrico, conforme los balances de demanda y oferta de potencia en los subsistemas que corresponda. Como oferta de potencia se considerará tanto la aportada por las centrales generadoras como aquella aportada por los sistemas de transmisión. Se calcula el costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada de cada subsistema eléctrico con este tipo de unidades. Los valores así obtenidos se incrementan en un porcentaje igual al margen de reserva de potencia teórico del respectivo subsistema. El valor resultante del procedimiento anterior se denominará precio básico de la potencia de punta en el subsistema respectivo; 4.- Eliminado; 5.- Para cada una de las barras del sistema de transmisión nacional del subsistema eléctrico que corresponda, y que no tenga determinado un precio básico de potencia, se calcula un factor de penalización de potencia de punta que multiplicado por el precio básico de la potencia de punta del subsistema correspondiente, determina el precio de la potencia punta en la barra respectiva; 6.- El cálculo de los factores de penalización de potencia de punta a que se refiere el número 5 anterior, se efectúa considerando las perdidas marginales de transmisión de potencia de punta, considerando el programa de obras de generación y transmisión señalado en el número 1 de este artículo, y 7.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el presente artículo deberán ser expresados a los precios existentes en el segundo mes anterior al establecido para la comunicación del informe técnico a que se refiere el artículo 169°. 8.- Eliminado.

Artículo 163°.- El Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, podrá dictar un decreto de racionamiento, en caso de producirse o proyectarse fundadamente un déficit de generación en un sistema eléctrico, a consecuencia de fallas prolongadas de centrales eléctricas o de situaciones de sequía. El decreto que se dicte, además de establecer los cálculos, valores y procedimientos a que se refiere el inciso séptimo de este artículo, dispondrá las medidas que, dentro de sus facultades, la autoridad estime conducentes y necesarias para evitar, manejar, disminuir o superar el déficit, en el más breve plazo prudencial. Dichas medidas se orientarán, principalmente, a reducir los impactos del déficit para los usuarios, a incentivar y fomentar el aumento de capacidad de generación en el respectivo sistema, a estimular o premiar el ahorro voluntario y a aminorar los costos económicos que dicho déficit pueda ocasionar al país. En el caso del sistema eléctrico nacional, el déficit registrado en el sistema deberá distribuirse proporcionalmente y sin discriminación de ninguna especie entre todas las empresas generadoras, tomando como base la globalidad de sus compromisos. Estas, por su parte, deberán pagar a sus clientes distribuidores o finales sometidos a regulación de precios, cada kilowatt-hora de déficit que los haya afectado, determinado sobre la base de sus consumos normales, a un valor igual a la diferencia entre el costo de racionamiento y el precio básico de la energía, a los que se refiere el artículo anterior. Para estos efectos se entenderá como consumo normal de un cliente en un período, aquel que resulte de considerar el consumo de energía facturado por el generador en el mismo período del último año sin racionamiento, incrementado en la tasa anual de crecimiento del consumo que se hubiere considerado en la previsión de demandas de energía para el sistema eléctrico, en la última fijación de precios de nudo a que se refiere el artículo 162º. Los clientes distribuidores, a su vez, deberán traspasar íntegramente el monto recibido a sus clientes finales sometidos a regulación de precios. Para los efectos de este artículo, las situaciones de sequía o las fallas de centrales eléctricas que originen un déficit de generación eléctrica que determine la dictación de un decreto de racionamiento, en ningún caso podrán ser calificadas como fuerza mayor o caso fortuito. En particular, los aportes de generación hidroeléctrica que correspondan a años hidrológicos más secos que aquellos utilizados en el cálculo de precios de nudo a que se refiere el artículo 162º, no constituirán límite para el cálculo de los déficit, ni serán consideradas como circunstancia de fuerza mayor o caso fortuito. El déficit que las empresas generadoras están obligadas a pagar, de conformidad a este artículo, no estará limitado a aquel que se calcule para el primer año hidrológico de la sequía. Por año hidrológico se entiende un período de doce meses que comienza en abril. Tampoco se considerarán fuerza mayor o caso fortuito, las fallas de centrales a consecuencia de restricciones totales o parciales de gas natural provenientes de gaseoductos internacionales. En todo caso, el ejercicio de acciones jurisdiccionales no obstará al pago de las compensaciones previstas en los incisos anteriores. En los casos no previstos en el inciso cuarto, la empresa generadora respectiva podrá solicitar a la Superintendencia que efectúe la declaración prevista en el Nº 11, del artículo 3º, de la ley orgánica de dicho servicio, para que compruebe si el déficit del sistema se ha debido a caso fortuito o fuerza mayor. La Superintendencia deberá pronunciarse en el plazo máximo de diez días. La impugnación judicial se sujetará al procedimiento establecido en el artículo 19 de la ley Nº 18.410. El decreto de racionamiento previsto en este artículo, además de las medidas y estipulaciones descritas en los incisos anteriores, explicitará, basándose en un informe previo de la Comisión Nacional de Energía, el monto del pago por cada kilowatt-hora de déficit, como asimismo las demás condiciones que deberán aplicar las empresas generadoras para el cálculo o registro de los déficit, y los montos y procedimientos que aplicarán las empresas distribuidoras para traspasar a su vez los montos recibidos a sus clientes finales. Todos los cálculos deberán basarse en los valores utilizados en la última fijación de precios de nudo a que se refiere el artículo 162º para el sistema eléctrico en cuestión. No obstante, el valor a utilizar para el costo de racionamiento no podrá superar, expresado en unidades de fomento, el promedio de los costos de racionamiento utilizados en las últimas seis fijaciones de precios de nudo. Las transferencias de energía que se produzcan entre las empresas sujetas a coordinación, resultantes de la dictación de un decreto de racionamiento, también se valorizarán al costo marginal instantáneo aplicable a las transacciones de energía en el sistema, el que en horas de racionamiento equivale al costo de falla. En los sistemas medianos el reglamento establecerá las disposiciones necesarias para hacer frente al racionamiento, así como las condiciones de oferta de generación a partir de las cuales éste deba decretarse, tales como fallas prolongadas de centrales eléctricas o situaciones de sequía, entre otras razones, las que en ningún caso podrán ser calificadas como fuerza mayor o caso fortuito. Asimismo, el decreto que dicte el Ministerio señalará, en base a un informe previo de la Comisión Nacional de Energía, el monto del pago por cada kilowatt-hora de déficit, en consistencia con la metodología señalada en el inciso séptimo y en la demás normativa vigente, las otras condiciones que deberán aplicar las empresas generadoras para el cálculo o registro de los déficits, y los montos y procedimientos que aplicarán las empresas distribuidoras para traspasar a su vez los montos recibidos a sus clientes finales.

Artículo 164º.- Todo cliente sometido a regulación de precios tiene derecho a recibir las compensaciones del artículo anterior, independientemente del origen de la obligación de abastecer a la concesionaria de servicio público de distribución por las empresas generadoras.

Artículo 165°.- Dentro de los primeros quince días del mes anterior al establecido para la comunicación del informe técnico a que se refiere el artículo 169°, la Comisión deberá poner en conocimiento del Coordinador y de los coordinados a través de éste, el informe técnico del cálculo de los precios de nudo según el procedimiento indicado en el artículo 162º de la presente ley, y que explicite y justifique: a) La previsión de demanda de potencia y energía del sistema eléctrico; b) El programa de obras de generación y transmisión existentes y futuras; c) Los costos de combustibles, costos de racionamiento y otros costos variables de operación pertinentes; d) La tasa de actualización utilizada en los cálculos, la cual será igual al 10% real anual; e) Los valores resultantes para los precios de nudo, y f) La fórmula de indexación que se aplicará para las fijaciones provisorias establecidas en el artículo 160º de la presente ley.

Artículo 166°.- Las empresas y entidades, a que se refiere el artículo 165°, comunicarán a la Comisión, en los plazos que se establezcan en el reglamento, sus observaciones al informe técnico elaborado por la Comisión. Cada empresa deberá informar a la Comisión, antes del último día de cada mes, respecto de sus clientes no sometidos a regulación de precios, en adelante "clientes libres", y distribuidoras, al menos, lo siguiente: a) La potencia; b) La energía; c) El punto de suministro correspondiente; d) El precio medio cobrado por las ventas efectuadas a precio libre, y e) El precio medio cobrado por las ventas efectuadas a precios de nudo de largo plazo. La información indicada en las letras anteriores corresponderá a la del segundo mes anterior al de la comunicación señalada en el inciso primero. Los precios medios señalados en las letras d) y e) deberán ser expresados en moneda real al final del período informado, de acuerdo con los mecanismos que establezca el reglamento. La Comisión podrá aceptar o rechazar, total o parcialmente, las observaciones de las empresas; sin embargo, los precios de nudo definitivos de energía y potencia que ésta determine deberán ser tales que el Precio Medio Teórico se encuentre dentro de la Banda de Precios de Mercado señalada en el artículo 168º.

Artículo 167º.- El procedimiento de determinación y comparación de los Precios Medios de Mercado y Teórico será el siguiente: 1) A partir de los precios medios informados conforme a las letras d) y e) del artículo anterior, se calculará el Precio Medio de Mercado. Éste será determinado como el cuociente entre la suma de las facturaciones efectuadas por todos los suministros de energía y potencia a clientes libres y distribuidoras indicados en el artículo 166°, y el total de la energía asociada a dichos suministros, ambas ocurridas en el período de cuatro meses que culmina en el tercer mes anterior al establecido para la comunicación del informe técnico a que se refiere el artículo 169°; 2) A partir de la energía y potencia de los suministros efectuados a clientes libres y distribuidoras, informadas conforme al artículo 166°, se determinará el Precio Medio Teórico. Este se calculará como el cuociente entre la facturación teórica, que resulta de valorar los suministros señalados a los precios de nudo de energía y potencia determinados por la Comisión, incluidos los cargos destinados a remunerar el sistema de transmisión nacional conforme señala el artículo 115°, en sus respectivos puntos de suministro y nivel de tensión, y el total de la energía asociada a estos suministros, ambas en el período de cuatro meses señalado en el número anterior; 3) Si el Precio Medio Teórico se encuentra dentro de la Banda de Precios de Mercado a que se refiere el artículo 168º, los precios de nudo de corto plazo determinados previamente por la Comisión serán aceptados. En caso contrario, la Comisión deberá multiplicar todos los precios de nudo de corto plazo, sólo en su componente de energía, por un coeficiente único, de modo de alcanzar el límite más próximo, superior o inferior de la Banda de Precios de Mercado.

Artículo 168º.- Los límites de la Banda de Precios de Mercado se calcularán de acuerdo a lo siguiente: 1) A partir de los precios básicos de energía y potencia calculados por la Comisión, se calculará un precio medio, denominado Precio Medio Básico; 2) Si la diferencia entre el Precio Medio Básico y el Precio Medio de Mercado es inferior a 30%, la Banda de Precios de Mercado será igual al 5%, respecto del Precio Medio de Mercado; 3) Si la diferencia entre el Precio Medio Básico y el Precio Medio de Mercado es igual o superior a 30% e inferior a 80%, la Banda de Precios de Mercado será igual a las dos quintas partes de la diferencia porcentual entre ambos precios medios, menos el 2%; 4) Si la diferencia entre el Precio Medio Básico y el Precio Medio de Mercado es igual o superior a 80%, la Banda de Precios de Mercado será igual a 30%.

Artículo 169°.- La Comisión deberá comunicar, en la oportunidad que indique el reglamento, al Ministerio de Energía y a las empresas eléctricas que corresponda, los precios de nudo y la fórmula de indexación a que se refiere el artículo 160º, conjuntamente con un informe técnico, el que deberá contener el informe de cálculo de los precios de nudo especificado en el artículo 165º de la presente ley, sus modificaciones posteriores de acuerdo con lo establecido en el artículo 166º y las observaciones de las empresas.

