Artículo 71-22.- Las empresas de transmisión troncal identificadas en el decreto señalado en el artículo 71-27 como responsables de realizar las obras de ampliación del estudio de transmisión troncal tendrán la obligación de efectuar dichas obras y operar las instalaciones de acuerdo con la ley. Las empresas señaladas en el inciso anterior deberán comunicar a la Superintendencia el inicio de la construcción de las obras e instalaciones de acuerdo con los plazos establecidos en el respectivo decreto, sin perjuicio de la obligación establecida en el artículo 148 de esta ley. La cesión a un tercero por parte de la empresa responsable del derecho a ejecutar y explotar las obras e instalaciones correspondientes a la ampliación, deberá ser previamente informada a la Comisión y a la Superintendencia. La cesionaria deberá reunir los requisitos que fija esta ley para una empresa de transmisión troncal y se subrogará en la obligación de ejecutarlas y explotarlas, en su caso, ajustándose a los plazos, especificaciones y demás obligaciones que establezca el decreto señalado en el artículo 71-27 de esta ley. En caso de incumplimiento de alguna de las obligaciones de la cesionaria, la cedente será subsidiariamente responsable de todas las indemnizaciones a que diere lugar. En cualquier caso, las empresas de transmisión troncal, con la antelación que reglamentariamente se indique, deberán licitar la construcción de las obras a empresas calificadas, a través de procesos de licitación públicos, abiertos y transparentes, auditables por la Superintendencia, debiendo incluirse expresamente en las bases de la licitación que el V.I. de la ampliación licitada no podrá exceder en más de quince por ciento al V.I. referencial señalado para ella en el decreto respectivo. Solo en caso que la licitación se declare desierta y, en el plazo de treinta días contados desde la declaración, se acredite que existen razones fundadas de cambios importantes de los supuestos en base a los cuales fue determinado el V.I. de referencia, por medio de un estudio de consultores independientes, contratado a su cargo por la empresa responsable, el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, previo informe de la Comisión, podrá fijar, por decreto supremo expedido "Por orden del Presidente de la República", un nuevo V.I. de referencia, para que la empresa responsable convoque a una nueva licitación, sujeta en lo demás a los requisitos indicados en los incisos anteriores. Para efectos de la determinación del V.I. definitivo conforme a lo dispuesto en el inciso tercero del artículo 71-10, la Comisión deberá informar al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción el resultado final de las licitaciones del proyecto respectivo. El Ministerio, mediante decreto supremo expedido bajo la fórmula "Por orden del Presidente de la República", fijará dichos valores para los efectos del artículo 71-29 y siguientes. Las empresas que incurran en incumplimiento de la obligación a que se refiere este artículo perderán el derecho a ejecutar y explotar las obras e instalaciones que se les hubieren asignado en el decreto respectivo, las que serán licitadas por la Comisión y adjudicadas por el Ministerio a empresas que cumplan las exigencias para operar sistemas de transmisión troncal. El reglamento establecerá las normas para la realización de la licitación a que se refiere el inciso anterior, las que deberán asegurar la publicidad y transparencia del proceso, la participación igualitaria y no discriminatoria y el cumplimiento de las especificaciones y condiciones determinadas por el estudio, el informe técnico y el decreto respectivo.

Artículo 71-23.- Se entenderá por nuevas líneas y subestaciones troncales todas aquellas obras calificadas como tales por el estudio de transmisión troncal o por el decreto indicado en el artículo 71-27, en consideración a la magnitud que defina el reglamento, nuevo trazado e independencia respecto de las líneas troncales existentes. Cuando el decreto sobre adecuaciones al plan de expansión de la transmisión troncal, referido en el artículo 71-27, identifique como troncales a proyectos de líneas y subestaciones troncales nuevas, los mismos serán adjudicados, mediante el proceso de licitación que se establece en los artículos siguientes, en cuanto a su ejecución y al derecho a su explotación, a una empresa de transmisión que cumpla con las exigencias definidas en la presente ley. La licitación se resolverá según el valor anual de la transmisión por tramo que oferten las empresas para cada proyecto y sólo se considerarán de manera referencial el V.I. y COMA definidos en el aludido decreto. El valor anual de la transmisión por tramo resultante de la licitación y su fórmula de indexación constituirá la remuneración de las nuevas líneas troncales y se aplicará durante cinco períodos tarifarios, transcurridos los cuales las instalaciones y su valorización deberán ser revisadas y actualizadas en el estudio de transmisión troncal correspondiente. Los pagos por el servicio de transporte o transmisión a la empresa propietaria de las nuevas líneas de transmisión troncal se realizarán de acuerdo con lo establecido en los artículos 71-29 y siguientes.

Artículo 71-24.- Corresponderá a la Dirección de Peajes del centro de despacho económico de carga respectivo, conforme a los plazos y términos establecidos en el reglamento, efectuar una licitación pública internacional de los proyectos señalados en el artículo anterior. El costo de la licitación, se pagará a prorrata de la participación esperada de cada usuario en el pago del valor anual de la transmisión asociada a las nuevas instalaciones. Las bases de licitación serán elaboradas por la Comisión y, a lo menos, deberán especificar las condiciones de licitación, la información técnica y comercial que deberá entregar la empresa participante, los plazos, las garantías, la descripción del desarrollo del proceso y de las condiciones de adjudicación, así como las características técnicas de las líneas o subestaciones y del o los proyectos de interconexión troncal, conforme al respectivo estudio de transmisión troncal.

Artículo 71-25.- La Dirección de Peajes respectiva, en un plazo no superior a sesenta días de recibidas las propuestas, deberá resolver la licitación y adjudicará el proyecto en conformidad a las bases. Asimismo, comunicará el resultado a la empresa adjudicataria e informará a la Comisión y a la Superintendencia respecto de la evaluación de los proyectos y de la adjudicación. Dentro de los cinco días siguientes a dicho informe, la Comisión remitirá al Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción un informe técnico, con todos los antecedentes, que servirá de base para la dictación de un decreto supremo, expedido bajo la fórmula "Por orden del Presidente de la República", que fijará: a) La empresa adjudicataria; b) Las características técnicas del proyecto; c) La fecha de entrada en operación; d) El valor de la transmisión por tramo de las nuevas líneas o subestaciones de transmisión troncal, conforme al resultado de la licitación, y e) Las fórmulas de indexación del valor señalado en la letra d) anterior.

Artículo 71-26.- Las instalaciones de transmisión que interconecten sistemas eléctricos independientes que no hayan sido materializadas conforme a lo establecido en el artículo 71-45, se considerarán sistemas de transmisión adicionales en los sistemas eléctricos que interconectan. Sin perjuicio de lo señalado, la operación de los sistemas interconectados se regirá por lo dispuesto en los artículos 71-46, 71-47 y 71-49 de la presente ley. No obstante, en el caso que para la materialización de dichas instalaciones el o los interesados requieran el otorgamiento de una concesión, les serán aplicables las disposiciones del artículo 71-45.

Artículo 71-27.- Anualmente, la Dirección de Peajes del CDEC analizará la consistencia de las instalaciones de desarrollo y expansión del sistema troncal contenidas en las letras b) y c) del informe técnico de la Comisión Nacional de Energía, señalado en el artículo 71-19, con los desarrollos efectivos en materia de inversión en generación eléctrica, interconexiones y la evolución de la demanda, considerando los escenarios y supuestos previstos en la letra d) del informe referido y emitirá una propuesta a la Comisión Nacional de Energía. Dicha propuesta será enviada dentro de los treinta días siguientes a la recepción de la comunicación referida en el inciso tercero del artículo 71-19 y antes del 31 de octubre de los demás años del cuatrienio respectivo. La propuesta presentará, fundadamente, las obras que deberán realizarse o iniciarse en el período siguiente para posibilitar el abastecimiento de la demanda, considerando las exigencias de calidad y seguridad vigentes, conforme a los criterios establecidos en el artículo 71-2, o la no realización de obras en ese período. Además, podrá considerar tanto los proyectos de transmisión troncal contemplados en el estudio de transmisión troncal o los que, sin estarlo, se presenten a la Dirección de Peajes del CDEC por sus promotores. La Dirección de Peajes deberá acompañar la opinión que sobre las obras propuestas expresen los operadores del sistema de transmisión troncal y los usuarios que hacen o harán uso de dicho sistema y que percibirán un aumento neto de pagos por transmisión en razón de la incorporación de las nuevas instalaciones, indicando los porcentajes del aumento del costo de peaje que les correspondería pagar a cada uno de ellos por cada una de las obras propuestas, en el horizonte de tiempo que señale el reglamento. La Comisión, en el plazo de 30 días contado desde la recepción de la propuesta de la Dirección de Peajes, presentará el plan de expansión para los doce meses siguientes. Los participantes y los usuarios e instituciones interesadas referidos en los artículos 71-11 y 71-13, dispondrán de diez días para presentar sus discrepancias al panel de expertos, el que emitirá su dictamen en el plazo de treinta días. Si no se presentaren discrepancias, o una vez emitido el dictamen del panel de expertos, el Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción, dentro de quince días de recibidos los informes, mediante decreto expedido bajo la fórmula "Por orden del Presidente de la República" y sobre la base de la recomendación de la Comisión o del dictamen del panel de expertos, según corresponda, fijará las expansiones del sistema de transmisión troncal para los doce meses siguientes, contados una vez que hayan transcurrido quince días desde su publicación en el Diario Oficial.

Artículo 71-28.- Los documentos y antecedentes de los procesos de fijación de tarifas y determinación de las expansiones de transmisión troncal serán públicos para efectos de la ley N° 18.575, una vez finalizado el proceso de fijación de tarifas de transmisión troncal. Dicha información deberá estar disponible para consulta y constituirá el expediente público del proceso.

Artículo 71-29.- En cada sistema interconectado y en cada tramo, las empresas de transmisión troncal que correspondan deberán recaudar anualmente el valor anual de la transmisión por tramo de las instalaciones existentes, definido en el artículo 71-9. Este valor constituirá el total de su remuneración anual. Para efectos del inciso anterior, la empresa deberá cobrar un peaje por tramo, equivalente al valor anual de la transmisión por tramo, definido en el artículo 71-9, menos el ingreso tarifario esperado por tramo. El "ingreso tarifario esperado por tramo" es la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación esperada del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo, calculados según se señala en el artículo 71-32. Asimismo, el propietario del sistema de transmisión troncal tendrá derecho a percibir provisionalmente los ingresos tarifarios reales por tramo que se produzcan. El "ingreso tarifario real por tramo" es la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación real del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo. El reglamento deberá establecer los mecanismos y procedimientos de reliquidación y ajuste de estos ingresos tarifarios, de manera de asegurar que la o las empresas de transmisión troncal perciban la remuneración definida en el inciso primero de este artículo y, asimismo, que las empresas propietarias de medios de generación y las que efectúen retiros a que se refiere el artículo 71-8, paguen de acuerdo a los porcentajes de uso señalados en el artículo siguiente.

