. . . . " \nLa se\u00F1ora ALLENDE, do\u00F1a Isabel (Presidenta).- \nTiene la palabra el diputado informante. \n \nEl se\u00F1or LEAY.- \nSe\u00F1ora Presidenta , en nombre de la Comisi\u00F3n de Miner\u00EDa y Energ\u00EDa, paso a informar sobre el proyecto que regula los sistemas de transporte de energ\u00EDa el\u00E9ctrica; establece un nuevo r\u00E9gimen de tarifas de c\u00E1lculo para sistemas el\u00E9ctricos medianos; agrega un nuevo t\u00EDtulo VI a la ley general de Servicios El\u00E9ctricos; crea un panel de expertos, con el fin de solucionar las discrepancias entre los actores el\u00E9ctricos, e introduce modificaciones a dicho cuerpo legal.\n \nLa iniciativa tiene por objeto redise\u00F1ar los sistemas de transmisi\u00F3n de energ\u00EDa el\u00E9ctrica y limitar el acceso o propiedad de las empresas que operan en el sistema de transmisi\u00F3n troncal, a fin de que ning\u00FAn generador o distribuidor tenga m\u00E1s del ocho por ciento del capital accionario de una empresa operadora o due\u00F1a del sistema troncal y que las empresas distribuidoras o generadoras no puedan, en conjunto, tener m\u00E1s del cuarenta por ciento del capital accionario total de las empresas propietarias u operadoras del sistema troncal. \nLas empresas propietarias de l\u00EDneas e instalaciones que posteriormente sean declaradas pertenecientes al sistema troncal, podr\u00E1n mantener su propiedad, y deber\u00E1n constituirse, en el plazo de un a\u00F1o, como sociedades transmisoras de giro exclusivo. \nComo objetivo se establece que cada cuatro a\u00F1os se realice un estudio de la transmisi\u00F3n troncal, pagado por las empresas, que deber\u00E1 especificar las obras de expansi\u00F3n, el valor de la transmisi\u00F3n por tramo, compuesto por el valor de la inversi\u00F3n, m\u00E1s los costos anuales de operaci\u00F3n, mantenimiento y administraci\u00F3n del tramo respectivo de las l\u00EDneas existentes como de las nuevas. \nSe establece un nuevo sistema de peaje para el uso del sistema troncal, su transmisi\u00F3n y sistemas tradicionales entre las empresas generadoras y los usuarios. \nSe establece el desarrollo y operaci\u00F3n de un sistema de interconexiones entre los sistemas el\u00E9ctricos independientes nacionales. \nSe establece, adem\u00E1s, un nuevo modelo de c\u00E1lculo de precio de nudo para los sistemas que operan entre 1.500 kilovatios y 200 megavatios, basado en una metodolog\u00EDa que considera el costo de desarrollo incremental y los costos totales de largo plazo. \nSe incorpora, como dije inicialmente, un nuevo t\u00EDtulo VI, a la ley general de Servicios El\u00E9ctricos, por medio del cual se crea un panel de expertos orientado a resolver los conflictos tanto entre empresas como entre \u00E9stas y los organismos del Estado. \nSe reduce la potencia para ser considerado cliente libre, a 500 kilovatios. \nSe reconoce en la ley la existencia de un mercado adicional de servicios complementarios al mercado habitual de energ\u00EDa el\u00E9ctrica y potencia, y la entrega de los productos que se transfer\u00EDan en este mercado, as\u00ED como su forma de remuneraci\u00F3n, a una regulaci\u00F3n determinada por la v\u00EDa del reglamento. \nSe reduce la banda de precios de clientes libres que se considerar\u00E1 para la fijaci\u00F3n de precios de nudo, que es el precio por el cual las generadoras entregan la electricidad a las distribuidoras, de m\u00E1s o menos 10 por ciento a 5 por ciento, lo cual significa que el precio de nudo estar\u00E1 m\u00E1s cercano al precio de mercado o de los clientes libres. \nSe modifica el procedimiento de c\u00E1lculo del valor agregado de distribuci\u00F3n. \nSe consideran las instalaciones integrantes del sistema troncal para cada tramo, y para la primera fijaci\u00F3n de estos valores, un \u00E1rea de influencia com\u00FAn, para la determinaci\u00F3n de los peajes. Asimismo, se efect\u00FAan numerosas adecuaciones o modificaciones por razones de concordancia. \nEl fundamento de esta iniciativa radica en que nuestro sistema regulatorio, vigente desde 1982, ha permitido un desarrollo satisfactorio del sistema el\u00E9ctrico, adem\u00E1s de su tr\u00E1nsito desde un sistema de propiedad estatal a otro de propiedad mayoritariamente privado, sin alteraciones en los niveles de calidad y seguridad entre 1982 y 1990.