Artículo 170º.- Los precios de nudo a que se refiere el artículo 171° incorporarán un porcentaje de los mayores costos en que incurra el sistema eléctrico por planes de seguridad de abastecimiento requeridos excepcionalmente al Coordinador por el Ministerio de Energía, mediante resolución exenta fundada. El reglamento establecerá las condiciones para que se dé el carácter excepcional, el mecanismo para establecer el porcentaje señalado en el inciso anterior, el que corresponderá a la proporción del consumo regulado a precio de nudo en relación al consumo total, las reliquidaciones necesarias para asegurar la recaudación por parte de las empresas generadoras que incurrieron en costos adicionales por planes de seguridad, así como también asegurar que no existan dobles pagos por parte de los usuarios.

Artículo 171°.- El Ministro de Energía, dentro de los diez días de recibido el informe técnico a que hace referencia el artículo 169°, fijará los precios de nudo de corto plazo y sus fórmulas de indexación, según lo establecido en el inciso primero del artículo 151º. Una vez vencido el período de vigencia de los precios de nudo, de corto plazo éstos continuarán vigentes, incluidas sus cláusulas de indexación, mientras no sean fijados los nuevos precios de acuerdo a lo estipulado en los artículos anteriores. No obstante, las empresas eléctricas que suministren electricidad deberán abonar o cargar a las empresas distribuidoras y clientes regulados en su caso, las diferencias producidas entre lo efectivamente facturado y lo que corresponda de acuerdo con los precios que se establezcan en el decreto de precio de nudo de corto plazo respectivo, por todo el período transcurrido entre el día de término del semestre respectivo y la fecha de publicación del nuevo decreto de precio de nudo de corto plazo. Las diferencias señaladas que sean procedentes serán reajustadas de acuerdo al interés corriente vigente a la fecha de publicación de los nuevos precios de nudo de corto plazo, por los períodos a que se refiere el inciso anterior. Estas devoluciones deberán abonarse o cargarse en las boletas o facturas emitidas con posterioridad a la publicación de los precios de nudo, según lo determine el reglamento. En todo caso, se entenderá que los nuevos precios de nudo de corto plazo entrarán en vigencia a contar de las fechas que se establezcan en el reglamento.

Artículo 172º.- Si dentro del período de vigencia de la última fijación semestral de tarifas, deben modificarse los precios de nudo en virtud de lo expresado en el artículo 160º, la Comisión, en un plazo máximo de quince días a contar desde el día en que se registró la variación a que se refiere el artículo 160º, deberá calcular y comunicar a las empresas suministradoras los nuevos valores de los precios de nudo que resulten de aplicar la fórmula de indexación correspondiente, los cuales entrarán en vigencia a partir de la fecha de comunicación por parte de la Comisión. Las empresas suministradoras deberán publicar los nuevos precios en un diario de circulación nacional dentro de los siguientes quince días de la comunicación de la Comisión, y proceder a su reliquidación en la primera factura o boleta conforme a la vigencia señalada en el inciso anterior.

Artículo 173º.- Planificación de los sistemas medianos. La planificación de los sistemas medianos deberá propender al desarrollo óptimo de las inversiones, y considerar la incorporación de energías renovables y almacenamiento, para el cumplimiento de los objetivos de eficiencia económica, competencia y seguridad. Lo anterior, con el fin de operar las instalaciones de modo de preservar la seguridad del servicio en dicho sistema, y garantizar la operación más económica para el conjunto de sus instalaciones. Durante la etapa de planificación, la Comisión podrá considerar inversiones para transformar generación térmica existente en generación basada en combustibles neutros en emisiones de dióxido de carbono (CO2) equivalente, de acuerdo con lo que establezca el reglamento. En dichos sistemas se aplicarán las normas pertinentes respecto de las exigencias de seguridad y calidad de servicio, así como las normas de obligatoriedad y racionamiento establecidas en esta ley, conforme se establezca en el reglamento.

Artículo 173 bis.- De la obligación de coordinarse en los sistemas medianos. Si en un sistema mediano hay más de una empresa generadora o de sistema de almacenamiento, deberán operarse todas las instalaciones interconectadas en forma coordinada, de modo de garantizar el cumplimiento de los objetivos asociados a la operación de las instalaciones establecidos en el artículo precedente, a través de un Comité Coordinador. El reglamento establecerá las normas que se requieran para cumplir con la operación y administración de dicho sistema en las condiciones señaladas en este artículo. Si surgen controversias entre las empresas que operan en los sistemas medianos respecto de la operación y administración de dicho sistema, éstas serán resueltas por el Panel de Expertos, el que deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días, contado desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°.

Artículo 174º.- Planes de expansión y precios regulados. Los planes de expansión de las instalaciones de generación, almacenamiento y de transmisión y los precios de nudo de energía y potencia a nivel de generación y de transmisión de cada sistema mediano se determinarán, conjuntamente, cada cuatro años, mediante la elaboración del estudio técnico establecido en los artículos siguientes, y cuyo proceso de elaboración será dirigido y coordinado por la Comisión. Los precios señalados se calcularán sobre la base del costo incremental de desarrollo y del costo total de largo plazo de los segmentos de generación y transmisión, según corresponda, de sistemas eficientemente dimensionados, para abastecer la totalidad de la demanda, habida consideración de los objetivos que indica el artículo 173. La estructura general de tarifas se basará en el costo incremental de desarrollo de cada segmento. El nivel general de tarifas, por su parte, deberá ser suficiente para cubrir el costo total de largo plazo del segmento correspondiente. No obstante, en los casos en que las instalaciones de generación y transmisión, o una proporción de ellas mayor al 50%, pertenezca a una misma empresa con sistemas verticalmente integrados, el nivel de tarifas de las instalaciones correspondientes se fijará de modo de cubrir el costo total de largo plazo global de la empresa. Para los efectos de lo establecido en el inciso anterior, los cálculos respectivos deberán considerar una tasa de actualización igual al 10% real anual. El reglamento establecerá las condiciones y requisitos para calificar las instalaciones presentes en los sistemas medianos, como instalaciones de generación o de transmisión.

Artículo 174 bis.- Los planes de expansión de las instalaciones de generación de cada sistema mediano deberán contemplar proyectos de medios de generación renovables no convencionales, los que deberán priorizarse en relación a otras fuentes de energía primaria considerando una expansión eficiente del sistema.

Artículo 175º.- Costos incrementales de desarrollo y costos totales de largo plazo. Los costos incrementales de desarrollo y los costos totales de largo plazo de los segmentos de generación y de transmisión se calcularán, respectivamente, para un conjunto eficiente de instalaciones de generación y transmisión que permitan abastecer la demanda total proyectada en cada sistema mediano, en función de los objetivos señalados en el artículo 173. El reglamento establecerá la metodología detallada de cálculo de costos y de proyección de demanda, y las características de las bases del estudio que deberá realizarse para la fijación de precios a nivel de generación y transmisión.

Artículo 176º.- Determinación del costo incremental de desarrollo y el costo total de largo plazo. El costo incremental de desarrollo a nivel de generación y a nivel de transmisión es el costo medio por unidad de demanda incremental de potencia y energía de un proyecto de expansión eficiente del sistema, cuyo valor actual neto es igual a cero. Dicho costo se obtendrá de la suma de los costos de inversión de las ampliaciones y del aumento de los costos de operación, de un sistema en que se realizan las ampliaciones de capacidad de generación y transmisión que permiten cumplir con los objetivos señalados en el artículo 173, y minimizan el costo actualizado de inversión, operación, mantenimiento y energía no suministrada, del sistema para el período de planificación no inferior a quince años. Para su cálculo, se deberá establecer el plan de expansión que minimiza el costo actualizado de inversión, operación y mantenimiento del sistema para el período de planificación. Para evaluar el plan de expansión óptimo se deberá considerar la variabilidad hidrológica, así como la incertidumbre relacionada con los costos de los insumos principales, tales como los precios de combustibles y otros costos asociados a las opciones tecnológicas de generación y transmisión. En este proceso se deberá considerar también la planificación energética de largo plazo que desarrolle el Ministerio de Energía, a que se refiere el artículo 83°, de acuerdo a los procedimientos que defina el reglamento. Adicionalmente, el plan de expansión podrá considerar requerimientos de infraestructura asociada a modificaciones, refuerzos o adecuaciones en redes de distribución, en aquellos casos en que se demuestre que esta solución es factible técnicamente y sea económicamente más conveniente que la construcción de infraestructura nueva. La remuneración de estas modificaciones, refuerzos o adecuaciones deberá evitar en todo momento el doble pago de servicios o de infraestructura. El costo total de largo plazo en el segmento de generación y de transmisión es aquel valor anual constante requerido para cubrir los costos de explotación y de inversión, en que se incurra durante el período tarifario de cuatro años que sucede a la fijación, de un proyecto de reposición que minimiza el total de los costos de inversión y explotación de largo plazo del servicio, en consideración a los principios de eficiencia económica, competencia y seguridad señalados en el artículo 173. En la determinación del costo total de largo plazo se deberán incluir aquellas obras contenidas en los planes de expansión óptimos en generación, transmisión y modificaciones, refuerzos o adecuaciones en redes de distribución decretados en procesos anteriores, que cumplan con la condición de incorporar medios de generación renovables no convencionales a los sistemas, y conforme a lo indicado en el artículo 179°, junto con el valor de inversión identificado en el respectivo decreto tarifario, actualizado a la fecha del cálculo, de acuerdo a la fórmula de indexación señalada en el mismo decreto. Lo anterior, solo en el evento que dichas obras: hayan sido ejecutadas; se encuentren en ejecución conforme a los plazos e hitos definidos en el respectivo decreto; o se encuentren en la hipótesis señalada en el inciso final del artículo 180 y corresponda a alguno de los procesos tarifarios siguientes.

Artículo 176 bis.- Registro de proyectos de generación y transmisión en sistemas medianos. La Comisión deberá crear y administrar un registro electrónico por cada uno de los sistemas medianos existentes, a efectos de que los promotores que tengan interés en desarrollar proyectos de generación, almacenamiento o transmisión en los respectivos sistemas realicen su inscripción, para ser considerados en el desarrollo del estudio señalado en el artículo 174. Para efectos de inscribirse en el registro antes señalado, los promotores de proyectos deberán presentar los antecedentes y respaldos técnicos, económicos y de financiamiento que justifiquen su propuesta, y deberán ajustarse a los formatos y requisitos que establezca la Comisión, conforme a lo dispuesto en el reglamento. Desde el momento de la incorporación de un proyecto en el registro electrónico, será responsabilidad de los promotores actualizar semestralmente, en los meses de enero y julio de cada año, el avance en el desarrollo de éste conforme al cronograma presentado. La actualización de la información en dichos términos permitirá al promotor del proyecto renovar su calidad de integrante del registro electrónico para el semestre siguiente al mes en que se recibió la actualización. Si ello no ocurre, el promotor del proyecto dejará de integrar el señalado registro electrónico. La Comisión considerará la lista de los proyectos inscritos en el registro electrónico que cumplan con los requisitos definidos en la ley y en el reglamento, y que cuenten con resolución de calificación ambiental si corresponde, para efectos de que sean incorporados en el desarrollo del estudio de planificación y tarificación. El reglamento establecerá los demás requisitos que deberán cumplir los proyectos para ser incorporados en la referida lista.