Artículo 71-30.- La obligación de pago de las empresas usuarias del respectivo sistema de transmisión troncal y la repercusión de ese pago en los usuarios finales, se regirán por las siguientes reglas: A) Al segmento de usuarios finales con potencia conectada inferior o igual a 2.000 kilowatts se les aplicará un cargo único por concepto de uso del sistema troncal, en proporción a sus consumos de energía. A los demás usuarios finales se les aplicará otro cargo único, por igual concepto, en proporción a sus consumos de energía efectuados hasta una potencia de 15.000 kilowatts. A los consumos de energía por sobre este límite se les aplicará el peaje unitario a que se refiere la letra B), inciso segundo de este artículo. Para determinar cada cargo único, se calculará la participación porcentual del consumo correspondiente en el total de la energía retirada por cada segmento, en la respectiva barra del sistema troncal. Los porcentajes que resulten se aplicarán al pago total por energía retirada que corresponde a dicha barra, establecido en conformidad a las letras D y E de este artículo, determinando de esta forma el aporte monetario que los consumos señalados efectúan a la remuneración del sistema troncal. El monto de cada cargo único será equivalente a la suma de los respectivos aportes monetarios calculados en el inciso anterior, dividida por la energía total retirada por los consumos señalados en el párrafo primero de esta letra. Las diferencias que se produzcan entre las recaudaciones obtenidas por la aplicación de los cargos señalados, y los pagos efectuados por la aplicación del peaje unitario indicado en la letra siguiente a los consumos señalados en esta letra deberán ser reliquidadas, por los transmisores, entre las empresas que retiran energía del sistema troncal. B) Los propietarios de centrales de generación eléctrica pagarán un peaje de inyección que será equivalente a la suma de los pagos que les corresponden en el financiamiento de los tramos del área de influencia común y de los tramos del sistema troncal no incluidos en el área de influencia común. Las empresas que efectúen retiros pagarán por cada unidad de energía, un peaje unitario de retiro que se establecerá por barra de retiro y será equivalente a la suma de los pagos que corresponden a dicha barra en el financiamiento de los tramos del área de influencia común y de los tramos del sistema troncal no incluidos en tal área, dividido por la energía total retirada en esa barra. C) Área de influencia común es el área, fijada para efectos de remuneración del sistema troncal, constituida por el conjunto mínimo de instalaciones troncales entre dos nudos de dicho sistema, en la que concurren, simultáneamente, las siguientes características: 1.- Que entre dichos nudos se totalice al menos un setenta y cinco por ciento de la inyección total de energía del sistema; 2.- Que entre dichos nudos se totalice al menos un setenta y cinco por ciento de la demanda total del sistema, y 3.- Que la densidad de la utilización, dada por el cuociente entre el porcentaje de inyecciones dentro del área de influencia común respecto de las inyecciones totales del sistema y el porcentaje del V.I. de las instalaciones del área de influencia común respecto del V.I. del total de instalaciones del sistema troncal, sea máxima. El reglamento establecerá el procedimiento que, sobre la base de las características señaladas, se deberá aplicar para definir el área de influencia común del sistema de transmisión troncal, en cada sistema eléctrico. Su revisión y, en su caso, actualización, se efectuarán en el estudio de transmisión troncal. D) En los tramos pertenecientes al área de influencia común del sistema troncal, el pago del peaje total de cada tramo se repartirá conforme a lo siguiente: 1.- Los propietarios de las centrales de generación eléctrica financiarán el ochenta por ciento del peaje total de los tramos pertenecientes al área de influencia común del sistema troncal, a prorrata del uso esperado que sus inyecciones hacen de cada tramo. 2.- Las empresas que efectúen retiros financiarán el veinte por ciento restante del peaje total de los tramos del área de influencia común del sistema troncal, a prorrata del uso esperado que sus retiros hacen de cada tramo. E) En los tramos del sistema troncal que no pertenezcan al área de influencia común, el pago del peaje total de cada tramo se asignará de la siguiente forma: 1.- El pago final que le corresponderá pagar a cada central generadora por el uso que hacen sus inyecciones de los tramos no pertenecientes al área de influencia común, será igual al valor esperado de los pagos determinados para cada escenario de operación de acuerdo al punto 4 siguiente. 2.- El pago final que le corresponderá pagar a cada empresa que efectúe retiros, por el uso que hacen éstos de los tramos no pertenecientes al área de influencia común, será igual al valor esperado de los pagos determinados para cada escenario de operación de acuerdo al punto 5 siguiente. 3.- Para todos los escenarios que se puedan dar en la operación del sistema, considerando, entre otros, hidrologías y niveles de demanda, se simulará el sentido del flujo de potencia en cada tramo. 4.- En los tramos en que el sentido del flujo se dirija hacia el área de influencia común del sistema de transmisión troncal, el pago del peaje total del tramo, definido en el artículo 71-29, se asignará a los propietarios de las centrales ubicados aguas arriba de los flujos, a prorrata del uso que sus inyecciones hacen del tramo, para dicho escenario. 5.- En los tramos en que el sentido del flujo no se dirija hacia el área de influencia común del sistema de transmisión troncal, el pago del peaje total del tramo se asignará a las empresas que efectúen retiros aguas abajo del flujo, a prorrata del uso que sus retiros hacen del tramo, para dicho escenario. Los valores indicados en este artículo, así como las reliquidaciones a que hubiere lugar, serán calculados por el respectivo CDEC, según lo señalado en esta ley y conforme los procedimientos que el reglamento establezca. La boleta o factura que extienda el concesionario de un servicio de distribución a sus clientes deberá señalar separadamente los cobros por concepto de energía, potencia, transmisión troncal, subtransmisión, distribución y cualquier otro cargo que se efectúe en ella, en la forma y periodicidad que determine el reglamento.

Artículo 71-31.- Para los efectos de determinar los pagos indicados en el artículo anterior, el CDEC deberá contar con un registro público de empresas generadoras, distribuidoras y usuarios no sometidos a regulación de precios que tengan contrato directamente con generadores. Asimismo, deberá contar con un sistema público de toda la información técnica y comercial, según la modalidad y oportunidad que establezca el reglamento, que permita determinar los pagos que cada una de estas empresas y clientes deben hacer al propietario del sistema de transmisión troncal.

Artículo 71-32.- La determinación de las prorratas de las empresas usuarias, señaladas en las letras D y E del artículo 71-30, se basará en un análisis del uso esperado que las mismas hacen del sistema de transmisión troncal, el que será realizado por el CDEC sobre la base de modelos de simulación y de participación de flujos que cumplan las características definidas en el reglamento, y previamente aprobados por la Comisión. Estos modelos de simulación también serán utilizados para calcular el ingreso tarifario esperado por tramo señalado en el artículo 71-29. Para estos efectos, el CDEC deberá simular la operación del sistema interconectado, para los siguientes cuatro años, conforme a lo indicado en el artículo 71-34, utilizando los resultados del informe técnico definitivo señalado en el artículo 71-20, y asegurando el abastecimiento de la demanda de acuerdo a las exigencias de seguridad y calidad de servicio que establece la ley y el reglamento. Asimismo, para dicha simulación, este organismo deberá considerar y ponderar los distintos escenarios que se puedan dar en la operación del sistema, conforme se especifique en el reglamento, y teniendo presente a lo menos lo siguiente: a) Para la oferta, centrales existentes y en construcción, características técnicas y costos de producción y períodos de mantenimiento programado de las mismas, las distintas condiciones hidrológicas, así como toda otra variable técnica o contingencia relevante que se requiera. b) Para el sistema de transmisión, representación topológica de instalaciones existentes y en construcción, hasta el nivel de tensión que señale el reglamento, y sus respectivas características técnicas, y condiciones de operación acordes con las exigencias de calidad y seguridad de servicio vigentes. c) Para la demanda de energía, su desagregación mensual y representación sobre la base de bloques de demanda por nudo, de acuerdo a las características propias de consumo de cada nudo. d) Si, para un escenario, la participación asignable a una central resulta ser contraria al flujo del tramo en dicha condición, la prorrata de dicha central será nula en tal escenario. e) Si, para un escenario, la participación asignable a un retiro resulta ser contraria al flujo del tramo en dicha condición, la prorrata de dicho retiro será nula en tal escenario. El reglamento establecerá los procedimientos para determinar la participación individual de cada central y de cada barra de retiro del sistema de transmisión troncal, en el uso del respectivo tramo. Asimismo, el reglamento establecerá el mecanismo de ajuste de la participación esperada en el uso del sistema de transmisión troncal, en caso de atrasos o adelantos de centrales generadoras o instalaciones de transmisión.

Artículo 71-33.- Si una ampliación de transmisión en un sistema de transmisión troncal establecida en el decreto de expansión de la transmisión troncal retrasa su entrada en operación, y dicho atraso es imputable al propietario del respectivo tramo, éste deberá retribuir mensualmente, a los propietarios de las centrales generadoras afectadas, un monto equivalente al mayor costo de despacho de generación en que ellos incurrieron por congestión debida a limitación de capacidad en el tramo respectivo a consecuencia del atraso, de acuerdo con los procedimientos que establezca el reglamento. El monto mensual máximo a pagar por la empresa transmisora por este concepto no podrá ser superior a cinco veces el valor mensual del tramo correspondiente.

Artículo 71-34.- Antes del 31 de diciembre del año en que se inicie la vigencia de un nuevo decreto de fijación de valores por tramo del sistema de transmisión troncal, cada CDEC deberá hacer públicos y comunicar a las empresas usuarias del sistema de transmisión troncal, los pagos por peaje que a cada una de ellas corresponda de acuerdo con su uso esperado de las instalaciones del sistema, así como el ingreso tarifario esperado por tramo, para cada uno de los siguientes cuatro años. Los peajes por tramo tendrán asociadas las mismas fórmulas de indexación establecidas en el informe técnico definitivo señalado en el artículo 71-20. Los pagos por peaje y el ingreso tarifario esperado por tramo deberán ser revisados anualmente, y modificados en caso de que no se cumplan los supuestos de dimensionamiento, localización o fecha de entrada en operación de instalaciones futuras, ya sea de transmisión o generación, establecidos en el informe técnico señalado en el artículo 71-20.