\n \nSe ha permitido, asimismo, un r\u00E1pido proceso de crecimiento, con altas tasas de inversi\u00F3n durante la \u00FAltima d\u00E9cada; la diversificaci\u00F3n de la oferta en generaci\u00F3n, y una importante reducci\u00F3n en los costos de producci\u00F3n, transporte y distribuci\u00F3n; en particular, en los \u00FAltimos diez a\u00F1os. \nNo obstante los logros alcanzados, durante los \u00FAltimos a\u00F1os se han detectado dificultades en la operaci\u00F3n del sector, algunas originadas por vac\u00EDos o limitaciones de regulaci\u00F3n, en su mayor\u00EDa, derivadas de las transformaciones que el sector ha experimentado a ra\u00EDz de su din\u00E1mico crecimiento. \nLos problemas detectados se refieren a diversos aspectos de la organizaci\u00F3n y regulaci\u00F3n del sector. En particular, se observan dificultades en los mecanismos de operaci\u00F3n coordinada de los sistemas a ra\u00EDz de la creciente complejidad de \u00E9stos y de los mercados, limitaciones en los sistemas de regulaci\u00F3n de precios en algunos segmentos de la industria que inciden en el objetivo de asegurar la inversi\u00F3n y el desarrollo de la calidad y seguridad del suministro. \nPor otra parte, tambi\u00E9n se dificulta el libre acceso de prestadores al mercado, reduciendo la competitividad de \u00E9ste; hay falta de precisi\u00F3n en algunas definiciones sobre responsabilidades y derechos de prestadores y consumidores, y limitaciones en los grados de transparencia de los procesos regulatorios. \n \nDescripci\u00F3n del sector el\u00E9ctrico. \nDentro del proceso el\u00E9ctrico se pueden distinguir tres actividades, con caracter\u00EDsticas diferenciadas, relacionadas con la energ\u00EDa: su generaci\u00F3n, su transmisi\u00F3n y su distribuci\u00F3n. \nEl proceso de generaci\u00F3n se realiza principalmente mediante tres tipos de plantas: centrales hidroel\u00E9ctricas, centrales t\u00E9rmicas y centrales de turbinas de gas o de ciclo combinado. \nPor lo general, las centrales hidroel\u00E9ctricas enfrentan un bajo costo de producci\u00F3n. Sin embargo, dada la geograf\u00EDa de Chile, se deben ubicar en el sur del territorio, lo que implica mayores costos de transmisi\u00F3n. Por el contrario, las centrales t\u00E9rmicas y las de ciclo combinado no tienen ese problema, pero su costo de producci\u00F3n es superior.\n \nLa se\u00F1al econ\u00F3mica de localizaci\u00F3n que se da a los generadores en un pa\u00EDs como el nuestro no es menor, pues mientras m\u00E1s cerca est\u00E9n de los centros de consumo, menor ser\u00E1 el gasto en transporte, y, por lo tanto, los usuarios se beneficiar\u00E1n con una tarifa m\u00E1s econ\u00F3mica. \nLa actividad de generaci\u00F3n tiene caracter\u00EDsticas que permiten su desarrollo en condiciones de competencia. Dado lo anterior, es m\u00E1s eficiente permitir la competencia a nivel de generaci\u00F3n, en vez de tener s\u00F3lo una empresa generadora de energ\u00EDa. \nPor esta raz\u00F3n, desde 1982 la generaci\u00F3n se ha desarrollado en condiciones de mercado, es decir, se ha caracterizado por la libre entrada de agentes al proceso de generaci\u00F3n. \nPor otra parte, el sistema actual est\u00E1 estructurado de tal manera que, a pesar de lo complejo que resulta determinar qu\u00E9 generador entra y sale en un momento, se produce la coordinaci\u00F3n necesaria y los incentivos son adecuados. \nLo anterior se logra gracias a que los precios de retiro y de inyecci\u00F3n -que es el precio de nudo- del sistema interconectado reflejan los verdaderos costos marginales de corto plazo, tanto de energ\u00EDa como de potencia. \nCabe se\u00F1alar que, incluso sin la instancia coordinadora para determinar el momento \u00F3ptimo de producci\u00F3n de cada central, el sistema operar\u00EDa en forma adecuada, siempre que se mantuviera el criterio de cobro de costo marginal de corto plazo. \nLa transmisi\u00F3n de la energ\u00EDa presenta caracter\u00EDsticas t\u00E9cnicas de monopolio natural. Dados los altos costos de inversi\u00F3n inicial en los sistemas y redes de transporte, el tama\u00F1o relativo de la demanda obliga a operar a las empresas con costos decrecientes; es decir, a medida que aumenta el flujo de energ\u00EDa transmitido, los costos disminuyen. \nLo anterior implica que deber\u00E1 existir un sistema de precios que permita a la empresa transmisora cubrir sus costos marginales de corto plazo y que, adicionalmente, la incentive a invertir en el largo plazo; es decir, que cubra sus costos medios totales. Lo primero, en el sistema actual, se logra por el cobro del costo marginal de corto plazo, y lo segundo, por el cobro de los peajes. \nCabe se\u00F1alar que el acceso a los sistemas de transporte es abierto y garantizado por ley para todo generador que se conecte al sistema el\u00E9ctrico, lo cual permite evitar sobreinversiones. \nEl proceso de distribuci\u00F3n de energ\u00EDa a nivel local tambi\u00E9n posee caracter\u00EDsticas de monopolio natural, que recomienda establecer una regulaci\u00F3n tarifaria para los clientes peque\u00F1os. Dado lo anterior, se aplica el sistema de tarificaci\u00F3n basado en el costo marginal de corto plazo, sobre la base de una empresa modelo eficiente, para determinar el valor agregado de la distribuci\u00F3n. \n \nSistema de comercializaci\u00F3n y tarifas. \nEn primer lugar, las empresas generadoras inyectan o venden la energ\u00EDa generada al Sistema Interconectado Central , SIC, por lo que perciben un precio que les permite cubrir sus costos marginales de generaci\u00F3n. Este precio, que es el de inyecci\u00F3n, cubre el costo marginal de generaci\u00F3n de corto plazo y es distinto en cada punto en que la generaci\u00F3n ingresa al sistema. Se define en cada punto, porque depende del costo marginal de potencia y energ\u00EDa.