Artículo 176 ter.- Proyecciones de demanda y deber de información en sistemas medianos. La proyección de demanda, libre y regulada, en cada uno de los sistemas medianos, para la totalidad de sus puntos de retiro y para todo el horizonte de planificación, deberá ser realizada por la Comisión, conforme a lo señalado en el reglamento, y considerará como insumo las proyecciones de demanda energética que son resultado del proceso de planificación energética de largo plazo, de acuerdo con lo establecido en el artículo 83°. Las empresas distribuidoras y quienes operen en los sistemas medianos deberán informar a la Comisión las proyecciones de demanda de sus clientes libres y regulados, y entregar la información de forma detallada y justificada, así como los supuestos y metodologías utilizadas, en la oportunidad y conforme a los formatos que disponga la Comisión.

Artículo 176 quáter.- Participantes, usuarios e instituciones interesadas en sistemas medianos. La Comisión administrará un registro público de participación ciudadana, en el que se podrán inscribir las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras que operan en los sistemas medianos, en adelante los "participantes", y toda persona natural o jurídica con interés en participar en el proceso de planificación y tarificación de los sistemas medianos, en adelante "usuarios e instituciones interesadas". Los participantes y los usuarios e instituciones interesadas podrán participar del proceso y estudio de planificación y tarificación de los sistemas medianos conforme a las normas contenidas en los artículos siguientes y en el reglamento. El reglamento deberá especificar el procedimiento o trámite a través del cual se hará el llamado a los usuarios e instituciones interesadas a inscribirse, y la información que éstos deberán presentar para su registro. Asimismo, establecerá los medios y la forma en que la Comisión hará público los distintos documentos sometidos a un proceso de participación ciudadana, la oportunidad y la forma de entregar sus observaciones, y el mecanismo de actualización del registro. En todo caso, los antecedentes que solicite la autoridad para constituir dicho registro deberán estar dirigidos a acreditar la representación, el interés y la correcta identificación de cada usuario o entidad, y no podrán representar discriminación de ninguna especie. Los promotores de proyectos de generación y transmisión que se encuentren inscritos en el registro mencionado en el artículo 176 bis, en adelante "los promotores de proyectos", se entenderán automáticamente inscritos en el registro de que trata este artículo. Las notificaciones y comunicaciones a los participantes, usuarios e instituciones interesadas y a los promotores de proyectos podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo con la información que contenga el registro. El Ministerio de Energía y la Comisión deberán velar por la participación ciudadana en los sistemas medianos. Para ello otorgarán las facilidades necesarias mediante la entrega de información y difusión de los procesos tarifarios.

Artículo 177º.- Bases técnicas y administrativas del estudio. A más tardar veinticuatro meses antes del término del período de vigencia de los decretos que fijan los precios de generación y transmisión, la Comisión deberá poner en conocimiento de los participantes, de los usuarios e instituciones interesadas y de los promotores de proyectos, las bases técnicas y administrativas preliminares del estudio para la determinación de los planes de expansión de las instalaciones de generación, almacenamiento y de transmisión y para el cálculo del costo incremental de desarrollo y el costo total de largo plazo de los segmentos de generación y de transmisión de los sistemas medianos. Dicho estudio será realizado por una empresa consultora contratada por la Comisión, de conformidad con lo dispuesto en la ley, en el reglamento y en las bases técnicas y administrativas. El reglamento definirá el contenido de las bases técnicas y administrativas preliminares del estudio. Adicionalmente, determinará los criterios de selección de las propuestas del consultor para su realización, las garantías que éste deberá rendir para asegurar su oferta y su correcta realización, incompatibilidades y todas las demás condiciones, etapas del estudio y obligaciones del referido consultor que deban formar parte de las bases administrativas y técnicas. Asimismo, el reglamento determinará las garantías que deberán entregar los promotores de proyectos para asegurar su integridad y seriedad, así como para garantizar su correcta y oportuna ejecución. Los montos, condiciones y oportunidades en que deban ser entregados serán definidas en las bases administrativas y técnicas. Los participantes, los usuarios e instituciones interesadas y los promotores de proyectos podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares dentro de los quince días siguientes a la fecha de su recepción. La Comisión acogerá o rechazará fundadamente las observaciones y comunicará las bases finales dentro de los quince días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones. Si se mantienen controversias, los participantes, los usuarios e instituciones interesadas y los promotores de proyectos podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos, en un plazo máximo de diez días, contado desde la recepción de las bases finales. El Panel de Expertos dispondrá de veinte días para realizar la audiencia pública, contado desde el vencimiento del plazo para la presentación de discrepancias. Luego, el Panel de Expertos deberá emitir su dictamen dentro del plazo de treinta días, contado desde la respectiva audiencia a que hace referencia el artículo 211°. Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel de Expertos, si quien ha formulado observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares persevera en ellas, con posterioridad a su rechazo por parte de la Comisión y, también, si quien no ha formulado observaciones a las bases técnicas y administrativas preliminares, considera que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en las bases técnicas y administrativas finales. Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel de Expertos o una vez resueltas éstas, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días, a través de una resolución que se publicará en el Diario Oficial y en un diario de circulación nacional o regional, y se comunicará a los participantes, a los usuarios e instituciones interesadas y a los promotores de proyectos. Asimismo, deberá publicarse en el sitio web de la Comisión.

Artículo 177 bis.- Licitación y adjudicación del estudio. El estudio de planificación y tarificación de los sistemas medianos será licitado y adjudicado por la Comisión de conformidad con lo dispuesto en la presente ley, en el reglamento y en las bases técnicas y administrativas antes referidas. El estudio será supervisado por un comité integrado por dos representantes del Ministerio de Energía, dos de la Comisión, dos representantes de las empresas que operen los sistemas medianos y dos representantes del conjunto de los promotores de proyectos. El comité será presidido por uno de los representantes de la Comisión. La Comisión realizará el llamado a licitación y procederá a la adjudicación y firma del contrato. El reglamento determinará las funciones del comité señalado en el inciso anterior y establecerá el procedimiento para su constitución y funcionamiento. El estudio deberá identificar el plan de expansión de los segmentos de generación y de transmisión correspondiente a cada sistema mediano, y los respectivos costos incrementales de desarrollo y costos totales de largo plazo de cada uno de los segmentos, en la forma que indique el reglamento y las bases respectivas. El estudio deberá ejecutarse dentro del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a siete meses, a partir de la total tramitación del acto administrativo que aprueba el contrato con el consultor.

Artículo 177 ter.- Financiamiento del estudio de planificación y tarificación de los sistemas medianos. Las empresas que operen en los sistemas medianos deberán concurrir al pago del estudio de planificación y tarificación de los respectivos sistemas, conforme a lo dispuesto en el reglamento. El valor resultante del proceso de adjudicación del estudio de planificación y tarificación de los sistemas medianos será incorporado en el proceso de valorización a prorrata de la capacidad instalada de generación de las empresas que operen en cada sistema mediano, de acuerdo con lo que establezca el reglamento.

Artículo 177 quáter.- Resultados del estudio y audiencia pública. La empresa adjudicataria del estudio de planificación y tarificación presentará sus resultados al comité señalado en el artículo 177 bis, e indicará, a lo menos, los planes de expansión, los costos por segmento, las fórmulas de indexación propuestas y los rangos de validez de las hipótesis técnicas y económicas que sustentan los costos determinados por segmento y por sistema mediano. El reglamento y las bases del estudio de planificación y tarificación establecerán la forma y contenido de los antecedentes que deberán ser aportados por parte de la empresa adjudicataria del estudio para efectos de respaldar los resultados, los que deberán permitir la reproducción de éstos. Una vez recibido conforme el estudio de planificación y tarificación de los sistemas medianos por parte del comité señalado en el artículo 177 bis, la Comisión convocará, a lo menos, a una audiencia pública a los participantes, a los usuarios e instituciones interesadas y a los promotores de proyectos, en la que la empresa adjudicataria del estudio deberá exponer sus resultados. El reglamento establecerá el procedimiento y las demás normas a que se sujetarán las audiencias públicas que deban realizarse de conformidad al presente artículo, así como la forma y oportunidad en la que los participantes podrán formular sus observaciones.

Artículo 177 quinquies.- Informe técnico preliminar. Una vez realizada la última instancia de audiencia pública señalada en el artículo anterior, la Comisión dispondrá del plazo de tres meses para revisar el estudio de planificación y tarificación, efectuar las correcciones que estime pertinentes, elaborar el informe técnico preliminar y estructurar las tarifas correspondientes, y tendrá como antecedente las observaciones presentadas en la o las audiencias. La Comisión deberá remitir, a través de medios electrónicos, el mencionado informe técnico preliminar, y las fórmulas tarifarias respectivas, a los participantes, a los usuarios e instituciones interesadas y a los promotores de proyectos. A partir de la recepción del informe técnico preliminar, los participantes, los usuarios e instituciones interesadas y los promotores de proyectos dispondrán de quince días para presentar sus observaciones a la Comisión, por los medios electrónicos que ésta determine al efecto. Dentro de los veinte días siguientes al vencimiento del plazo para presentar observaciones, la Comisión emitirá y comunicará por vía electrónica el informe técnico final, con la aceptación o el rechazo de las observaciones planteadas. Dentro de los diez días siguientes a la comunicación del informe final, los participantes, los usuarios e instituciones interesadas y los promotores de proyectos podrán presentar sus discrepancias al Panel de Expertos. Éste realizará la audiencia pública dentro de los treinta días desde que le sea informada la discrepancia, y emitirá su dictamen en el plazo de treinta días contado desde la celebración de la audiencia referida en el artículo 211°. Para los efectos anteriores, se entenderá que existe discrepancia susceptible de ser sometida al dictamen del Panel de Expertos, si quien ha formulado observaciones al informe técnico preliminar, persevera en ellas, con posterioridad a su rechazo por parte de la Comisión y, también, si quien no ha formulado observaciones técnicas al informe técnico preliminar, considera que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado en el informe técnico final.

Artículo 178º.- Informe técnico definitivo y decreto tarifario. Dentro de los cinco días siguientes al vencimiento del plazo para presentar discrepancias sin que se hayan presentado o dentro de los veinte días siguientes desde que el Panel de Expertos haya emitido su dictamen en caso de haberse presentado, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo con las tarifas para el siguiente período, así como los planes de expansión en los segmentos de generación, transmisión y modificaciones, refuerzos o adecuaciones en redes de distribución de los respectivos sistemas medianos, los responsables de ejecutar las obras, el valor de inversión de los medios de generación renovables no convencionales que serán parte del plan de expansión, sus fórmulas de indexación y los rangos de validez de las hipótesis técnicas y económicas que sustentan el plan de expansión a que se refiere el artículo 174. El Ministro de Energía, mediante decreto supremo expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República", fijará para cada sistema mediano las tarifas de generación y de transmisión, sus fórmulas de indexación para el período siguiente y las respectivas condiciones de aplicación. A su vez, el decreto establecerá los planes de expansión en los segmentos de generación, transmisión, las modificaciones, refuerzos o adecuaciones en redes de distribución de acuerdo a lo indicado en el artículo 176°, los responsables de ejecutar las obras, el valor de inversión de medios de generación renovables no convencionales, y sus respectivas fórmulas de indexación. Dicho decreto deberá ser dictado dentro de los siguientes treinta días de recibido el informe técnico definitivo de la Comisión. Una vez publicado el decreto en el Diario Oficial será aplicable lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 190°. Una vez vencido el período de vigencia del decreto señalado en el inciso anterior, los valores en él establecidos y sus respectivas fórmulas de indexación seguirán rigiendo, mientras no se dicte el siguiente decreto. No obstante lo señalado en el inciso anterior, se deberán abonar o cargar a los usuarios, de acuerdo con el procedimiento que establezca el reglamento, las diferencias que se produzcan entre lo efectivamente facturado y lo que corresponda acorde a las nuevas tarifas, por todo el período transcurrido hasta la fecha de publicación del nuevo decreto. Las reliquidaciones que sean procedentes serán reajustadas de acuerdo con el interés corriente vigente a la fecha de publicación de los nuevos valores, por todo el período a que se refiere el inciso anterior. En todo caso, se entenderá que los nuevos valores entrarán en vigencia a contar del vencimiento de las tarifas del decreto anterior.