Artículo 71-35.- Toda controversia que surja de la aplicación de los artículos 71-29 y siguientes deberá ser presentada antes del 31 de enero al panel de expertos definido en el Título VI de esta ley, en la forma que establezca el reglamento, el cual deberá resolver dicha controversia antes del 31 de marzo, previo informe de la Comisión. Una vez resuelta la controversia conforme al inciso anterior, deberá procederse al pago de los peajes individuales a la empresa de transmisión troncal, en la modalidad que disponga el reglamento. En todo caso, el ejercicio de acciones jurisdiccionales no obstará al pago de los peajes señalados.

Artículo 71-36.- El valor anual de los sistemas de subtransmisión será calculado por la Comisión cada cuatro años, con dos años de diferencia respecto del cálculo de valores agregados de distribución establecido en esta ley y el reglamento. El valor anual de los sistemas de subtransmisión se basará en instalaciones económicamente adaptadas a la demanda proyectada para un período de cuatro a diez años, que minimice el costo actualizado de inversión, operación y falla, eficientemente operadas, y considerará separadamente: a) Pérdidas medias de subtransmisión en potencia y energía, y b) Costos estándares de inversión, mantención, operación y administración anuales asociados a las instalaciones. Los costos anuales de inversión se calcularán considerando el V.I. de las instalaciones, la vida útil de cada tipo de instalación según establezca el reglamento, y la tasa de descuento señalada en el artículo 100 de esta ley.

Artículo 71-37.- En cada sistema de subtransmisión identificado en el decreto a que se refiere el artículo 71-3, y en cada barra de retiro del mismo, se establecerán precios por unidad de energía y de potencia, en adelante "peajes de subtransmisión", que, adicionados a los precios de nudo en sus respectivas barras de inyección, constituirán los precios de nudo en sus respectivas barras de retiro, de manera que cubran los costos anuales a que se refieren las letras a) y b) del artículo anterior, más los costos de la energía y la potencia inyectada. Los usuarios de los sistemas de subtransmisión que transiten energía o potencia a través de dichos sistemas deberán pagar, a la o a las empresas propietarias de éstos, cada unidad de potencia y energía retirada a los precios señalados en el inciso anterior, de acuerdo con los procedimientos que señale el reglamento. El pago anual por uso de sistemas de subtransmisión por parte de centrales generadoras que inyecten directamente su producción en dichos sistemas será determinado en los estudios a que se refiere el artículo 71-38. Dicho monto deberá corresponder al valor esperado que resulta de ponderar, para cada condición esperada de operación, la participación de pago de las centrales en cada tramo del sistema de subtransmisión. Para tal efecto, se considerará que en los tramos del sistema de subtransmisión que presenten dirección de flujos hacia el sistema troncal en la correspondiente condición operacional, los pagos se asignarán a las centrales que, conectadas directamente al sistema de subtransmisión, se ubiquen aguas arriba del tramo respectivo. Los tramos que en dicha condición operacional presenten la dirección de flujos contraria, se entenderán asignados a los retiros del sistema de subtransmisión en estudio. El monto a que diere lugar dicho pago anual será descontado de los costos anuales de inversión, operación y administración a que se refiere el artículo 71-36 para efectos de la determinación de los peajes regulados aplicados sobre los retiros en dichos sistemas. Los criterios para determinar cuándo un tramo presenta dirección hacia o desde el sistema troncal, así como los demás criterios y procedimientos necesarios para la determinación de los valores señalados, serán establecidos en el reglamento.

Artículo 71-38.- Para los efectos de determinar el valor anual de los sistemas de subtransmisión, las empresas operadoras o propietarias de dichos sistemas, en adelante las "empresas subtransmisoras", deberán desarrollar los estudios técnicos correspondientes, conforme a las bases que al efecto elabore la Comisión, y de acuerdo con los procedimientos que se establecen en los artículos siguientes. Para la realización de los estudios dispuestos en el inciso anterior, la Comisión abrirá un proceso de registro de usuarios e instituciones distintas de los participantes, en adelante los "usuarios e instituciones interesadas", las cuales tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio, conforme se señale en esta ley y el reglamento. Dicho registro se deberá reglamentar en los mismos términos del registro del artículo 71-13.

Artículo 71-39.- Antes de trece meses del término del período de vigencia de los peajes de subtransmisión, la Comisión deberá poner en conocimiento de las empresas subtransmisoras, de los participantes, usuarios e instituciones interesadas, las bases técnicas de los estudios para la determinación del valor anual de los sistemas de subtransmisión. Para estos efectos, serán participantes las empresas generadoras, las empresas distribuidoras y los usuarios no sujetos a regulación de precios. Las empresas subtransmisoras, los participantes, los usuarios y las instituciones interesadas podrán efectuar observaciones a las bases dentro de los quince días siguientes a la fecha de su recepción. La Comisión acogerá o rechazará fundadamente estas observaciones y comunicará las bases técnicas definitivas dentro de los diez días siguientes al vencimiento del plazo referido. Si se mantuviesen discrepancias, cualquiera de las empresas subtransmisoras, los participantes o usuarios e instituciones interesadas podrán solicitar la opinión del panel de expertos, dentro del plazo de diez días contados desde la comunicación de las bases técnicas definitivas. El panel de expertos deberá resolver las discrepancias en el plazo de quince días, contado desde el vencimiento del plazo anterior. Vencido el plazo para formular discrepancias o una vez resueltas, la Comisión deberá formalizar las bases técnicas definitivas a través de una resolución que se publicará en un medio de amplio acceso y se comunicará a las empresas subtransmisoras, los participantes, usuarios e instituciones interesadas. Para cada sistema de subtransmisión, el estudio será efectuado por una empresa consultora contratada por la o las empresas que operen en el respectivo sistema de subtransmisión, que será seleccionada de una lista de empresas consultoras acordada previamente con la Comisión, de acuerdo con lo que establezca el reglamento. Antes de seis meses del término de la vigencia de las tarifas, las empresas subtransmisoras presentarán a la Comisión un informe con el valor anual de los sistemas de subtransmisión que resulte del estudio y con las fórmulas de indexación propuestas. El reglamento y las bases establecerán la forma y contenido de los antecedentes que deberán ser aportados para respaldar los resultados del estudio, los que deberán permitir la reproducción completa de los resultados señalados por parte de la Comisión. La Comisión, en un plazo de quince días contado desde la recepción del estudio, convocará a una audiencia pública a las empresas subtransmisoras, los participantes, usuarios e instituciones interesadas, en la que el consultor expondrá los resultados del estudio de subtransmisión. El reglamento establecerá el procedimiento y las demás normas a que se sujetará esta audiencia. En el plazo de quince días contado desde su celebración, las empresas subtransmisoras, los participantes, usuarios e instituciones interesadas podrán realizar observaciones al estudio presentado. Realizada la audiencia, la Comisión dispondrá del plazo de tres meses para revisar y, en su caso, corregir el estudio y estructurar las tarifas correspondientes, remitiendo a las empresas subtransmisoras, los participantes, usuarios e instituciones interesadas un informe técnico que contenga las observaciones y correcciones, junto con las fórmulas tarifarias respectivas. En caso de discrepancias, las empresas subtransmisoras, los participantes, los usuarios e instituciones interesadas deberán requerir la intervención del panel de expertos dentro del plazo de quince días, contado desde la comunicación del informe técnico, y serán dictaminadas por el panel de expertos dentro de los treinta días siguientes a su presentación.

Artículo 71-40.- Transcurrido el plazo dispuesto en el artículo anterior para formular discrepancias sin que se hayan presentado o, en su caso, evacuado el dictamen por el panel de expertos, dentro del plazo de quince días, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción el informe técnico con las tarifas de subtransmisión y sus respectivas fórmulas de indexación para el período siguiente, los antecedentes del estudio y el dictamen del panel de expertos, si correspondiere. El Ministro fijará las tarifas de subtransmisión y sus respectivas fórmulas de indexación para el período siguiente, mediante decreto supremo expedido bajo la fórmula "Por orden del Presidente de la República", el que deberá publicarse en el Diario Oficial dentro de los siguientes quince días de recibido el informe de la Comisión. Una vez vencido el período de vigencia del decreto señalado en el inciso anterior, los valores establecidos en él y sus 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. Las bases, los estudios realizados por las empresas, el dictamen del panel de expertos y los informes de la Comisión y del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción serán públicos una vez publicado el respectivo decreto en el Diario Oficial, para los efectos de la ley N° 18.575.

Artículo 71-41.- El transporte por sistemas adicionales se regirá por lo previsto en los respectivos contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones. El peaje a que da derecho dicho transporte se deberá calcular en base a un valor de transmisión anual, equivalente al valor presente de las inversiones menos el valor residual, más los costos proyectados de operación y mantenimiento, más los costos de administración, conforme se disponga en el reglamento. En todo caso, todos los antecedentes y valores para calcular el peaje deberán ser técnica y económicamente respaldados y de público acceso a todos los interesados. En aquellos casos en que existan usuarios sometidos a regulación de precios abastecidos directamente desde sistemas de transmisión adicional, los precios a nivel de generación-transporte aplicables a dichos suministros deberán reflejar los costos que éstos importan a los propietarios de los sistemas señalados. El procedimiento de determinación de precios correspondiente será establecido en el reglamento.

Artículo 71-42.- Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión deberán publicar en el Diario Oficial, en el mes de diciembre de cada año, tener a disposición de los interesados en un medio electrónico de acceso público, y enviar a la Comisión y a la Superintendencia la siguiente información: a) Anualidad del V.I. y COMA de cada una de sus instalaciones, según procedimientos indicados en el reglamento. b) Características técnicas básicas según lo indicado en el reglamento. c) Potencia máxima transitada, según lo indicado en el reglamento.

Artículo 71-43.- Los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad estarán obligados a prestar el servicio de transporte, permitiendo el acceso a sus instalaciones de distribución, tales como líneas aéreas o subterráneas, subestaciones y obras anexas, para que terceros den suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro de su zona de concesión. Quienes transporten electricidad y hagan uso de estas instalaciones conforme al inciso anterior estarán obligados a pagar al concesionario un peaje igual al valor agregado de distribución vigente en la zona en que se encuentra el usuario, dentro de la respectiva área típica, ajustado de modo tal que si los clientes no regulados adquirieran su potencia y energía a los precios de nudo considerados para establecer la tarifa de los clientes sometidos a regulación de precios de la concesionaria de servicio público de distribución en la zona correspondiente, el precio final resultará igual al que pagarían si se les aplicara las tarifas fijadas a la referida concesionaria en dicha zona. Serán aplicables a este servicio las disposiciones establecidas en los artículos 75°, en lo referente a la garantía para caucionar potencias superiores a 10 kilowatts, 84° y 150° letra q). El Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, previo informe de la Comisión, fijará estos peajes en conjunto y con ocasión de la fijación de tarifas de distribución correspondiente. El reglamento establecerá el procedimiento para la fijación y aplicación de dichos peajes.

Artículo 71-44.- Sin perjuicio de lo que establece el artículo 71-26, el desarrollo y operación de un sistema de interconexión entre sistemas eléctricos independientes ubicados dentro del territorio nacional se regirá por las disposiciones que se establecen en los artículos siguientes y en las normas reglamentarias que se dicten para su aplicación. Una vez vencido el plazo al cual se refiere el artículo 71-45, las instalaciones de transmisión que interconectan sistemas eléctricos independientes que no sean calificadas como troncales, se considerarán sistemas de transmisión adicionales en los sistemas eléctricos que interconectan.

Artículo 71-45.- Cualquier empresa eléctrica interesada en desarrollar, operar o utilizar un sistema de interconexión entre sistemas eléctricos previamente establecidos podrá, a través de un procedimiento público, convocar a toda empresa eléctrica a un proceso de negociación abierto, con la finalidad de determinar las características técnicas y plazos de entrada en operación de dicho proyecto, así como la participación en el pago anual que se efectuará a la empresa que lo desarrolle, por parte de quienes resulten interesados en su ejecución. La participación en el mencionado pago anual que haya comprometido cada uno de los interesados conforme lo señalado en el inciso anterior constituirá el derecho de uso que cada uno de ellos poseerá sobre el sistema de interconexión. Tales derechos se mantendrán por el período que resulte de la negociación, que no podrá ser inferior a diez años ni superior a veinte años, al cabo del cual el sistema de interconexión pasará a regirse por las disposiciones generales establecidas en la presente ley. Durante dicho período no se aplicará lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 71-5. El procedimiento señalado deberá ser transparente y no discriminatorio. Este procedimiento deberá desarrollarse conforme las etapas, plazos y mecanismos de entrega de información que establecerá el reglamento.

Artículo 71-46- La operación de los sistemas eléctricos que resulten interconectados deberá ser coordinada con el fin de preservar la seguridad del servicio y garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones. Asimismo, el sistema de interconexión se regirá por las normas generales sobre seguridad y calidad de servicio establecidas en la presente ley y sus reglamentos.

Artículo 71-47- Las transferencias de energía que resulten de la coordinación de la operación de los sistemas interconectados serán valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantáneos de cada sistema eléctrico, los cuales serán calculados por el organismo de coordinación de la operación o CDEC que corresponda. Las transferencias de potencia se determinarán conforme a lo establecido en el artículo 71-50 de esta ley. Los ingresos tarifarios resultantes de las diferencias que se produzcan por la aplicación de los costos marginales instantáneos y precios de nudo de la potencia calculados conforme a lo establecido en el artículo 99º, que rijan en los respectivos extremos del sistema de interconexión, serán percibidos por quienes constituyan derechos de uso sobre dicho sistema, y a prorrata de los mismos. Para los efectos de la prestación de servicios complementarios, deberán concurrir a las respectivas transferencias quienes posean derechos de uso sobre el sistema de interconexión, a prorrata de los mismos.

Artículo 71-48.- Sólo las empresas que hayan constituido los derechos de uso a que se refiere el artículo 71-45 podrán convenir contratos para suministros firmes de energía y potencia, sometidos o no a fijación de precios, ubicados en cualquiera de los sistemas que resulten interconectados. El monto de suministro firme de potencia que una empresa desee comprometer mediante tales contratos estará limitado a sus respectivos derechos de uso. Las empresas que hayan constituido derechos de uso podrán ofertar y transferir a los posibles interesados aquellos derechos de uso que no tengan comprometidos. Los pagos y los períodos involucrados en estas transferencias se regirán por acuerdos entre las partes.

Artículo 71-49.- Quienes posean derechos de uso sobre el sistema de interconexión deberán pagar los correspondientes peajes por inyección o retiro en las instalaciones del sistema troncal de cada uno de los sistemas que se interconecten, determinados conforme a los procedimientos generales que se establecen en los artículos 71-30 al 71-32 de esta ley.

Artículo 71-50.- Las magnitudes de potencia por considerar en las transferencias a que se refiere el artículo 71-47 se establecerán para cada sistema eléctrico interconectado, independientemente del sentido de los flujos de potencia instantánea. Cada año se deberá determinar la condición de exportador o importador de cada sistema eléctrico. Para tal efecto, se considerará como sistema exportador al sistema que posea el mayor cuociente entre su capacidad propia de generación y la demanda propia en horas de máxima utilización. El sistema que presente el cuociente menor se considerará importador. Para la determinación de la respectiva capacidad propia de generación se considerará la capacidad de cada unidad generadora, descontado los efectos de consumos propios, indisponibilidad y variabilidad hidrológica, según corresponda. La transferencia de potencia a través del sistema de interconexión se determinará igual al menor valor entre la capacidad del sistema de interconexión y la transferencia de potencia que iguala los cuocientes entre capacidad propia y demanda propia en horas de máxima utilización, para cada sistema. Se entenderá que quienes poseen derechos de uso sobre el sistema de interconexión efectúan inyecciones de potencia en el sistema importador, las cuales serán iguales a la transferencia de potencia resultante del inciso anterior, a prorrata de los derechos de uso. Estas potencias inyectadas, incrementadas por pérdidas de potencia, corresponderán a los retiros de potencia desde el sistema exportador. El ajuste entre demanda y oferta de potencia en cada sistema se realizará incluyendo las inyecciones o retiros de potencia señalados en este artículo.

ARTICULO 72° Las obras de generación, transporte y distribución o partes de ellas no podrán ser puestas en servicio sin haberlas comunicado previamente el dueño de ellas, a la Superintendencia, por lo menos con quince días de anticipación. La comunicación deberá estar acompañada de una breve descripción de las obras que se ponen en explotación, así como de la fecha de su puesta en servicio.

L ARTICULO 73° Dentro del territorio en que el L concesionario haga servicio público, en las calles o zonas L que fijen los Alcaldes, éstos podrán decretar, oídos los L concesionarios, que canalicen subterráneamente sus líneas L de distribución existentes de energía eléctrica. En este L caso el concesionario podrá exigir a la Municipalidad L un aporte financiero reembolsable por el costo de las L obras de canalización subterránea, deducido el valor de los L materiales de la línea aérea existente que se retire. El L concesionario determinará los valores que correspondan, L pero la Municipalidad podrá reclamar a la Superintendencia, L quien efectuará en este caso una tasación definitiva. El L cumplimiento del decreto alcaldicio de canalización L subterránea, estará condicionado a la entrega del aporte L financiero reembolsable,cuando corresponda, por parte de L# la Municipalidad. N Si el Estado, las municipalidades u otros organismos LEY 18341 N públicos efectuaren obras de rectificación, cambios ART 3° L de nivel opavimentación definitiva en calles, plazas y L caminos, podrán disponer que los concesionarios de L servicio público de distribución de energía eléctrica L hagan en sus instalaciones las modificaciones necesarias L para no perturbar la construcción de esas obras. El costo L de estas modificaciones será de cargo del Estado o de L# la municipalidad u organismo que haya dispuesto. L# L#

Artículo 74°.- En su zona de concesión las empresas distribuidoras de servicio público estarán obligadas a dar servicio a quien lo solicite, sea que el usuario esté ubicado en la zona de concesión, o bien se conecte a las instalaciones de la empresa mediante líneas propias o de terceros, bajo las condiciones estipuladas en el artículo 75°. La obligación de dar suministro se entiende en la misma tensión de la línea sujeta a concesión a la cual se conecte el usuario.

Artículo 75°.- Cualquier empresa eléctrica podrá exigir a los usuarios de cualquier naturaleza que soliciten servicio, o a aquéllos que amplíen su potencia conectada, aportes de financiamiento reembolsables para la ejecución de las ampliaciones de capacidad requerida en generación, transporte y distribución de energía eléctrica. Adicionalmente la empresa podrá exigir a los usuarios que soliciten o amplíen su servicio en potencias conectadas superiores a 10 kilowatts, una garantía suficiente para caucionar que la potencia solicitada por éstos será usada por el tiempo adecuado. Los montos máximos por concepto de financiamiento serán determinados por las empresas y podrán ser aplicados previa publicación en un diario de circulación nacional.

Artículo 76°.- Adicionalmente a lo estipulado en el artículo 75°, las empresas concesionarias de servicio público de distribución podrán exigir a los usuarios que soliciten servicio, un aporte de financiamiento reembolsable para la extensión de las instalaciones existentes hasta el punto de empalme del peticionario. Dicho aporte podrá efectuarse de dos formas: 1.- El peticionario podrá construir las obras de extensión sobre la base de un proyecto aprobado por la empresa eléctrica. El valor de estas instalaciones, que corresponde al financiamiento reembolsable aportado por el peticionario, será determinado por la empresa en el momento de aprobar el proyecto; 2.- El peticionario podrá financiar las obras por el valor determinado por la empresa, obligándose ésta a construirla, una vez asegurado el financiamiento.

ARTICULO 77° Los aportes financieros que, según las disposiciones de la presente ley, deban ser reembolsados por la empresa eléctrica, se devolverán a la persona natural o jurídica que haya entregado el aporte, o bien a las personas que ésta designe, según la estipulación que acepte la empresa. Con la excepción de las devoluciones mediante acciones, dichos aportes deberán ser reembolsados por su valor inicial reajustado e intereses. El interés deberá ser igual a la tasa de actualización estipulada en el artículo 106° de esta ley. La forma y el plazo de las devoluciones se determinarán en un contrato que se firmará entre la empresa y quien deba hacer el aporte reembolsable. Las devoluciones podrán ser pactadas en dinero, en documentos mercantiles, en suministro eléctrico, en acciones comunes de primera emisión de la propia empresa o mediante aquellas acciones que ésta hubiere recibido de otra empresa eléctrica como devolución de aportes por ella efectuados, o mediante cualquier otro mecanismo que acuerden las partes. La elección de la forma de devolución corresponderá a la empresa concesionaria; pero el aportante podrá oponerse a ella cuando la devolución propuesta por la empresa no le signifacare un reembolso real. Si no hubiere acuerdo resolverá la Superintendencia, oyendo a las partes. Si la devolución pactada no se hiciere en dinero, los títulos respectivos deberán ser endosables. Si el mecanismo de devolución fuere otro que acciones, el plazo máximo de reembolso será de quince años.

Artículo 78°.- Las empresas eléctricas no podrán cobrar gastos por concepto de devolución de los aportes financieros reembolsables a que se ha hecho mención en los artículos anteriores.