Artículo 179º.- Planes de expansión. Los planes de expansión de los segmentos de generación y transmisión señalados en el decreto al que hace mención el artículo 178, y las modificaciones, refuerzos o adecuaciones a las redes de distribución que se determinen conforme al inciso tercero del artículo 176°, tendrán carácter de obligatorios, y deberán ejecutarse conforme al tipo, dimensionamiento y plazos que se definan en el decreto, sin perjuicio de lo señalado en el inciso final del artículo 180. En particular, para aquellas unidades que forman parte de los medios de generación renovables no convencionales y para sistemas de almacenamiento de energía, el valor de inversión de las obras indicadas en el plan de expansión del decreto señalado en el artículo anterior y sus correspondientes fórmulas de indexación, serán incluidos en la determinación del costo total de largo plazo del proceso en curso y de los tres procesos tarifarios siguientes, a partir de la fecha de entrada en operación indicada en el decreto correspondiente. Lo anterior, siempre y cuando las obras: hayan sido efectivamente ejecutadas; se encuentren en proceso de ser ejecutadas cumpliendo con los plazos e hitos definidos en el respectivo decreto; o se encuentren en la hipótesis señalada en el inciso final del artículo 180. La realización de un estudio interperíodos no será considerada como un proceso tarifario para los efectos del cómputo de los siguientes tres procesos indicados en el inciso anterior.

Artículo 180º.- Actualización interperíodos. El informe técnico que dio origen a los planes señalados en el artículo anterior establecerá, en su oportunidad, el rango de validez de las hipótesis técnicas y económicas que sustenten la conveniencia de la implementación de estos planes en la forma, dimensión y plazos establecidos. Dentro de la vigencia de un decreto tarifario la Comisión, de oficio o a solicitud fundada de las empresas que se encuentren operando en el correspondiente sistema mediano, podrá actualizar lo indicado en el decreto tarifario al que hace mención el artículo 178, en aquellos casos en que se produzcan desviaciones relevantes en las condiciones de oferta o de demanda o que se ubiquen fuera de las tolerancias establecidas conforme a lo señalado en el inciso precedente, caso en el cual las nuevas tarifas y sus correspondientes fórmulas de indexación, así como los planes de expansión resultantes de dicha actualización, tendrán vigencia hasta el término del cuadrienio en curso. El reglamento establecerá el procedimiento, los plazos y las demás materias necesarias para el adecuado desarrollo del procedimiento de actualización regulado en este artículo. Para efectos de lo señalado en el inciso precedente, la actualización de los parámetros tarifarios, y los nuevos planes de expansión, serán calculados por la Comisión mediante un informe técnico y fijados mediante decreto expedido por el Ministerio de Energía, bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República". En todo caso, las empresas siempre podrán adelantar o atrasar las inversiones respecto de las fechas establecidas en el decreto vigente señalado en el artículo 178 vigente, sin mediar la condición establecida en el inciso precedente, previa autorización de la Comisión. En dicho caso, no habrá efectos en las tarifas.

Artículo 180-1.- Acceso abierto y procedimientos de conexión en sistemas medianos. El Coordinador deberá otorgar permiso de conexión a nuevos proyectos en los sistemas medianos obligados a coordinarse de acuerdo a lo establecido en el artículo 173 bis, cuando éstos lo soliciten en subestaciones existentes o futuras, conforme lo que disponga el reglamento. Las empresas que operen instalaciones de distribución o transmisión en un sistema mediano deberán permitir la conexión de nuevos proyectos a sus instalaciones, cuando éstos se conecten a ellas mediante líneas propias o de terceros, conforme a lo que disponga la respectiva norma técnica. Las discrepancias que surjan con motivo de la aplicación del régimen de acceso abierto establecido en el presente artículo serán sometidas al dictamen del Panel de Expertos, el que deberá resolver dentro de los quince días siguientes de celebrada la audiencia de que trata el artículo 211°.

Artículo 180-2.- Acceso abierto y procedimientos de conexión a sistemas para procesos productivos, por parte de terceros bajo modalidad de sistemas con capacidad instalada menor a 1.500 kilowatts, sistemas medianos o el sistema eléctrico nacional. Los sistemas para procesos productivos están sometidos a un régimen de acceso abierto. Así, terceros podrán solicitar la conexión a sistemas para procesos productivos bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias, de acuerdo a la normativa vigente. En este caso, el Coordinador deberá́ otorgar permiso de conexión a quienes soliciten acceso a dichos sistemas, conforme a lo dispuesto por el reglamento. Los detalles sobre límites, tarificación u otros aspectos técnicos y económicos del régimen de acceso abierto quedarán sujetos a lo establecido en la regulación reglamentaria pertinente. El reglamento establecerá las materias necesarias para la debida implementación del presente artículo. Las discrepancias que surjan en relación con el acceso abierto y la interconexión de los sistemas para procesos productivos con sistemas con capacidad instalada menor a 1.500 kilowatts, sistemas medianos o el sistema eléctrico nacional serán resueltas por el Panel de Expertos. Éste deberá dictaminar en el plazo máximo de quince días hábiles desde la celebración de la audiencia señalada en el artículo 211.

Artículo 180-3.- Interconexión de instalaciones a los sistemas medianos. Toda unidad generadora o sistema de almacenamiento deberá comunicar por escrito a la Comisión su fecha de interconexión al sistema mediano respectivo, con una anticipación no inferior a seis meses, y remitir copia de dicha comunicación a la Superintendencia, al Coordinador y al Comité Coordinador si corresponde. En el caso de las instalaciones de transmisión se deberá cumplir con la misma obligación. Igual plazo y procedimiento aplicará para el retiro, modificación, desconexión o cese de operaciones, que no sea por fallas o mantenimiento, de una central o instalación de transmisión. En casos calificados, y previo informe de seguridad del Comité Coordinador o de la empresa que opere en el respectivo sistema mediano, la Comisión podrá eximir a una empresa del cumplimiento de los plazos y fechas señaladas. Asimismo, la Comisión podrá prorrogar hasta por seis meses el plazo señalado, en caso de determinar que el retiro, modificación, desconexión o el cese de operaciones puede generar riesgo para la seguridad del sistema, previo informe de seguridad del Comité Coordinador o de la empresa que opere el respectivo sistema mediano.

Artículo 180-4.- Interconexión de dos o más sistemas medianos. La Comisión podrá incorporar en la planificación de los sistemas medianos la interconexión de dos o más de dichos sistemas. En el caso de presentarse una iniciativa privada de transmisión para la señalada interconexión, ésta deberá ser analizada en el estudio al que se refiere el artículo 174. Si son considerados en el plan de expansión, los proyectos deberán ser incorporados en el desarrollo de los sistemas eléctricos respectivos, en virtud de lo señalado en el artículo 179, y el decreto respectivo deberá definir las condiciones asociadas a la transición para la correcta integración de los sistemas medianos que se interconecten.

Artículo 180-5.- Otras interconexiones entre sistemas eléctricos. En cualquier otro caso de interconexión entre sistemas eléctricos, distinto del señalado en el artículo precedente, la Comisión deberá elaborar un informe técnico y señalar si se trata de una interconexión de interés privado o de servicio público destinada al abastecimiento de la demanda. El Ministerio deberá dictar el correspondiente decreto bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República", e indicar el tipo de instalaciones de que se trata y, además, deberá definir las condiciones asociadas a la transición, al acceso abierto, a la remuneración y pago de las correspondientes instalaciones. Si se trata de una interconexión nacional privada ésta se regirá por su respectivo contrato. El reglamento establecerá las materias necesarias para la debida implementación del presente artículo.

Artículo 180-6.- Interconexión internacional. Cuando una interconexión internacional de servicio público interconecte instalaciones correspondientes a algún sistema mediano, dicha instalación será remunerada por los clientes finales del sistema eléctrico nacional a partir del cargo de transmisión y por un nuevo cargo de transmisión aplicado al correspondiente sistema mediano, de acuerdo a lo que disponga el reglamento.

Artículo 180-7.- Licitaciones de suministro en sistemas medianos. La Comisión, en concordancia con los objetivos de eficiencia económica, competencia y seguridad que establece la ley para la planificación de los sistemas medianos, podrá considerar la realización de licitaciones públicas de suministro necesarias para abastecer la demanda de los sistemas medianos, mediante procesos públicos, transparentes y no discriminatorios. Para efectos de determinar la procedencia de las licitaciones a que se refiere el inciso precedente, la Comisión deberá considerar las características del correspondiente sistema mediano, la proyección de la demanda, los proyectos inscritos en el Registro de Proyectos de Generación y Transmisión, el incentivo de nuevas tecnologías, el reemplazo de centrales o cualquier otra consideración debidamente fundada en un informe técnico, que justifique la realización de un proceso licitatorio.

Artículo 180-8.- Observaciones al informe técnico de licitación. Las concesionarias de servicio público de distribución, las empresas generadoras y aquellos usuarios e instituciones interesadas, que se encuentren inscritas en el registro de usuarios e instituciones interesadas que abrirá la Comisión, de acuerdo a lo que disponga el reglamento, y que tengan interés directo o eventual en el proceso de licitación señalado en el artículo anterior, podrán realizar observaciones de carácter técnico al referido informe en un plazo no superior a quince días, contado desde su publicación, de acuerdo a los formatos, requisitos y condiciones que establezca el reglamento. Dentro del plazo de treinta días, contado desde el vencimiento del plazo para presentar las observaciones, la Comisión deberá dar respuesta fundada a ellas y proceder a la rectificación del informe si corresponde. La Comisión deberá notificar el referido informe por medios electrónicos, el que deberá contener las modificaciones pertinentes producto de las observaciones que hayan sido acogidas. Dentro del plazo de quince días, contado desde la notificación a que se refiere el inciso anterior, podrán ser sometidas al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que se produzcan en relación con las proyecciones de demanda contenidas en el informe, y aquél deberá resolver conforme a lo dispuesto en el artículo 211°. La Comisión deberá elaborar el informe final de acuerdo a lo dictaminado por el Panel de Expertos, dentro del plazo de quince días.

Artículo 180-9.- Bases de licitación de suministro. Si corresponde, la Comisión deberá elaborar las bases de licitación de suministro de energía para el correspondiente sistema mediano, las que remitirá, a través de medios electrónicos, a las concesionarias de distribución licitantes, a efectos de que éstas efectúen las observaciones que estimen pertinentes. La Comisión establecerá en las bases las condiciones de la licitación, y señalará, a lo menos, la cantidad de energía a licitar; los bloques de suministro requeridos para tal efecto; el período de suministro que debe cubrir la oferta, el cual no podrá ser superior a veinte años; los puntos del sistema eléctrico en el cual se efectuará el suministro; las condiciones, criterios y metodologías que serán empleados para realizar la evaluación económica de las ofertas y un contrato tipo de suministro de energía para servicio público de distribución, que regirá las relaciones entre la concesionaria de distribución y la empresa generadora adjudicataria respectiva. El reglamento establecerá los plazos, procedimientos y condiciones necesarias para la debida implementación del presente artículo y, además, determinará los requisitos y las condiciones para ser oferente, las garantías que éste deba rendir para asegurar el cumplimiento de su oferta y del contrato de suministro que se suscriba, y toda otra garantía para el debido resguardo del proceso.

Artículo 180-10.- Valor máximo de las ofertas. En cada licitación el valor máximo de las ofertas de energía para cada bloque de suministro será fijado por la Comisión, en un acto administrativo separado de carácter reservado, que permanecerá en secreto hasta la apertura de las ofertas respectivas, momento en el cual el acto administrativo perderá el carácter de reservado. Con todo, dicho valor máximo deberá ser fundado y definirse en virtud del bloque de suministro de energía licitado.

Artículo 180-11.- Adjudicación y contrato de suministro. Las empresas concesionarias de distribución deberán adjudicar la licitación a aquellas ofertas más económicas, de acuerdo a las condiciones establecidas en las bases de licitación para su evaluación, y deberán comunicar a la Comisión la evaluación y la adjudicación de las ofertas, para los efectos de su formalización a través del correspondiente acto administrativo. El contrato tipo de suministro incorporado en las bases de licitación deberá ser suscrito por la concesionaria de distribución y su suministrador, por escritura pública, previa aprobación de la Comisión mediante resolución exenta, y una copia autorizada será registrada en la Superintendencia. Asimismo, las modificaciones que se introduzcan en los contratos deberán ser aprobadas por la Comisión.

Artículo 180-12.- Precio nudo promedio del sistema mediano. El total de la energía que deberán facturar el o los suministradores adjudicados en la correspondiente licitación a una distribuidora, será igual a la energía efectivamente inyectada por dicho generador en el período de facturación, de acuerdo a los requisitos y condiciones que establezca el reglamento. El precio medio que resulte de la adjudicación, calculado de acuerdo a lo que establezca el reglamento, será traspasado a los clientes finales de los sistemas medianos mediante una componente adicional agregada al precio de nudo resultante del proceso de tarificación, a que hace referencia el artículo 178, y formará un nuevo precio de nudo denominado precio de nudo promedio del sistema mediano. Con ocasión del cálculo a que se refiere el artículo 157, de acuerdo a lo que establezca el reglamento, la Comisión deberá incorporar ajustes y recargos derivados de indexaciones, desbalances producto de la demanda proyectada u otros.

Artículo 180-13.- Incorporación de nuevas plantas de generación. Las nuevas plantas de generación comprometidas producto de las licitaciones deberán incorporarse en el plan de expansión y en el plan de reposición eficiente, a fin de evitar el doble pago, de forma que estas instalaciones sean consideradas para efectos de las expansiones necesarias del sistema, y que su costo no quede reflejado en el precio de nudo resultante del proceso de tarificación.

Artículo 181°.- La estructura de los precios a nivel de distribución considerará los precios de nudo establecidos en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, los cargos señalados en los artículos 115°, 116° y 212°-13". y el valor agregado por concepto de costos de distribución, adicionándolos a través de fórmulas que representen una combinación de dichos valores, de tal modo que el precio resultante de suministro corresponda al costo de la utilización por parte del usuario de los recursos a nivel producción transporte y distribución empleados.

Artículo 182º.- El valor agregado por concepto de costos de distribución se basará en empresas modelo y considerará: 1.- Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes de su consumo; 2.- Pérdidas medias de distribución en potencia y energía, y 3.- Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, en adelante VNR, de instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización de acuerdo a lo establecido en el artículo 182 bis.

Artículo 182 bis.- La tasa de actualización que deberá utilizarse para determinar los costos anuales de inversión de las instalaciones de distribución será calculada por la Comisión cada cuatro años, de acuerdo al procedimiento señalado en este artículo. Esta tasa será aplicable después de impuestos y para su determinación se deberá considerar el riesgo sistemático de las actividades propias de las empresas concesionarias de distribución eléctrica en relación con el mercado, la tasa de rentabilidad libre de riesgo y el premio por riesgo de mercado. En todo caso, la tasa de actualización no podrá ser inferior al seis por ciento ni superior al ocho por ciento. El riesgo sistemático señalado se define como un valor que mide o estima la variación en los ingresos de una empresa modelo eficiente de distribución eléctrica con respecto a las fluctuaciones del mercado. La tasa de rentabilidad libre de riesgo corresponderá a la tasa interna de retorno promedio ofrecida por el Banco Central de Chile o la Tesorería General de la República para un instrumento reajustable en moneda nacional. El tipo de instrumento deberá considerar las características de liquidez, estabilidad y montos transados en el mercado secundario de cada instrumento en los últimos dos años, a partir de la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización, y su plazo no deberá ser inferior a cinco años. El período considerado para establecer el retorno promedio corresponderá al promedio de los seis meses previos, contados desde la fecha de referencia del cálculo de la tasa de actualización. Excepcionalmente, cuando la Comisión lo determine fundadamente, podrá considerar un periodo distinto de manera de dar mejor representatividad al instrumento elegido. El premio por riesgo de mercado se define como la diferencia entre la rentabilidad de la cartera de inversiones de mercado diversificada y la rentabilidad del instrumento libre de riesgo definida en este artículo. La información nacional o internacional que se utilice para el cálculo del valor del riesgo sistemático y del premio por riesgo deberá permitir la obtención de estimaciones confiables desde el punto de vista estadístico. La tasa de actualización, de este modo, será la tasa de rentabilidad libre de riesgo más el premio por riesgo multiplicado por el valor del riesgo sistemático. La Comisión, antes de los cinco meses del plazo señalado en el artículo 183 bis para comunicar las bases preliminares del estudio de costos, deberá licitar un estudio que defina la metodología de cálculo de la tasa de actualización y los valores de sus componentes, conforme a lo señalado en este artículo. Finalizado el estudio señalado en el inciso anterior, la Comisión emitirá un informe técnico con la tasa de actualización, cuyo valor deberá ser incorporado en las bases preliminares a que se refiere el artículo 183 bis, para efectos de ser observado por los participantes y las empresas concesionarias de distribución eléctrica, y sometido al dictamen del Panel en caso de discrepancias, con ocasión de dicho proceso. El informe técnico deberá acompañarse como antecedente en las bases preliminares señaladas.

Artículo 183º.- Las componentes indicadas en el artículo 182 se calcularán para un determinado número de áreas típicas de distribución, que serán fijadas por la Comisión dentro de los treinta meses previos al término de vigencia de las fórmulas de tarifas, y deberá abrirse un período de consulta pública. Las componentes para cada área típica de distribución se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión, conforme a lo dispuesto en el artículo siguiente. Dicho estudio de costos se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país y su elaboración se sujetará al procedimiento dispuesto en el artículo 183 bis y en el reglamento. El supuesto de eficiencia de la empresa modelo tendrá en consideración las restricciones que enfrenta la empresa distribuidora real que sirva de referencia para determinar la empresa modelo en, al menos, los siguientes aspectos: 1) La distribución de los clientes en cuanto localización y demanda, así como la normativa que la empresa deba cumplir para prestar el servicio público de distribución. En particular, el cumplimiento de los niveles de seguridad y calidad que la normativa técnica exija. 2) El trazado de calles y caminos para el desarrollo de las redes, y los obstáculos físicos para el mismo. 3) La velocidad de penetración de nuevas tecnologías para la materialización de la red de distribución. 4) La consideración de cambios normativos en estándares de calidad del servicio que puedan incidir en inversiones relevantes. 5) La consideración de existencia de vegetación, su interacción con las redes y las actividades para su control. Las bases técnicas de los estudios incorporarán la forma en que se aplicarán estas restricciones.

Artículo 183 bis.- En el plazo máximo de treinta días, contado desde la fijación de las áreas típicas de distribución de acuerdo con lo indicado en el artículo 183, la Comisión abrirá, por el plazo de veinticinco días, un proceso de registro de participación ciudadana, en el que podrá inscribirse toda persona natural o jurídica que desee participar en el proceso, en adelante "participantes", quienes tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio de costos, de acuerdo con las normas de esta ley. Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, la Comisión comunicará en su página web y en dos o más medios de amplia difusión el llamado a registro y la información que los participantes deberán presentar. En todo caso, los antecedentes que solicite la Comisión para constituir dicho registro deberán estar destinados a acreditar la representación y la correcta identificación de cada participante y no podrán representar discriminación de ninguna especie. Los participantes registrados y las empresas concesionarias podrán efectuar observaciones a las bases técnicas y al estudio de costos, y presentar discrepancias ante el Panel, cuando corresponda. Las notificaciones y comunicaciones a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes podrán efectuarse a través de medios electrónicos, de acuerdo a la información que contenga el registro. Los participantes debidamente inscritos en el registro no podrán participar en la elaboración del estudio de costos a que se refiere el artículo 183. En el plazo máximo de treinta días corridos de finalizado el proceso de registro de participantes, la Comisión comunicará por medios electrónicos a éstos y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas preliminares del estudio de costos. Las bases administrativas deberán establecer, a lo menos, los requisitos, antecedentes y la modalidad de presentación de ofertas. Las bases técnicas deberán contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo eficiente, y todo otro aspecto que se considere necesario definir en forma previa a la realización del estudio. A partir de la fecha de la comunicación de las bases técnicas preliminares y dentro del plazo de veinte días, los participantes y las empresas concesionarias de distribución podrán presentar sus observaciones a la Comisión. Vencido el plazo señalado en el inciso anterior y en un término no superior a veinte días, la Comisión comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución las bases técnicas corregidas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas. Dentro de los diez días siguientes a la comunicación de las bases técnicas corregidas, los participantes y las empresas concesionarias podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o que hubiesen sido acogidas parcialmente, como también, si quien no hubiere formulado observaciones a las bases preliminares considere que se debe mantener su contenido, en caso de haberse modificado éstas. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de veinte días, contado desde el vencimiento del plazo para la presentación de las discrepancias, y deberá resolverlas dentro de los treinta días siguientes a la audiencia pública, de acuerdo a lo señalado en el artículo 211. Transcurrido el plazo para formular discrepancias ante el Panel o una vez resueltas éstas, y habiendo sido tomadas de razón las bases administrativas, de ser el caso, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas y administrativas definitivas dentro de los siguientes quince días, a través de una resolución que se publicará en dos o más medios de amplia difusión y se comunicará a los participantes y a las empresas concesionarias de distribución. El estudio de costos será licitado de conformidad con las normas de la ley N° 19.886 y su reglamento, y adjudicado de acuerdo con las bases técnicas y administrativas antes referidas. Será ejecutado y supervisado por un comité integrado por representantes de las empresas concesionarias de distribución de acuerdo con los procedimientos y criterios que determine la Comisión, los que deberán asegurar una representación equitativa; dos representantes del Ministerio y dos representantes de la Comisión, uno de los cuales presidirá el referido comité. La Comisión realizará el llamado a licitación y la adjudicación, y firmará del contrato. La Comisión establecerá el procedimiento para la constitución y funcionamiento del comité señalado en el inciso anterior. El estudio de costos será financiado íntegramente por la Comisión y deberá ejecutarse dentro del plazo establecido en las bases administrativas, el que no podrá ser superior a ocho meses a partir de la adjudicación. El consultor al que se adjudique el estudio deberá prestar el apoyo que sea necesario a la Comisión hasta la dictación del correspondiente decreto tarifario. Los resultados del estudio de costos deberán especificar para cada área típica de distribución, a lo menos, lo señalado en el artículo 182. La Comisión dispondrá del plazo de tres meses para revisar, corregir y adecuar los resultados del estudio de costos y para notificar, por medios electrónicos, a las empresas concesionarias de distribución y a los participantes un informe técnico preliminar elaborado sobre la base de dicho estudio. El plazo se contará desde la fecha en que el comité otorgue su conformidad al estudio. El informe técnico preliminar deberá contener, a lo menos, las materias señaladas en el artículo 182. Las observaciones técnicas que los participantes y las empresas concesionarias de distribución tengan respecto del informe técnico preliminar, deberán presentarlas a la Comisión dentro de los veinte días siguientes a su notificación. La Comisión, en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde el vencimiento del término para efectuar observaciones, deberá comunicar, por medios electrónicos, la resolución que contenga el informe técnico corregido, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones técnicas planteadas. Dentro de los quince días siguientes a la notificación de la resolución señalada en el inciso anterior, las empresas concesionarias y los participantes podrán solicitar al Panel que dirima todas o algunas de las observaciones presentadas que no hubiesen sido acogidas por la Comisión o fuesen acogidas parcialmente. Del mismo plazo dispondrá quien no hubiere formulado observaciones al informe técnico para solicitar que se mantenga su contenido, en caso de haberse modificado éste. El Panel deberá realizar una audiencia pública dentro del plazo máximo de treinta días, contado desde el vencimiento del término para presentar las discrepancias, y deberá evacuar su dictamen en el plazo de cuarenta y cinco días, contado desde la referida audiencia. Las bases del estudio de costos agruparán los costos del estudio en diferentes categorías sobre las cuales se podrá discrepar. La agrupación definida en las bases del estudio sólo podrá ser observada por las partes, pero no modificada por el Panel de Expertos. En cada categoría, y para cada área típica de distribución, el Panel sólo podrá optar por el resultado del informe de la Comisión, la alternativa planteada por un participante o por una empresa concesionaria para el conjunto de sus discrepancias presentadas en dicha categoría. El Panel no podrá elegir entre resultados parciales de costos o entre criterios que se hubiesen presentado como observaciones, sino sólo entre valores finales. Si no se presentaren discrepancias, dentro de los treinta días siguientes al vencimiento del plazo para presentarlas, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes. En el caso de que se hubiesen presentado discrepancias, la Comisión dispondrá de cuarenta días, contados desde la comunicación del dictamen del Panel, para remitir al Ministerio de Energía el informe técnico definitivo y sus antecedentes, incorporando e implementando lo resuelto por el Panel. Junto con el informe técnico definitivo señalado en el inciso anterior, la Comisión propondrá al Ministerio de Energía las fórmulas tarifarias para el siguiente período tarifario. El reglamento establecerá las materias necesarias para la implementación de las disposiciones contenidas en este artículo.