ARTICULO 79° La calidad de servicio de las empresas distribuidoras de servicio público que operen en sistemas cuyo tamaño es superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación, en cuanto a tensión, frecuencia, disponibilidad y otros, corresponderá a estándares normales con límites máximos de variación que serán los que determinen los reglamentos. INCISO DEROGADO En los sistemas cuyo tamaño es inferior o igual a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación, la calidad de servicio será establecida de común acuerdo entre el concesionario y la Municipalidad respectiva, según lo señalado en el artículo 123°. Los usuarios no podrán exigir calidades especiales de servicio por sobre los estandares que se establezcan a los precios fijados, siendo de la exclusiva responsabilidad de aquéllos que lo requieran el adoptar las medidas necesarias para lograrlas.

Artículo 79º-1.- Las concesionarias de servicio público de distribución deberán disponer permanentemente del suministro de energía que, sumado a la capacidad propia de generación, les permita satisfacer el total del consumo proyectado de sus consumidores regulados para, a lo menos, los próximos tres años. Para dichos efectos, con la antelación que fije el reglamento, deberán licitar el suministro necesario para abastecer los consumos de los clientes sometidos a regulación de precios ubicados en su zona de concesión, de modo que el conjunto de los contratos resultantes, más la eventual capacidad de generación propia, garanticen el cumplimiento de la obligación establecida en el inciso anterior. Las licitaciones de suministro serán públicas, abiertas, no discriminatorias y transparentes. Además, la información contenida en las ofertas de los proponentes será de dominio público a través de un medio electrónico. Las concesionarias podrán coordinarse para efectuar una licitación conjunta por la suma de los suministros individuales a contratar.

Artículo 79º-2.- Las bases para licitaciones, individuales o conjuntas, serán elaboradas por las concesionarias y deberán ser aprobadas previamente por la Comisión. Las bases de licitación especificarán, a lo menos, el o los puntos del sistema eléctrico en el cual se efectuará el suministro, la cantidad a licitar y el período de suministro que cubre la oferta. En todo caso, las licitaciones que las concesionarias efectúen para abastecer sus consumos regulados no podrán incluir consumos de clientes no sometidos a regulación de precios de sus zonas de concesión. El reglamento establecerá el porcentaje máximo de los requerimientos de energía para clientes regulados a contratar en cada contrato. El plazo de los contratos deberá coordinarse de manera que el vencimiento de éstos no implique que el monto de energía a contratar en un año calendario exceda del porcentaje señalado anteriormente.

Artículo 79º-3.- Las exigencias de seguridad y calidad de servicio que se establezcan para cada licitación deberán ser homogéneas, conforme lo fije la normativa, y no discriminatorias para los oferentes. Ningún oferente podrá ofrecer calidades especiales de servicio, ni incluir regalías o beneficios adicionales al suministro. El reglamento determinará los requisitos y las condiciones para ser oferente, así como las garantías que éste deba rendir para asegurar el cumplimiento de su oferta y del contrato de suministro que se suscriba. El período de suministro que cubra la oferta deberá ser aquél que especifiquen las bases de licitación, el que no podrá ser superior a quince años. El oferente presentará una oferta de suministro señalando el precio de la energía, en el o en los puntos de compra que correspondan, de acuerdo con las bases. El precio de la potencia, durante la vigencia del contrato de suministro, será el precio fijado en el decreto de precio de nudo vigente al momento de la licitación, dispuesto en el artículo 103º y siguientes. Las fórmulas de indexación de los precios de energía y potencia serán definidas por la Comisión en las bases de la licitación o, si éstas lo permiten, por los oferentes, conforme a las condiciones señaladas en ellas. Las fórmulas de indexación del precio de energía deberán expresar la variación de costos de los combustibles y de otros insumos relevantes para la generación eléctrica. Del mismo modo, las fórmulas de indexación del precio de la potencia deberán reflejar las variaciones de costos de inversión de la unidad generadora más económica para suministrar potencia durante las horas de demanda máxima, y se obtendrá a partir de los valores de las monedas más representativas del origen de dicha unidad generadora, debidamente reajustadas para mantener el poder de compra en sus respectivos países.

Artículo 79º-4.- La licitación se adjudicará al oferente que ofrezca el menor precio de energía. En el caso de que haya más de un punto de abastecimiento, la forma de calcular el precio de energía ofrecido será la que indique el reglamento. Todo contrato de suministro entre una distribuidora y su suministrador, para abastecer a clientes regulados, será suscrito por escritura pública, y una copia autorizada será registrada en la Superintendencia. Asimismo, la distribuidora respectiva deberá informar sobre el resultado de la licitación a la Comisión, en la forma que ésta disponga, a más tardar tres días después de efectuado el registro mencionado. Las demás condiciones de las licitaciones para abastecer consumos regulados, y de sus bases, serán establecidas en el reglamento. En ningún caso el reglamento podrá establecer condiciones más gravosas que las establecidas en la presente ley. En todo caso, el total de la energía que deberán facturar el o los suministradores a una distribuidora será igual a la energía efectivamente demandada por ésta en el período de facturación.

Artículo 79º-5.- En cada licitación el valor máximo de las ofertas será el equivalente al límite superior de la banda definida en el artículo 101º ter, vigente al momento de la licitación, incrementado en el 20%. Si una licitación fuere declarada desierta al momento de la apertura de las ofertas de suministro, la concesionaria deberá convocar a una nueva licitación, la que deberá efectuarse dentro de los treinta días siguientes a dicha declaración. En este caso, el Consejo Directivo de la Comisión podrá acordar, fundadamente, que el límite superior de la banda, señalado en el inciso anterior, sea incrementado en forma adicional, hasta en el 15%. En caso de que esta nueva licitación fuere declarada desierta, la concesionaria podrá convocar a nuevas licitaciones, con el valor máximo que señala el inciso anterior, hasta que esté vigente el siguiente decreto de precios de nudo, momento a partir del cual el valor máximo del precio de la energía corresponderá al definido en el inciso primero.

Artículo 80°.- La extensión de servicio en las zonas de concesión se hará dentro de los plazos máximos que fije la Superintendencia, oyendo al concesionario. La Superintendencia podrá compeler a los concesionarios de servicio público de distribución al cumplimiento de esta obligación, con una multa no inferior a cinco UTM por cada día que transcurra después de expirado el plazo fijado para hacer las instalaciones. En caso de no ejecutarse los trabajos a pesar de la multa impuesta, el Presidente de la República podrá declarar caducada la concesión y disponer, por consiguiente, su transferencia a terceros en la forma que lo establecen los artículos 42° y siguientes.

ARTICULO 81° Los concesionarios de cualquier naturaleza están obligados a llevar a cabo la inteconexión de sus instalaciones cuando con informe de la Comisión se determine mediante decreto supremo del Ministerio del Interior. La operación de las instalaciones eléctricas de que operen interconectadas entre sí, deberá coordinarse con el fin de: 1.- Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico; 2.- Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico; 3.- Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión, en conformidad a esta ley. Esta coordinación deberá efectuarse a través de un Centro de Despacho Económico de Carga, de acuerdo a las normas y reglamentos que proponga la Comisión. Dispuesta la interconexión según lo establecido en el inciso 1° de este artículo y en caso de falta de acuerdo entre los concesionarios sobre la forma de realizar la inteconexión y de efectuar el transporte o transferencia de la energía, la Comisión oirá a los concesionarios y entregará una recomendación al Ministerio del Interior quien resolverá al respecto. La operación de aquellas centrales y sistemas de transmisión que no habiéndose establecido mediante concesión, operen en sincronismo con un sistema eléctrico, deberá ceñirse a las normas y reglamentos de coordinación de la operación que se mencionan en este artículo.

Artículo 81 bis.- Para los efectos del cumplimiento de las funciones del Centro de Despacho Económico de Carga, todo propietario, arrendatario, usufructuario o quien explote, a cualquier título, centrales generadoras, líneas de transporte, instalaciones de distribución y demás instalaciones señaladas en el primer párrafo de la letra b) del artículo 150º, que se interconecten al sistema, estará obligado a sujetarse a la coordinación del sistema y a proporcionar la información necesaria y pertinente que el referido Centro de Despacho le solicite para mantener la seguridad global del sistema, optimizar la operación y garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión, en conformidad a esta ley. Cada integrante del Centro de Despacho Económico de Carga, separadamente, será responsable por el cumplimiento de las obligaciones que emanen de la ley o el reglamento. Las demás entidades que, de conformidad a la ley y el reglamento, deban sujetar la operación de sus instalaciones a la coordinación del Centro, responderán de igual modo por el cumplimiento de las instrucciones y programaciones que éste establezca.

Artículo 82°.- Es deber de todo concesionario de servicio público de cualquier naturaleza mantener las instalaciones en buen estado y en condiciones de evitar peligro para las personas o cosas, de acuerdo a las disposiciones reglamentarias correspondientes. En iguales condiciones de seguridad se deberán encontrar las instalaciones de energía eléctrica de uso privado. Las infracciones a lo dispuesto en los incisos anteriores serán sancionadas con las multas que establezca previamente el reglamento.

ARTICULO 83° Las disposiciones sobre calidad y de servicio establecidas en la presente ley, no se aplicarán en los casos de racionamiento, ni en aquéllos en que las fallas no sean imputables a la empresa suministradora del servicio. La caducidad no será declarada en los casos fortuitos o de fuerza mayor debidamente comprobados por la Superintencia.

ARTICULO 84° En caso de servicios que se encuentren impagos, el concesionario podrá suspender el suministro sólo después de haber transcurrido 45 días desde el vencimiento de la primera boleta o factura impaga. El consumidor podrá reclamar a la Superintendencia de esta notificación haciendo el depósito de la suma cobrada. Tanto los consumidores como los concesionarios están obligados a acatar las resoluciones que en estos casos adopte la Superintendencia sin perjuicio del derecho de reclamar ante la Justicia Ordinaria. Los reglamentos fijarán las normas y plazos bajo los cuales la Superintendencia deberá resolver estos reclamos. Lo dispuesto en este artículo no se aplicará al consumo de hospitales y cárceles; sin perjuicio de la acción ejecutiva que el concesionario podrá instaurar con la sola presentación de una declaración jurada ante notario en la cual se indique que existen tres o más mensualidades insolutas. Tal declaración constituirá el título ejecutivo de dicha acción.

ARTICULO 85° Si los concesionarios hicieren cambios en sus sistemas de suministros por su propia iniciativa, deberán adaptar por su cuenta a las nuevas condiciones los motores y aparatos que estuvieren utilizando sus consumidores para recibir sus servicios o acordarán con los consumidores una compensación, tomando en cuenta el estado de uso y servicio que tuvieren los motores y aparatos que entonces estuvieren usando y las otras circunstancias pertinentes. Si no se pusieren de acuerdo, resolverá la cuestión la Superintendencia.