Artículo 184º.- Los precios de los servicios a que se refiere el número 4 del artículo 147º se calcularán sobre la base de los estudios de costos y los criterios de eficiencia a que se refiere el artículo anterior. Los valores resultantes no formarán parte del valor agregado de distribución, se actualizarán mensualmente de acuerdo a la variación de los índices de precios u otros que se establezcan en el decreto que los fije. Los precios así determinados serán sometidos a revisión y determinación de nuevos valores con ocasión del proceso de fijación de tarifas de suministros de distribución sin perjuicio de que, en cualquier momento, cuando el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia así lo determine, el Ministerio de Energía, mediante decreto, formalice su descalificación como servicio sujeto a fijación de precios. Sin perjuicio de lo señalado en los incisos anteriores, con ocasión del proceso de fijación de tarifas de suministro de distribución, éstas podrán considerar algunos de los servicios a los que se refiere el número 4 del artículo 147, que hayan sido previamente objeto de fijación de precios, dentro del valor agregado de distribución. Las discrepancias que se produzcan en relación a la fijación de los precios de los servicios, a que se refiere el número 4 del artículo 147°, podrán ser sometidos al dictamen del Panel de Expertos conforme al procedimiento establecido en el artículo 211°.

Artículo 185º.- Con los valores agregados resultantes del artículo precedente y los precios de nudo que correspondan, la Comisión estructurará un conjunto de tarifas básicas preliminares, de acuerdo al criterio expresado en el artículo 181° de la presente ley. Deberán existir tantas tarifas básicas como empresas y sectores de distribución de cada empresa se hayan definido. La estructuración de las tarifas deberá efectuarse de modo tal que reflejen los costos que dan origen al valor agregado de distribución resultante del proceso de tarificación. El cumplimiento de la condición señalada deberá explicitarse junto con la propuesta de fórmulas tarifarias a que se refiere el artículo 183 bis. Para estos efectos, la Comisión deberá emitir un informe preliminar y, dentro del plazo de diez días, todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas en el registro a que se refiere el artículo 183 bis podrán presentar sus observaciones a la Comisión. Vencido el plazo anterior, y en un plazo no superior a diez días, la Comisión comunicará las tarifas básicas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas. Si las tarifas básicas preliminares así determinadas, permiten al conjunto agregado de las instalaciones de distribución de las empresas concesionarias obtener una tasa de rentabilidad económica después de impuestos a las utilidades, que no difiera en más de dos puntos al alza y tres puntos a la baja de la tasa de actualización definida en el artículo 182°, los valores agregados ponderados que les dan origen serán aceptados. En caso contrario, los valores deberán ser ajustados proporcionalmente de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior. El procedimiento para calcular la tasa de rentabilidad económica será el siguiente: 1.- Eliminado; 2.- La Comisión determinará para cada empresa los ingresos que habría percibido con dichas tarifas, si ellas hubieran sido aplicadas a la totalidad de los suministros efectuados mediante sus instalaciones de distribución, en el año calendario inmediatamente anterior. Las empresas deberán justificar los valores obtenidos, y adjuntar los antecedentes que les solicite la Comisión, y 3.- A partir de los VNR de las instalaciones de distribución y de los costos de explotación correspondientes a la actividad de distribución, los que serán comunicados por la Superintendencia, la Comisión calculará la tasa de rentabilidad económica agregada del conjunto de todas las instalaciones de distribución de las empresas considerándolas como si fueran una sola, y suponiendo que durante treinta años tienen ingresos y costos constantes determinados de acuerdo al procedimiento anterior, y considerando los impuestos a las utilidades correspondientes que ésta determine. El valor residual de las instalaciones se tomará igual a cero. Se deberá considerar un periodo equivalente a la vida útil promedio ponderada del total de activos que componen el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de distribución de la industria, determinadas en los estudios de cada empresa modelo del proceso de tarificación respectivo para cada área típica. Si en el cálculo de la tasa de rentabilidad económica agregada, una empresa obtiene ingresos superiores a cincuenta por ciento de los ingresos agregados totales, se reducirá el factor de ponderación de dicha empresa de modo que no sobrepase el cincuenta por ciento.

Artículo 186º.- Los valores agregados aceptados de acuerdo al procedimiento descrito en los artículos 182°, 183° y 186°, serán corregidos para cada empresa distribuidora de modo de descontarles la proporción del VNR de instalaciones aportadas por terceros que tengan en relación al VNR de todas sus instalaciones de distribución. Al valor resultante se le adicionará la anualidad necesaria para renovar dichos aportes. Se obtendrán así los valores agregados definitivos para cada área típica de distribución de cada empresa. Para el cálculo de la proporción indicada se considerarán las instalaciones aportadas por terceros que las empresas registren al 31 de diciembre del año de publicación de la presente ley. Los VNR correspondientes serán comunicados por la Superintendencia a solicitud de la Comisión.

Artículo 187º.- Con los valores agregados definitivos, calculados según el procedimiento del artículo 186° precedente, la Comisión estructurará fórmulas indexadas que expresarán las tarifas en función de los precios de nudo y de los índices de precio de los principales insumos de la distribución. La Comisión estructurará tantas fórmulas como empresas y sectores de distribución en cada empresa se hayan definido. Estas fórmulas tendrán un período de validez de cuatro años a no ser que en el intertanto se produjere una variación acumulada del Índice General de Precios al Consumidor superior al cien por ciento, o bien que la tasa de rentabilidad económica después de impuestos a las utilidades para el conjunto de todas las empresas distribuidoras, calculado según el procedimiento descrito en el artículo 185° precedente, difiera en más de cinco puntos de la tasa de actualización definida en el artículo 182°. En estos casos la Comisión deberá efectuar un nuevo estudio, salvo que las empresas concesionarias de distribución de servicio público y la Comisión acuerden unánimemente ajustar la fórmula original. En el caso de efectuarse un reestudio, éste tendrá vigencia hasta completar el período de cuatro años. Adicionalmente, si antes del término del período de cuatro años de vigencia de las fórmulas, hay acuerdo unánime entre las empresas y la Comisión para efectuar un nuevo estudio de tarifas, éste podrá efectuarse y las fórmulas resultantes tendrán vigencia hasta el término del período en cuestión.

Artículo 188º.- Eliminado.

Artículo 189º.- Eliminado.

Artículo 190º.- El Ministerio de Energía, fijará las fórmulas tarifarias de acuerdo a lo establecido en el artículo 151°, mediante publicación en el Diario Oficial antes del término del período de vigencia de las fórmulas tarifarias anteriores. A más tardar, dentro de los treinta días siguientes a la publicación del respectivo decreto tarifario, la Comisión deberá hacer públicos, por un medio electrónico, los contenidos básicos de los estudios de costos de la Comisión y de las empresas, así como todos los antecedentes relevantes del proceso de fijación de tarifas de distribución. Asimismo, deberán quedar a disposición y de acceso público los estudios de costos que sirvieron de base a las tarifas y todos los antecedentes del proceso.

Artículo 191º.- Durante el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, las tarifas máximas que las empresas podrán cobrar a sus clientes se obtendrán aplicando a dichas fórmulas las variaciones de los índices de precios que en ellas se establezcan. Aquellos índices de precios que sean entregados oficialmente por el Instituto Nacional de Estadísticas, pueden ser aplicados automáticamente por las empresas distribuidoras. Otros índices de precios, tales como el índice de precios del conductor de cobre, serán elaborados por la Comisión e informados a las empresas a requerimiento de éstas para ser aplicados. En todo caso, cada vez que las empresas distribuidoras reajusten sus tarifas, deberán previamente comunicar los nuevos valores a la Comisión y a la Superintendencia, y publicarlos en un diario de circulación nacional. Sin perjuicio de lo anterior, en el sistema eléctrico nacional y en los sistemas medianos, las tarifas máximas que las empresas distribuidoras podrán cobrar por suministro a usuarios residenciales no podrán superar el promedio simple de éstas, calculadas sobre la base de un consumo tipo, incrementado en un 10% del mismo, considerando una muestra representativa. Para aquellos usuarios residenciales cuyas tarifas, calculadas sobre la base del consumo tipo excedan este porcentaje, deberá aplicarse un ajuste a la componente contemplada en el número 3 del artículo 182. Si a pesar de ello no se lograre alcanzar el porcentaje antes mencionado, se aplicará el máximo descuento obtenido, sin que procedan ajustes adicionales. Las diferencias serán absorbidas progresivamente por los demás suministros sometidos a regulación de precios que con las excepciones de aquellos suministros no residenciales ubicados en comunas beneficiadas con la aplicación de este mecanismo, siempre y cuando sean abastecidos por la misma empresa distribuidora que los usuarios residenciales beneficiados; y de aquellos usuarios residenciales cuyo consumo promedio mensual de energía del año calendario anterior sea menor o igual a 200 kWh, de modo que no varíe la recaudación total inicial. Sin perjuicio de lo anterior, las tarifas correspondientes a aquellos usuarios residenciales que deban absorber las diferencias señaladas, no podrán resultar superiores al promedio simple de éstas. Con todo, la absorción de las diferencias aludidas anteriormente por parte de los clientes residenciales cuyo consumo promedio mensual de energía del año calendario anterior haya sido mayor a 200 kWh y menor o igual a 240 kWh, será proporcional a la correspondiente para consumos mayores a 240 kWh conforme a lo siguiente: 20% para el intervalo mayor a 200 kWh y menor o igual a 210 kWh, 40% para el intervalo mayor a 210 kWh y menor o igual a 220 kWh, 60% para el intervalo mayor a 220 kWh y menor o igual a 230 kWh y 80% para el intervalo mayor a 230 kWh y menor o igual a 240 kWh. Los ajustes y recargos a que dé origen el mecanismo señalado serán fijados en el decreto que dicte el Ministerio de Energía con ocasión de la fijación de precios semestral a que se refiere el artículo 158, previo informe técnico de la Comisión. A su vez, las transferencias entre empresas distribuidoras a que den origen las diferencias de facturación producto de la aplicación del mecanismo antes mencionado serán calculadas por el Coordinador, de manera coordinada. El mecanismo de reliquidación de las diferencias de facturación entre empresas concesionarias de distribución será establecido por la Comisión mediante Resolución Exenta. Para estos efectos, las empresas concesionarias de distribución deberán proporcionar toda la información que sea requerida por el Coordinador y la Comisión. La entrega de información errónea, incompleta o elaborada a partir de antecedentes no fidedignos dará lugar a las sanciones establecidas en el Título IV de la ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Artículo 191 bis.- En el caso de los operadores de servicios sanitarios rurales que cumplan con los requisitos para ser licenciatarios conforme al artículo 13 de la ley N° 20.998, que regula los Servicios Sanitarios Rurales, se les aplicará un descuento equivalente al monto a facturar por concepto de precio nudo de la potencia de punta al que hace referencia el numeral 1 del artículo 155. Dicho descuento se verá reflejado en la respectiva facturación, de acuerdo con el artículo 198. Los referidos descuentos deberán ser contabilizados por la Comisión Nacional de Energía, a efectos de incorporar dichos montos en la fijación de precios a que se refiere el artículo 158, los que luego serán traspasados a las empresas concesionarias de distribución. La Comisión, mediante resolución exenta, establecerá las reglas necesarias para la implementación y operación de lo dispuesto en este inciso.

Artículo 192º.- Una vez vencido el período de vigencia de las fórmulas tarifarias, éstas continuarán vigentes, incluidas sus cláusulas de indexación, mientras no sean fijadas las nuevas fórmulas de acuerdo al artículo 190°. No obstante, las empresas distribuidoras deberán abonar o cargar a la cuenta de los usuarios las diferencias producidas entre lo efectivamente facturado y lo que corresponda acorde a las fórmulas tarifarias que en definitiva se establezcan, por todo el período transcurrido entre el día de terminación del cuadrienio a que se refiere el artículo 187º y la fecha de publicación de las nuevas fórmulas tarifarias. Las reliquidaciones que sean procedentes serán reajustadas de acuerdo al interés corriente vigente a la fecha de publicación de las nuevas tarifas, por todo el período a que se refiere el inciso anterior. Estas devoluciones deberán abonarse o cargarse en las boletas o facturas emitidas con posterioridad a la publicación de las tarifas, en el plazo, forma y condiciones que al respecto determine la Superintendencia. La Superintendencia fiscalizará el cumplimiento de lo dispuesto en este artículo y su infracción será sancionada de acuerdo a las normas del decreto supremo N° 119, de 1989, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. En todo caso, se entenderá que las nuevas fórmulas tarifarias entrarán en vigencia a contar del vencimiento del cuadrienio de las tarifas anteriores.

Artículo 193º.- Para los efectos de la aplicación de los artículos de este Capítulo, se entiende por tasa de rentabilidad económica la tasa de actualización que iguala, para el conjunto de todas las concesionarias de distribución, los márgenes anuales después de impuestos actualizados en un período de treinta años, con los VNR de las instalaciones de distribución, incluidas aquellas aportadas por terceros. Se entiende por margen anual antes de impuesto la diferencia entre las entradas de explotación y los costos de explotación correspondientes a la actividad de distribución, en el año calendario anterior al que se efectúa el estudio. Son entradas de explotación, las sumas que percibirían las empresas distribuidoras por todos los suministros efectuados mediante sus instalaciones de distribución, si se aplicaran a dichos suministros las tarifas involucradas en el estudio y los ingresos efectivos obtenidos por los servicios de ejecución y retiro de empalmes, reposición de fusibles de empalmes, desconexión y reconexión de servicios, y colocación, retiro, arriendo y conservación de equipos de medida. Dentro del plazo de diez días de recibida la resolución de la Superintendencia que informa los costos de explotación fijados, las empresas podrán presentar sus discrepancias al panel de expertos, que resolverá en el plazo de quince días. Son costos de explotación para las empresas distribuidoras el valor de la energía y potencia requerida para la actividad de distribución, calculado con los precios de nudo que rigen en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, los costos de operación del sistema de distribución de la energía, los de conservación y mantenimiento, administración y generales, gravámenes y contribuciones, seguros, asesoramiento técnico y demás que la Superintendencia considere necesarios para la explotación del servicio en la zona de concesión. No podrán incluirse en los costos de explotación las depreciaciones, los déficit de ganancia en ejercicios anteriores, ni ningún costo financiero como los impuestos y contribuciones por dividendos de acciones o el servicio de intereses y amortización de préstamos, bonos y otros documentos. Todos los costos estarán referidos a los precios vigentes a la fecha de realización del estudio. La Superintendencia podrá rechazar los costos que considere innecesarios o la parte de ellos que estime excesivos. Las empresas concesionarias enviarán anualmente a la Superintendencia, antes del 31 de marzo, los costos de explotación correspondientes al año anterior acompañado de un informe auditado. Se entiende por VNR de las instalaciones de distribución de una empresa concesionaria, el costo de renovar todas las obras, instalaciones y bienes físicos destinados a dar el servicio de distribución, considerando todas las instalaciones de la empresa concesionaria requeridas para la prestación del servicio público de distribución, sea que ellas se encuentren dentro o fuera de la zona de concesión, incluyendo los intereses intercalarios, los derechos, los gastos y las indemnizaciones pagadas para el establecimiento de las servidumbres utilizadas, los bienes intangibles y el capital de explotación. Entre los derechos no se podrán incluir los que haya concedido el Estado a título gratuito ni los pagos realizados en el caso de concesiones obtenidas mediante licitación. Para efectos de lo anterior, los derechos que haya concedido el Estado a título gratuito no considerarán las instalaciones de electrificación rural construidas por las empresas distribuidoras que hayan sido financiadas a través del Fondo Nacional de Desarrollo Regional. Los bienes intangibles corresponderán a los gastos de organización de la empresa y no podrán ser superiores al dos por ciento del valor de los bienes físicos. El capital de explotación será considerado igual a un doceavo de las entradas de explotación. Las inversiones en bienes físicos no serán influidas por la depreciación con que se hayan emitido las acciones y bonos o por los intereses de los préstamos que se hayan tomado para reunir el capital necesario para ejecutar las obras, ni por las multas que se hayan impuesto al concesionario.

Artículo 194º.- Para los efectos de la primera fijación del VNR de las instalaciones de distribución de una empresa distribuidora, el concesionario presentará, al término de la construcción de las obras, un inventario completo de todas las instalaciones, una memoria descriptiva de los trabajos y el detalle de los gastos de primer establecimiento, incluyendo adquisiciones de terrenos, pago de servidumbres, ejecución de obras, adquisición o instalación de maquinarias, materiales, talleres, oficinas y sus dotaciones, honorarios y cargos de ingeniería y supervigilancia, gastos de organización, legales, gravámenes, impuestos e intereses durante la construcción y todo otro ítem que no sea propio cargar a gastos de explotación. Sobre la base de estos antecedentes la Superintendencia efectuará la primera fijación del VNR de las instalaciones de distribución de la empresa. El concesionario dará cuenta a la Superintendencia de toda inversión posterior en obras de distribución que aumenten el VNR de primer establecimiento. La Superintendencia podrá rechazar fundadamente el aumento del VNR originado por la incorporación de bienes físicos o derechos que estime innecesarios, o la parte que considere excesivos. En este caso, la Superintendencia informará al concesionario, en el plazo de tres meses. A falta de esta comunicación, se entenderá incorporado automáticamente al VNR. El concesionario comunicará anualmente a la Superintendencia las instalaciones retiradas del servicio. La Superintendencia rebajará el VNR correspondiente a dichas instalaciones.

Artículo 195º.- El VNR se calculará cada cuatro años, en el año anterior al cual corresponda efectuar una fijación de fórmulas tarifarias. Para tal efecto, antes del treinta de junio del año respectivo, el concesionario comunicará a la Superintendencia el VNR correspondiente a las instalaciones de distribución de su concesión, acompañado de un informe auditado. La Superintendencia fijará el VNR, para lo cual podrá aceptar o modificar el valor comunicado por la empresa, en el plazo de tres meses. De no existir acuerdo entre el concesionario y la Superintendencia, el VNR será determinado por el panel de expertos. Los expertos deberán pronunciarse sobre el VNR antes del 31 de diciembre del año respectivo. A falta de comunicación del VNR y del informe auditado, este valor será fijado por la Superintendencia antes del 31 de diciembre de ese año. En el plazo que medie entre dos fijaciones de VNR, éste será aumentado o rebajado en la misma proporción en que varíe el Índice de Precios al Consumidor.

Artículo 196º.- Los VNR, ingresos y costos de explotación de que trata este Capítulo están orientados exclusivamente al estudio de las tarifas de suministro a nivel de distribución, y por consiguiente no podrán considerarse para los efectos tributarios de las empresas. La Superintendencia establecerá los sistemas de cuentas a que deberán ceñirse los concesionarios para registrar los costos de explotación y los VNR de que trata este Capítulo.

Artículo 197º.- Las concesionarias conformadas por sociedades anónimas cerradas estarán sujetas a las normas que rigen a las sociedades anónimas abiertas y, por lo tanto, quedarán sometidas a la fiscalización de la Superintendencia de Valores y Seguros en el ámbito de su competencia.

Artículo 198º.- La facturación de los consumos por suministros sometidos a fijación de precios deberá hacerse por las empresas mensual o bimestralmente.

Artículo 199º.- En los sistemas aislados para pequeños consumidores sólo se fijarán los precios correspondientes a los suministros indicados en el número 1 del artículo 147º.

Artículo 199 bis.- Los Gobiernos Regionales podrán destinar recursos para el financiamiento de subsidios para la operación, que permitan la continuidad del suministro eléctrico en los sistemas aislados para pequeños consumidores. Los Gobiernos Regionales podrán utilizar la tarifa regulada de referencia para efectos de determinar el monto de los recursos a transferir. La tarifa regulada de referencia ("TRR") corresponderá a: a) La menor opción tarifaria BT1, de acuerdo al decreto tarifario vigente en dicha época, en todos sus componentes, sin considerar el cargo fijo mensual, aplicada a los usuarios finales señalados en el número 1 del artículo 147°, en la comuna donde está ubicado el sistema aislado para pequeños consumidores. b) Si la comuna no cuenta con usuarios finales señalados en el número 1 del artículo 147°, la TRR corresponderá a la menor opción tarifaria BT1 en todos sus componentes, sin considerar el cargo fijo mensual, aplicada a los usuarios finales de la comuna donde está ubicada la localidad geográficamente más cercana al sistema de autogeneración de energía eléctrica, que pertenezca a la provincia en donde está ubicado el referido sistema. c) Si la provincia no cuenta con usuarios finales señalados en el número 1 del artículo 147°, la TRR corresponderá a la menor opción tarifaria BT1 en todos sus componentes, sin considerar el cargo fijo mensual, aplicada a los usuarios finales de la comuna donde está ubicada la localidad geográficamente más cercana al sistema aislado para pequeños consumidores, que pertenezca a la región en donde está ubicado el sistema. d) En aquellos casos donde exista un acuerdo tarifario firmado entre el alcalde de la municipalidad respectiva y la empresa que entrega el suministro eléctrico y/o exista un convenio de operación con el Gobierno Regional respectivo, la TRR corresponderá a lo establecido en los instrumentos ya señalados. La transferencia de recursos a la cual se refiere el presente artículo se realizará de conformidad a lo dispuesto en las leyes de presupuestos del sector público respectivas.