ARTICULO 86° Las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán efectuar a su costa, una vez al año, y en la oportunidad que determine la Superintendencia, una encuesta representativa a clientes de su concesión, en la que éstos calificarán la calidad del servicio recibido. La encuesta se referirá a aspectos tales como tensión, número de fallas, plazo de reconexión en casos de interrupción de servicio, información entregada al cliente, puntualidad en el envío de boletas o facturas, atención de nuevos suministros y otros. La encuesta será especificada por la Superintendencia y deberá efectuarse a través de empresas especializadas, debidamente inscritas en un registro que llevarán al efecto. Los resultados, debidamente procesados por las empresas que efectúen la encuesta, serán comunicados directamente a la Superintendencia y a la empresa concesionaria. Además, las empresas concesionarias de servicio público de distribución deberán llevar un índice representativo de la continuidad de servicio a sus clientes, medido en los términos que la Superintendencia especifique, oyendo previamente a aquéllas.

ARTICULO 87° La Superintendencia elaborará una norma de calificación, la cual será comunicada a las empresas con anterioridad a la realización de las encuestas indicadas en el artículo precedente. Antes del 31 de diciembre de cada año, la Superintendencia elaborará, sobre la base de los reclamos directos de clientes presentados a ese organismo, de las encuestas y del índice de continuidad de servicio a que se refiere el artículo anterior, un ordenamiento de todas las empresas concesionarias de servicio público de distribución, atendiendo a la calidad de servicio entregado. Los resultados generales serán puestos en conocimiento de las empresas antes del 31 de diciembre de cada año.

ARTICULO 88° La Superintendencia podrá amonestar, multar, e incluso recomendar la aplicación de la medida contemplada en el artículo 89°, si la calidad de servicio de una empresa es reiteradamente deficiente.

ARTICULO 89° Si la explotación de un servicio público de distribución fuera en extremo deficiente, a causa de su mala calidad u otras circunstancias que hicieren inaprovechables los servicios, según las normas expresas que establezcan los reglamentos, el Ministerio del Interior podrá autorizar a la Superintendencia para tomar las medidas necesarias a expensas del concesionario para asegurar provisionalmente el servicio. Si durante el plazo de tres meses, contados desde la organización del servicio provisional, el concesionario no volviere a tomar a su cargo la explotación, garantizando su continuidad, el Presidente de la República podrá declarar caducada la concesión y disponer, por consiguiente, su transferencia a terceros en la misma forma que establecen los artículos 42° y siguientes.

ARTICULO 90°.- Están sujetos a fijación de precios los suministros de energía eléctrica y los servicios que a continuación se indican: 1.- Los suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kilowatts, ubicados en zonas de concesión de servicio público de distribución o que se conecten mediante líneas de su propiedad o de terceros a las instalaciones de distribución de la respectiva concesionaria; 2.- Los suministros a usuarios finales de potencia conectada inferior o igual a 2.000 kilowatts, efectuados desde instalaciones de generación o transporte de una empresa eléctrica, en sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación; 3.- Los suministros que se efectúen a empresas eléctricas que no dispongan de generación propia, en la proporción en que estas últimas efectúen a su vez suministros sometidos a fijación de precios. Lo anterior cuando se trate de sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación. 4.- Los servicios no consistentes en suministros de energía, prestados por las empresas sean o no concesionarias de servicio público que, mediante resolución de la Comisión Resolutiva, creada por el decreto ley Nº 211, de 1973, dictada a solicitud de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles o de cualquier interesado, sean expresamente calificados como sujetos a fijación de precios, en consideración a que las condiciones existentes en el mercado no son suficientes para garantizar un régimen de libertad tarifaria. No obstante, los suministros a que se refieren los números 1 y 2 anteriores podrán ser contratados a precios libres cuando ocurra alguna de las circunstancias siguientes: a) Cuando se trate de servicio por menos de doce meses; b) Cuando se trate de calidades especiales de servicio a que se refiere el inciso segundo del artículo 79°; c) Cuando el momento de carga del cliente respecto de la subestación de distribución primaria sea superior a 20 megawatts-kilómetro.

Artículo 90º bis.- Los generadores que suministren energía eléctrica a consumidores sujetos a regulación de precios, conforme a los números 1º y 2º del artículo 90º, y cuya potencia conectada del usuario final sea igual o superior a 500 kilowatts, podrán convenir con éstos, reducciones o aumentos temporales de sus consumos, las que se imputarán a los suministros comprometidos por el respectivo generador. Asimismo, los generadores, en forma directa o a través de las empresas concesionarias de servicio público de distribución, podrán ofrecer y/o convenir con los consumidores de menos de 500 kilowatts reducciones o aumentos temporales de consumo, las que se imputarán a los suministros comprometidos por el respectivo generador. Las ofertas que realicen los generadores de conformidad con el inciso anterior, además de formularse en términos no discriminatorios y transparentes, deberán precisar el período por el que se ofrecen las condiciones propuestas y la forma, mecanismo y periodicidad de los incentivos que se otorgarán por las reducciones o aumentos de consumo, y contendrán las demás especificaciones que señale la Comisión. Si dichas ofertas se formularen a través de empresas distribuidoras, éstas deberán trasmitirlas a sus consumidores, en la forma y dentro del plazo que determine la Comisión, sin que puedan incorporarles ningún elemento o condición adicional a las establecidas por el generador. Dichos mecanismos no podrán contener condiciones o cláusulas que graven, multen o perjudiquen a los consumidores. Una vez formulada la oferta, sea directamente o a través de las empresas distribuidoras, ella se entenderá aceptada tácitamente por parte de los usuarios destinatarios por la sola reducción o aumento del consumo, según el caso, y los generadores quedarán obligados a cumplir los incentivos y demás condiciones ofrecidas por el período señalado en la respectiva oferta. Los costos relacionados con la implementación del sistema de incentivos a reducciones o aumentos de consumo serán de cargo del generador. La Comisión establecerá las normas que sean necesarias para la adecuada aplicación del mecanismo previsto en este artículo, regulando los procedimientos, plazos y demás condiciones que se requieran para su ejecución.

ARTICULO 91° Los suministros de energía eléctrica no indicados en el artículo 90° no estarán afectos a ninguna de las regulaciones que se establecen en este Título. Las transferencias de energía entre empresas eléctricas, que posean medios de generación operados en sincronismo con un sistema eléctrico y que resulten de la aplicación de la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 81°, serán valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantáneos del sistema eléctrico. Estos costos serán calculados por el organismo de coordinación de la operación o centro de despacho económico de carga. Por su parte, las transferencias de potencia entre empresas que poseen medios de generación operados en sincronismo con un sistema eléctrico y que resulten de la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 81, serán valorizadas al precio de nudo de la potencia calculado conforme a lo establecido en el artículo 99º. Estas transferencias deberán realizarse en función de la capacidad de generación compatible con la suficiencia y los compromisos de demanda de punta existentes, conforme se determine en el reglamento. Para estos efectos se establecerán balances por sistemas o por subsistemas conforme los subsistemas que se identificaren en los correspondientes informes técnicos de precio de nudo según se establece en el artículo 99º, numeral 3. Todo propietario de medios de generación sincronizados al sistema eléctrico tendrá derecho a vender la energía que evacue al sistema al costo marginal instantáneo, así como sus excedentes de potencia al precio de nudo de la potencia calculado conforme a lo establecido en el artículo 99, debiendo participar en las transferencias a que se refieren los incisos segundo y tercero de este artículo. El reglamento establecerá los procedimientos para la determinación de estos precios cuando los medios de generación señalados se conecten directamente a instalaciones del sistema troncal, de subtransmisión o de distribución, así como los mecanismos de estabilización de precios aplicables a la energía inyectada por medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema eléctrico no superen los 9.000 kilowatts y la forma en la que se realizará el despacho y la coordinación de estas centrales por el CDEC respectivo. Los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad, así como aquellas empresas que posean líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales de uso público, deberán permitir la conexión a sus instalaciones de distribución correspondientes de los medios de generación cuyos excedentes de potencia suministrables al sistema eléctrico no superen los 9.000 kilowatts, sin perjuicio del cumplimiento de las exigencias de seguridad y calidad de servicio vigentes. Las obras adicionales que sean necesarias para permitir la inyección de dichos excedentes de potencia deberán ser ejecutadas por los propietarios de los sistemas de distribución correspondientes y sus costos serán de cargo de los propietarios de los medios de generación indicados, conforme a las modalidades que establezca el reglamento. Para el cálculo de estos costos se considerarán tanto los costos adicionales en las zonas adyacentes a los puntos de inyección, como los ahorros de costos en el resto de la red de distribución, conforme a los procedimientos que para ello establezca el reglamento. El valor de estas instalaciones adicionales no se considerará parte del valor nuevo de reemplazo de la empresa distribuidora correspondiente.

Artículo 91 bis.- Todo propietario de instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, sean éstos empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, deberá prestar en el respectivo sistema eléctrico los servicios complementarios de que disponga, que permitan realizar la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 81, conforme a las normas de seguridad y calidad de servicio en dicho sistema. Las exigencias de seguridad y calidad de servicio para cada sistema serán establecidas en la norma técnica que al efecto dicte el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, con informe de la Comisión. El organismo de coordinación de la operación o CDEC deberá establecer los requisitos técnicos mínimos que deberá cumplir toda instalación que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por toda instalación que se interconecte al sistema eléctrico, o que sea modificada por su propietario, sean éstos empresas generadoras, transmisoras, distribuidoras o clientes no sometidos a regulación de precios, y que sean exigibles conforme a la normativa vigente, en términos de su aporte a los objetivos de seguridad y calidad de servicio. Las exigencias correspondientes deberán contar con informe favorable de la Comisión antes de su puesta en vigencia. El CDEC respectivo deberá definir, administrar y operar los servicios complementarios necesarios para garantizar la operación del sistema, sujetándose a las exigencias de seguridad y calidad de servicio establecidas en la normativa vigente y minimizando el costo de operación del respectivo sistema eléctrico. Los propietarios de las instalaciones interconectadas entre sí deberán declarar los costos en que incurren por la prestación de los respectivos servicios complementarios con su debida justificación, conforme lo determine el reglamento. Las prestaciones de servicios complementarios serán valorizadas por el CDEC correspondiente. El reglamento establecerá el sistema de precios de los servicios complementarios que, considerando las características de los mismos, sea compatible con los precios de energía y potencia que esta ley establece. Las remuneraciones de las instalaciones pertenecientes a un sistema de transmisión troncal o a un sistema de subtransmisión que sean percibidas por concepto de servicios complementarios, no serán incluidas en el cálculo y pago de los peajes de transmisión y de subtransmisión a que se refieren los artículos 71-30 y 71-37, respectivamente.

ARTICULO 92° 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 Economía, Fomento y Reconstrucción, 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 Economía, Fomento y Reconstrucción, 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 de Electricidad y Combustibles 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.

ARTICULO 93° 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 Economía, Fomento y Reconstrucción sea como mínimo la que se establece siguiendo los procedimientos del artículo 96º y siguientes de esta ley. Asimismo los concesionarios de servicio público de distribución que operan en sistemas eléctricos de más de 1.500 kilowatts de capacidad instalada en generación, tendrán siempre derecho a obtener con la tarifa fijada, una rentabilidad económica mínima, para el conjunto de todas las empresas que operen en estos sistemas, igual a la tasa de actualización a que se refiere el artículo 106° menos cinco puntos. El procedimiento para calcular la rentabilidad económica corresponde al que se establece en el artículo 116° de la presente ley. El Valor Nuevo de Reemplazo a usar en este cálculo no debe incluir los aportes de terceros.

Artículo 94°.- 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 95°.- 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.

ARTICULO 96° En los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación 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 del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra A) del artículo 71-30. A los suministros indicados en los números 1 y 2 del artículo 90°, con las salvedades allí señaladas, les serán aplicables los precios a nivel de distribución. A los suministros indicados en el número 3 del artículo 90°, con las salvedades allí señaladas, les serán aplicables los siguientes precios: - Precio de nudo y cargos destinados a remunerar el sistema de transmisión troncal conforme señala el artículo 71º-30 : si el suministro se efectúa a partir de las instalaciones de generación-transporte de la empresa que efectúa la venta. - Precio a nivel de distribución: si el suministro se efectúe 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 punto 2 de este artículo.

Artículo 96º bis.- Los precios de energía y potencia obtenidos en las licitaciones reguladas en el artículo 79º-1 y siguientes, llamados "precios de nudo de largo plazo", y sus fórmulas de indexación, se incluirán en el decreto contemplado en el artículo 103º que se dicte con posterioridad al término de la licitación respectiva.

Artículo 96º ter.- Los concesionarios de servicio público de distribución deberán traspasar a sus clientes finales sometidos a regulación de precios los precios a nivel de generación-transporte que resulten de promediar NOTA: los precios vigentes para dichos suministros conforme a sus respectivos contratos. El promedio se obtendrá ponderando los precios por el volumen de suministro correspondiente. En caso de que el precio promedio de energía de una concesionaria, determinado para la totalidad de su zona de concesión, sobrepase en más del 5% el promedio ponderado del precio de energía calculado para todas las concesionarias del sistema eléctrico, el precio promedio de tal concesionaria deberá ajustarse de modo de suprimir dicho exceso, el que será absorbido en los precios promedio de los concesionarios del sistema, 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 del sistema eléctrico. Las reliquidaciones entre empresas concesionarias a que dé origen el mecanismo señalado en el inciso anterior serán calculadas por la Dirección de Peajes del CDEC respectivo. 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. Sin perjuicio del derecho a ofertar en las licitaciones reguladas en los artículos 79º-1 y siguientes, en las condiciones que establezcan las respectivas bases, los propietarios de medios de generación a que se refiere el artículo 71º-7 tendrán derecho a suministrar a los concesionarios de distribución, al precio promedio señalado en el inciso primero de este artículo, hasta el 5% del total de demanda destinada a clientes regulados. Los procedimientos para dar cumplimiento a lo establecido en este artículo se contendrán en el reglamento. NOTA: La letra a) del artículo 1º Transitorio de la LEY 20018, publicada el 19.05.2005, dispone que el presente artículo comenzará a regir en la fecha de entrada en vigencia del decreto con fuerza de ley que armoniza las referencias de la presente norma con las que contiene la LEY 20018, según lo dispone su artículo 7º transitorio. No obstante, el inciso final de este nuevo artículo rige a contar de su fecha de publicación.

Artículo 96º quáter.- 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 Economía, Fomento y Reconstrucción, expedido bajo la fórmula "por orden del Presidente de la República", previo informe de la Comisión. Dichos decretos serán dictados en las siguientes oportunidades: a) Con motivo de las fijaciones de precios señaladas en el artículo 103º; b) Con ocasión de la entrada en vigencia de algún contrato de suministro licitado conforme al artículo 79º-1 y siguientes, y c) Cuando se indexe algún precio contenido en un contrato de suministro vigente, según lo dispuesto en los artículos 98º bis y 104º. Los precios que resulten de la publicación señalada en la letra b) entrarán en vigencia a partir de la fecha en que se inicie el suministro, conforme indique el contrato respectivo, y se procederá a la reliquidación que sea necesaria, según el artículo 103º. Los precios que resulten de la publicación señalada en la letra c) entrarán en vigencia a partir de la fecha que origine la indexación.

Artículo 97.- En los sistemas eléctricos de capacidad instalada de generación igual o superior a 200 megawatts, los precios de nudo calculados conforme a lo establecido en el artículo 99º, 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 eléctricos de capacidad instalada de generación inferior a 200 megawatts y superior a 1.500 kilowatts, 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, y considerando el abastecimiento total de la demanda del sistema eléctrico. Los precios de nudo de los sistemas eléctricos indicados en el inciso anterior serán calculados y fijados según lo dispuesto en los artículos 104-1 y siguientes.

ARTICULO 98° Los precios de nudo definidos en el artículo 99º deberán ser fijados semestralmente en los meses de abril y octubre de cada año. Estos precios se reajustarán en conformidad a lo estipulado en el artículo 104°, 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.

Artículo 98º bis.- 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 103º. Estos nuevos precios serán utilizados para determinar los precios promedio indicados en el artículo 96º ter. Si, dentro del período que medie entre los meses señalados en el artículo 103º, 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 96º ter.

ARTICULO 99° 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 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 100°, 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. El valor así obtenido se denomina precio básico 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.- Para cada una de las subestaciones del sistema de transmisión troncal se calcula un factor de penalización de energía que multiplicado por el precio básico de la energía obtenido según el procedimiento descrito en el presente artículo, determina el precio de la energía en la subestación respectiva. Los precios de energía a nivel de subtransmisión se determinarán conforme a lo establecido en los artículos 71-36 y siguientes; 5.- Para cada una de las subestaciones troncales del subsistema eléctrico que corresponda, 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 subestación respectiva; 6.- El cálculo de los factores de penalización de energía y de potencia de punta a que se refieren los números 4 y 5 respectivamente del presente artículo, se efectúa considerando las pérdidas marginales de transmisión en energía y potencia de punta respectivamente, considerando el programa de obras de generación y transmisión señalado en el número 1 de este artículo; 7.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el presente artículo deberán ser expresados a los precios existentes en los meses de marzo o septiembre, según se trate de las fijaciones de precios de abril u octubre respectivamente, del año en que se efectúa la fijación. 8.- Sólo a partir del momento en que un sistema de interconexión sea calificado como troncal, los precios de nudo se determinarán considerando los dos sistemas interconectados como si fueran un solo sistema eléctrico, sin perjuicio de la existencia de más de un subsistema que para efectos de la determinación de los precios de nudo de potencia de punta se identifiquen en el sistema interconectado resultante.

Artículo 99 bis.- El Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, 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. 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 99º. 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 99º, 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 99º 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 en un centro de despacho económico de carga, 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.

Artículo 99º ter.- 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.

ARTICULO 100° Dentro de los primeros quince días de marzo y septiembre de cada año, la Comisión deberá poner en conocimiento de las empresas de generación y transporte que efectúen ventas sometidas a fijación de precios, así como de los centros de despacho económico de carga, un uniforme técnico del cálculo de los precios de nudo según el procedimiento indicado en el artículo 99° 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; f) La fórmula de indexación que se aplicará para las fijaciones provisorias establecidas en el artículo 98° de la presente ley.

Artículo 101º.- Las empresas y entidades a que se refiere el artículo 100º comunicarán a la Comisión, antes del 31 de marzo y del 30 de septiembre de cada año, su conformidad o sus observaciones al informe técnico elaborado por la Comisión. Conjuntamente con su conformidad u observaciones, cada empresa deberá comunicar a la Comisión, respecto de sus clientes no sometidos a regulación de precios, en adelante "clientes libres", y distribuidoras, 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 comprenderá los cuatro meses previos a las fechas señaladas 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 101º ter.

Artículo 101º bis.- 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. Este 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 101º, y el total de la energía asociada a dichos suministros, ambas ocurridas en el período de cuatro meses que culmina en el mes anterior al de la fijación de los precios de nudo a la que se refiere el artículo 99º. 2) A partir de la energía y potencia de los suministros efectuados a clientes libres y distribuidoras, informadas conforme al artículo 101º, se determinará el Precio Medio Teórico. Éste 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 troncal conforme señala el artículo 71º-30, 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 101º ter, 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 101º ter.- 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 102°.- La Comisión deberá comunicar, antes del 15 de Abril y 15 de Octubre de cada año, al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción y a las empresas eléctricas que corresponda, los precios de nudo y la fórmula de indexación a que se refiere el artículo 98°, conjuntamente con un informe técnico, el que deberá contener el informe de cálculo de los precios de nudo especificado en el artículo 100° de la presente Ley, sus modificaciones posteriores de acuerdo con lo establecido en el artículo 101° y las observaciones de las empresas.

Artículo 102º bis.- Los precios de nudo a que se refiere el artículo 103º incorporarán un porcentaje de los mayores costos en que incurra el sistema eléctrico por planes de seguridad de abastecimiento requeridos excepcionalmente al CDEC por la Comisión, previo acuerdo de su Consejo Directivo. 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.

ARTICULO 103° El Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción fijará las tarifas de nudo y las fórmulas de indexación, según lo establecido en el artículo 92°, y la publicará en el Diario Oficial a más tardar el 30 de abril y el 31 de octubre de cada año. Una vez vencido el período de vigencia de los precios de nudo, 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 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. Por su parte, las empresas distribuidoras también deberán aplicar los abonos o cargos de acuerdo a las diferencias que resulten de la aplicación de los precios de nudo que finalmente se establezcan. Todas las reliquidaciones que sean procedentes serán reajustadas de acuerdo al interés corriente vigente a la fecha de publicación de los nuevos precios de nudo, 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 entrarán en vigencia a contar del 1º de mayo o 1º de noviembre según la fijación semestral que corresponda.

ARTICULO 104° 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 98º, 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 98º, 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 la vigencia señalada en el inciso anterior.

Artículo 104-1.- En los sistemas eléctricos cuya capacidad instalada de generación sea inferior a 200 megawatts y superior a 1.500 kilowatts, en adelante, "sistemas medianos", se deberá propender al desarrollo óptimo de las inversiones, así como operar las instalaciones de modo de preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico, y garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico. 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. Cuando en dichos sistemas exista más de una empresa generadora, 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 inciso precedente. El reglamento establecerá las normas que se requieran para cumplir con la operación y administración de dicho sistema en las condiciones señaladas en este inciso.