Artículo 200º.- Los precios máximos para los suministros indicados en el número 1 del artículo 147º, serán acordados entre el Alcalde de la Municipalidad en la cual se efectúen los suministros y las empresas concesionarias de servicio público de distribución que corresponda.

Artículo 201º.- En los acuerdos se estipularán los precios de suministro, las cláusulas de reajustabilidad de los mismos, la calidad del servicio, el número de horas diarias de funcionamiento del servicio y toda otra condición que sea pertinente.

Artículo 202º.- Los acuerdos tendrán una duración mínima de cuatro años.

Artículo 203º.- Los Alcaldes informarán a la Comisión, con un mes de anticipación a la fecha de su puesta en vigencia, los acuerdos que hubieren firmado. La Comisión comunicará al Ministerio de Energía estructura, el nivel y cláusulas de reajuste de las tarifas acordadas, quien los fijará, de acuerdo a lo establecido en el artículo 151º, mediante publicación en el Diario Oficial.

Artículo 204º.- Una vez vencido el período de vigencia de las tarifas, y mientras no sean fijadas las nuevas, continuarán vigentes las tarifas y cláusulas de reajuste del período anterior. Los acuerdos podrán renovarse con el consentimiento de las partes siguiéndose el procedimiento del artículo 203º.

Artículo 205º.- Si transcurridos seis meses desde la fecha de expiración del acuerdo anterior, no se hubiere firmado un nuevo acuerdo entre las empresas concesionarias de servicio público y el Alcalde, cualesquiera de las partes podrá solicitar a la Comisión la elaboración de un informe con recomendaciones sobre tarifas y otras condiciones de suministro a considerar. Estas recomendaciones no obligarán a las partes.

Artículo 206º.- Si transcurridos tres meses desde la emisión del informe de la Comisión, aún no se hubiere logrado un acuerdo, la Comisión, oyendo a las partes, calculará e informará la estructura, nivel y reajustabilidad de las tarifas, así como las condiciones de suministro que serán aplicables en la zona de concesión, por un período de cuatro años, al Ministerio de Energía quien las fijará de acuerdo a lo establecido en el artículo 151º, mediante publicación en el Diario Oficial.

Artículo 207°.- Si de común acuerdo, dentro del período de vigencia de las tarifas, el Alcalde y el concesionario de servicio público de distribución decidieran modificar las tarifas o las condiciones de suministro, el Alcalde informará a la Comisión el nuevo acuerdo, para los efectos de lo estipulado en el artículo 203º.

Artículo 207-1.- Son personas electrodependientes aquellas que para el tratamiento de la patología que padecen se encuentran en condición de hospitalización domiciliaria y necesitan permanecer conectadas físicamente, de forma continua o transitoria, a un dispositivo de uso médico, ya sea para su respiración, alimentación, termorregulación, entre otros, que requieren suministro eléctrico para su funcionamiento, para compensar la pérdida de una función fundamental del cuerpo y sin la cual estarían en riesgo vital o de secuela funcional severa grave.

Artículo 207-2.- Las empresas concesionarias del servicio público de distribución eléctrica deberán llevar un registro de personas electrodependientes con residencia en su respectiva zona de concesión. El incumplimiento de la obligación establecida en el inciso anterior se considerará una infracción gravísima que será sancionada de conformidad con las normas de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Se registrarán las personas electrodependientes que cuenten con un certificado del médico tratante que acredite dicha condición, con la indicación del dispositivo de uso médico que requieren para su tratamiento y sus características. Las personas electrodependientes que se encuentren inscritas en el registro gozarán de los derechos que se establecen en este Capítulo. La información contenida en el registro se considerará datos sensibles de sus titulares, según lo dispuesto en la ley N° 19.628, sobre protección de la vida privada. En todo caso, podrán acceder a él el Ministerio de Salud y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, para el cumplimiento de sus funciones. Este registro será fiscalizado por la mencionada Superintendencia.

Artículo 207-2 bis.- Las empresas concesionarias deberán mantener actualizado el registro de clientes electrodependientes de su zona de concesión, debiendo verificar y reportar dicha información a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles quincenalmente. Asimismo, las empresas deberán habilitar y mantener operativa una línea telefónica de atención prioritaria en sus centros de contacto, exclusiva para la atención de requerimientos relacionados con el suministro eléctrico de personas electrodependientes, incluyendo cuando el equipo de respaldo presente fallas, garantizando su disponibilidad permanente y respuesta oportuna.

Artículo 207-3.- Las empresas concesionarias deberán implementar, en forma eficaz y oportuna, las mejores soluciones técnicas disponibles para mitigar los efectos que las interrupciones de suministro eléctrico podrían tener respecto del funcionamiento del equipamiento de uso médico al que se encuentra conectada una persona electrodependiente, durante toda su extensión, considerando las condiciones del entorno y la estimación de la extensión de la interrupción, entre otras que señale el reglamento. Para dar cumplimiento a lo señalado en el inciso precedente, las empresas concesionarias deberán entregar, sin costo para el usuario, un sistema de respaldo energético que permita abastecer de energía al dispositivo de uso médico respectivo. El sistema de respaldo deberá ser capaz de abastecer la totalidad de los equipos médicos necesarios para el soporte vital del paciente mientras dure cualquier interrupción del suministro eléctrico. Los costos de adquisición, operación, mantenimiento, reparación y eventual reemplazo del sistema de respaldo energético entregado a los pacientes electrodependientes serán asumidos íntegramente por la empresa distribuidora. Dichos costos podrán ser reconocidos como parte de los costos de explotación en los chequeos de rentabilidad anual, previa auditoría efectuada por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, de conformidad con las disposiciones reglamentarias que se dicten al efecto.

Artículo 207-4.- Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo anterior, en caso de interrupción del suministro eléctrico, las empresas concesionarias deberán priorizar el restablecimiento del servicio a los usuarios finales donde residan personas electrodependientes. En caso de interrupciones programadas por la empresa concesionaria, ésta deberá informar dicha situación a la persona electrodependiente afectada o a su representante, con al menos cinco días hábiles de anticipación, a través del medio que el beneficiario haya solicitado previamente.

Artículo 207-5.- Las empresas concesionarias descontarán el consumo de energía asociado al funcionamiento de los dispositivos de uso médico que requiera una persona electrodependiente. Para hacer efectiva la obligación establecida en el inciso anterior, las empresas concesionarias deberán incorporar entre el sistema de conexión central del domicilio y los dispositivos de uso médico, un mecanismo de medición de consumo de costo de la empresa, medición que deberá ser descontada del total mensual de consumo del domicilio.

Artículo 207-6.- Un reglamento expedido por el Ministerio de Energía establecerá las demás materias, requisitos, condiciones y procedimientos que sean necesarios para la debida y eficaz implementación de las disposiciones de este Capítulo.

Artículo 207-7.- Las empresas concesionarias de distribución eléctrica estarán obligadas a instalar, a más tardar el 1 de marzo de 2026, un sistema de medición remota del suministro eléctrico en cada punto de consumo asociado a una persona registrada como electrodependiente. Esta instalación tendrá carácter obligatorio, sin costo alguno para el cliente, y permitirá monitorear en línea la continuidad del suministro y generar alertas automáticas ante eventuales cortes.

Artículo 207-8.- En aquellos casos en que una familia deje de contar con el beneficio asociado al registro de persona electrodependiente y mantenga una deuda pendiente por no pago del suministro eléctrico, la empresa concesionaria deberá ofrecer un plan de reprogramación de dicha deuda en 24 cuotas mensuales. Durante el período en que se mantenga vigente la reprogramación y las cuentas se encuentren al día, no se podrá proceder a la suspensión del suministro eléctrico.

Artículo 208°.- Serán sometidas al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que se produzcan en relación con las materias que se señalen expresamente en la presente ley y en otras leyes en materia energética. Asimismo, serán sometidas a dicho dictamen, las discrepancias que se susciten entre el Coordinador y las empresas sujetas a su coordinación en relación a los procedimientos internos, instrucciones y cualquier otro acto de coordinación de la operación del sistema y del mercado eléctrico que emane del Coordinador, en cumplimento de sus funciones. Podrán, asimismo, someterse al dictamen del Panel de Expertos las discrepancias que las empresas eléctricas tengan entre sí con motivo de la aplicación técnica o económica de la normativa del sector eléctrico y que, de común acuerdo, sometan a su dictamen.

Artículo 209º.- El panel de expertos estará integrado por siete profesionales, cinco de los cuales deberán ser ingenieros o licenciados en ciencias económicas, nacionales o extranjeros, y dos abogados, de amplia trayectoria profesional o académica y que acrediten, en materias técnicas, económicas o jurídicas del sector energético, dominio y experiencia laboral mínima de tres años, designados por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia, mediante concurso público de antecedentes fundado en condiciones objetivas, transparentes y no discriminatorias. El concurso público para conformar el panel de expertos deberá también ser publicado, a lo menos, en un diario de cada región. El nombramiento de los integrantes así designados se efectuará mediante resolución del Ministerio de Energía. Los integrantes del panel de expertos ejercerán su función por seis años y podrán ser designados por un nuevo período, para lo cual deberán participar en el concurso señalado en el número anterior. La renovación de los integrantes se efectuará parcialmente cada tres años. Una vez constituido, el panel elegirá de entre sus integrantes, al experto que lo presidirá por los siguientes tres años. El quórum mínimo para sesionar será de cinco integrantes y los acuerdos se adoptarán por simple mayoría, decidiendo el voto del presidente en caso de empate. Es incompatible la función de integrante del panel con la condición de funcionario público y también con la calidad de director, gerente, trabajador dependiente, asesor independiente, o la condición de tenedor, poseedor o propietario de acciones o derechos, por sí o a través de una persona jurídica, de empresas generadoras, transmisoras, comercializadoras y distribuidoras de energía eléctrica, así como de empresas productoras, almacenadoras, regasificadoras, transportistas, distribuidoras y comercializadoras de gas, sean o no concesionarias, o de sus matrices, filiales o coligadas. Las personas que al momento de su nombramiento detenten cualquiera de dichas condiciones deberán renunciar a ella. Las limitaciones contenidas en este artículo se mantendrán hasta un año después de haber terminado el período del integrante de que se trate. En todo caso, el desempeño como integrante del panel es compatible con funciones y cargos docentes. Los integrantes del panel deberán inhabilitarse de intervenir en las discrepancias que se sometieren a su conocimiento, en caso que incurran personalmente en alguno de los motivos de abstención contemplados en el artículo 12 de la ley N° 19.880, con excepción de su número 4, comunicándolo inmediatamente a las partes a través del secretario abogado. Sin perjuicio de ello, las partes podrán solicitar la inhabilitación directamente al panel de expertos, el que se pronunciará con exclusión del integrante cuya inhabilitación se solicita, previo informe del secretario abogado.