Artículo 104-2.- Los planes de expansión de las instalaciones de generación y de transmisión y los precios regulados a nivel de generación y de transmisión de cada sistema mediano, se determinarán conjuntamente, cada cuatro años, mediante la elaboración de los estudios técnicos establecidos en los artículos siguientes. 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, y considerando el abastecimiento total de la demanda del sistema eléctrico. 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 104-3.- 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 proyectada en cada sistema mediano. El reglamento establecerá la metodología detallada de cálculo de costos y de proyección de demanda, así como las características de las bases de los estudios que deberán realizarse para la fijación de precios a nivel de generación y transmisión.

Artículo 104-4.- 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 minimizan el costo actualizado de inversión, operación, mantenimiento y energía no suministrada, en un 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. 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.

Artículo 104-5.- Antes de doce meses del término del período de vigencia de los precios de generación, de transmisión y de distribución, la Comisión deberá poner en conocimiento de las empresas que operen en sistemas medianos las bases de los estudios para la determinación del plan de expansión de las instalaciones de generación y de transmisión, y para el cálculo del costo incremental de desarrollo y el costo total de largo plazo de los segmentos de generación, de transmisión y de distribución, según corresponda. Las empresas podrán efectuar observaciones a las bases dentro de los quince días siguientes a la fecha de recibidas. La Comisión acogerá o rechazará fundadamente las observaciones de las empresas, y comunicará las bases definitivas, las que en todo caso deberán ser aprobadas por ésta antes de once meses del término de vigencia de los precios vigentes y serán públicas. En cada sistema mediano, el estudio será efectuado por una empresa consultora contratada por la o las empresas que operen en el respectivo sistema, que será seleccionada de una lista de empresas consultoras acordadas previamente con la Comisión, conforme a lo que establezca el reglamento. Cada estudio deberá identificar los planes de expansión de las instalaciones de generación y de transmisión del sistema correspondiente y los respectivos costos incrementales de desarrollo y costos totales de largo plazo para cada uno de los segmentos de generación, transmisión y distribución del sistema en cuestión. Antes de seis meses del término de la vigencia de las tarifas, las empresas que operan en sistemas medianos presentarán a la Comisión el resultado de los estudios, indicando los planes de expansión, los costos por segmento y las fórmulas de indexación propuestas. El reglamento, las bases del estudio y el contrato respectivo, establecerán la forma y contenido de los antecedentes que deberán ser aportados para respaldar los resultados del estudio, antecedentes que deberán permitir la reproducción completa de los resultados señalados por parte de la Comisión. Recibidos los estudios, la Comisión dispondrá de un plazo de tres meses para revisarlos, efectuar las correcciones que estime pertinentes y estructurar las tarifas correspondientes. La Comisión deberá remitir a las empresas un informe técnico que contenga las observaciones y correcciones al estudio y las fórmulas tarifarias respectivas. Las empresas dispondrán de quince días para formalizar su acuerdo o desacuerdo con la Comisión. En caso de no alcanzar acuerdo, la Comisión enviará los antecedentes al panel de expertos, el que resolverá en el plazo de quince días.

Artículo 104-6.- Transcurrido el plazo dispuesto en el artículo anterior sin que se haya manifestado desacuerdo o resuelto el mismo por el panel de expertos, la Comisión deberá remitir al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, dentro de los siguientes quince días, un informe técnico definitivo con las tarifas para el siguiente período, con los antecedentes de los respectivos estudios, y un informe que se pronuncie fundadamente sobre todas las observaciones presentadas oportunamente durante el proceso de tarificación. El Ministro fijará las tarifas de generación y de transmisión y sus respectivas fórmulas de indexación para el período siguiente, mediante decreto supremo expedido bajo la fórmula "Por orden del Presidente de la República", el que deberá publicarse en el Diario Oficial dentro de los siguientes quince días de recibido el informe de la Comisión. Con posterioridad, se procederá a la aplicación de lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 113. 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. Las bases, los estudios realizados por las empresas y los informes de la Comisión, del panel de expertos y del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción serán públicos una vez publicado el respectivo decreto en el Diario Oficial, para efectos de la ley N° 18.575.

Artículo 104-7.- Los planes de expansión en instalaciones de generación y transmisión a que se refiere el artículo 104-4, que resulten de los estudios referidos en los artículos precedentes y que sean establecidos en el o en los decretos respectivos, tendrán carácter de obligatorios para las empresas que operen en sistemas medianos, mientras dichos planes se encuentren vigentes. En particular, las obras de generación o de transmisión cuyo inicio de construcción se definan conforme al respectivo plan de expansión, para dentro del siguiente período de cuatro años, deberán ser ejecutadas por las empresas que operen en sistemas medianos, conforme al tipo, dimensionamiento y plazos con que ellas fueron establecidas en el señalado plan.

Artículo 104-8.- Los estudios que dieron origen a los planes señalados establecerán, 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 recomendados. En el período que medie entre dos fijaciones tarifarias, las empresas podrán solicitar a la Comisión la realización de un nuevo estudio de expansión y de costos, si se produjesen desviaciones en las condiciones de oferta o de demanda que se ubiquen fuera de las tolerancias establecidas conforme lo señalado en el inciso precedente, caso en el cual los efectos tarifarios y los planes de expansión resultantes del nuevo estudio tendrán vigencia hasta el término del cuatrienio en curso. En todo caso, las empresas siempre podrán adelantar o atrasar las inversiones respecto de las fechas establecidas en el plan de expansión vigente, sin mediar la condición establecida en el inciso precedente, previa autorización de la Comisión. En dicho caso, no habrá efectos en tarifas.

ARTICULO 105° 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, y del cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal, señalado en la letra A) del artículo 71-30 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.

ARTICULO 106° 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; 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, igual al 10% real anual.

Artículo 107°.- Las componentes indicadas en el artículo anterior se calcularán para un determinado número de áreas de distribución típicas, que serán fijadas por la Comisión, oyendo previamente a las empresas. Las componentes para cada área típica se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión. Dicho estudio de costo se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país. Las empresas concesionarias de distribución, como conjunto o individualmente, podrán contratar el mismo estudio, aplicando a las mismas áreas de distribución típicas definidas anteriormente, a otra empresa consultora, elegida por ellas de entre una lista de empresas acordadas con la Comisión. En este caso la Comisión podrá revisar el o los estudios encargados por las empresas, y efectuar con la conformidad previa de ellas, las correcciones a que dé lugar esta revisión. Si no se produjere acuerdo, primará el criterio de las empresas respecto de los valores obtenidos en el o los estudios encargados por ellas. La Comisión calculará para cada área el promedio aritmético ponderado de los valores agregados resultantes de los estudios de la Comisión y de las empresas a que se ha hecho referencia anteriormente. Los coeficientes de ponderación serán: dos tercios para los que resulten del estudio encargado por la Comisión y un tercio para los valores que resulten del estudio encargado por las empresas como conjunto, o para el promedio de los valores resultantes en los estudios encargados individualmente por las empresas, si los hubiera.

Artículo 107 bis.- Los precios de los servicios a que se refiere el número 4 del artículo 90 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 la Comisión Resolutiva así lo determine, el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, mediante decreto, formalice su descalificación como servicio sujeto a fijación de precios.

Artículo 108°.- 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 105° de la presente Ley. Deberán existir tantas tarifas básicas como empresas y sectores de distribución de cada empresa se hayan definido. 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 antes de impuestos a las utilidades, que no difiera en más de cuatro puntos de la tasa de actualización definida en el artículo 106°, 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.- La Comisión informará a las empresas las tarifas básicas que éstas deberán analizar; 2.- Cada empresa determinará e informará a la Comisión 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; 3.- A partir de los valores nuevos de reemplazo 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. El valor residual de las instalaciones se tomará igual a cero. 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 109°.- Los valores agregados aceptados de acuerdo al procedimiento descrito en los artículos 106°, 107° y 109°, 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 considerará 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 110°.- Con los valores agregados definitivos, calculados según el procedimiento del artículo 109° precedente, la Comisión estructurará fórmulas indexadas que expresarán las tarifas de los precios de nudo y de los índices de los precios 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 Indice General de Precios al Consumidor superior al cien por ciento, o bien que la tasa de rentabilidad económica antes de impuestos a las utilidades para el conjunto de todas las empresas distribuidoras, calculado según el procedimiento descrito en el artículo 108° precedente, difiera en más de cinco puntos de la tasa de actualización definida en el artículo 106°. 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 111°.- Antes de seis meses del término del período de vigencia de las fórmulas de tarifas, la Comisión deberá poner en conocimiento de las empresas concesionarias de distribución, las bases sobre las cuales se efectuará el estudio para establecer las fórmulas de tarifas para el período siguiente, incluyendo la definición de áreas típicas de distribución, y acordará con ellas la lista de empresas consultoras elegibles por las empresas para efectuar el estudio encargado por ellas. En el plazo de quince días, contados desde la recepción por parte de las empresas de las bases del estudio, las empresas comunicarán a la Comisión sus observaciones respecto de las áreas de distribución que ésta hubiere adoptado para hacer el estudio. A su vez, la Comisión se pronunciará en el plazo de quince días respecto de la aceptación o rechazo de las observaciones de las empresas, de modo que ellas puedan contratar, en conjunto o individualmente el estudio a que se hace mención en el artículo 107°. Antes de dos meses del término del período de vigencia de las fórmulas de tarifas, las empresas enviarán a la Comisión un informe que contenga los resultados del o de los estudios que ellas hayan contratado. Dentro de los quince días siguientes a la recepción del informe de las empresas, la Comisión comunicará a éstas los valores agregados ponderados según se establece en el artículo 107°, y las tarifas básicas preliminares. Las empresas distribuidoras comunicarán a la Comisión, dentro de los quince días siguientes, los ingresos a que daría origen la aplicación de las tarifas básicas preliminares. La Comisión efectuará los ajustes de valores agregados a que dé lugar la aplicación de los procedimientos establecidos en los artículos 108° y 109° y determinará las fórmulas tarifarias definitivas para cada empresa y sector de distribución.

Artículo 112°.- Antes de quince días del término del período de vigencia de las fórmulas tarifarias, la Comisión informará al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción las fórmulas tarifarias para el período siguiente, acompañadas de un informe técnico.

ARTICULO 113° El Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, fijará las fórmulas tarifarias de acuerdo a lo establecido en el artículo 92°, 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 114°.- 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.

ARTICULO 115° 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 113°. 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 110 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 de Electricidad y Combustibles. La Superintendencia de Electricidad y Combustibles 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.

ARTICULO 116° 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 antes 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 ganancias 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 Valor Nuevo de Reemplazo 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, en las respectivas concesiones, 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. 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.