\n \nEn segundo lugar, las empresas distribuidoras retiran la energ\u00EDa que necesitan del sistema interconectado y pagan una tarifa por ella. Este precio de retiro es diferente del de inyecci\u00F3n, por cuanto no s\u00F3lo cubre los costos marginales de generaci\u00F3n, sino que, adem\u00E1s, se le agrega el transporte. \nPor \u00FAltimo, las empresas distribuidoras venden la energ\u00EDa a los consumidores finales. El precio var\u00EDa si estos clientes consumen m\u00E1s de 2.000 kilowatts -la ley actual establece 500 kilowatts- o menos de una cantidad, es decir, dependiendo de si se trata de clientes grandes o peque\u00F1os. En el caso de clientes grandes, el precio de venta de la distribuidora a su cliente no es regulado. Sin embargo, si los consumidores son peque\u00F1os, el precio de venta final deja de ser libre: est\u00E1 regulado sobre la base de una empresa modelo. Esto implica que el precio de venta debe cubrir el precio de nudo m\u00E1s el valor agregado de la distribuci\u00F3n. \n \nPeaje b\u00E1sico por uso del sistema de transmisi\u00F3n. \nDada la presencia de econom\u00EDas de escala, a que hice menci\u00F3n en la parte referida a transmisi\u00F3n, lo eficiente es que la tarifa de transmisi\u00F3n pagada por los generadores tenga dos partes: un cargo variable, que cubra el costo marginal de corto plazo, y una tarifa fija, que cubra la diferencia entre el costo marginal de corto plazo y el costo medio total. \nAdicionalmente, el esquema actual establece el pago de una tarifa fija denominada \u201Cpeaje\u201D, que corresponde al complemento para cubrir los costos totales. La ley actual distingue dos tipos de peajes: el primero es el b\u00E1sico, que se calcula seg\u00FAn la localizaci\u00F3n de cada generador, \u00E1rea de influencia, y seg\u00FAn la cantidad de energ\u00EDa, potencia, transmitida por cada generador. \nEl pago de este peaje lo efect\u00FAa el generador, es independiente de las transacciones de energ\u00EDa que realice y le permite acceder al mercado cubierto por este sistema interconectado. \nDado que el peaje b\u00E1sico le permite al transmisor cubrir sus costos totales, incluyendo los de inversi\u00F3n, la existencia de \u00E9ste incentiva a los transmisores a realizar inversiones de largo plazo. \n \nProblemas del sector el\u00E9ctrico. \nDurante el \u00FAltimo tiempo, ha existido desincentivo para la inversi\u00F3n en nuevos proyectos de generaci\u00F3n, principalmente hidroel\u00E9ctricos. Los problemas ambientales y los retrasos que han sufrido los proyectos que han sido sometidos a estudio de impacto ambiental, introducen incertidumbre en el sector. \nA lo anterior, se debe agregar que el precio de nudo ha mostrado curvas de variabilidad que hacen dif\u00EDcil conseguir nuevos financiamientos por la rentabilidad que tienen estos proyectos. \nDel mismo modo, existe incertidumbre respecto de los peajes de transmisi\u00F3n. El actual mecanismo que contempla la ley presenta diversas falencias. Por ejemplo, es impreciso en la forma de asignar las responsabilidades respecto del uso del sistema de transmisi\u00F3n por parte de las generadoras y de los consumidores; el mecanismo de determinaci\u00F3n de peajes, de acuerdos bilaterales, tribunales arbitrales, no permite proyectar pagos de peajes, lo que afecta las decisiones de inversi\u00F3n de los generadores; no existe correlaci\u00F3n directa entre el sistema de precios finales y los costos de transmisi\u00F3n que son responsabilidad de los consumidores.\n \nLo anterior ha motivado que no se remunere el ciento por ciento del costo de las instalaciones de transmisi\u00F3n, con lo cual se ha provocado incertidumbre en las decisiones de inversi\u00F3n tanto de generadores como de transmisores. M\u00E1s aun, no se est\u00E1 invirtiendo en sistemas de transmisi\u00F3n, que requieren ampliaciones urgentes, lo que, finalmente, ha generado problemas para la subscripci\u00F3n de contratos entre generadoras y empresas distribuidoras por discordancia entre precios y costos de transporte. \n \nPrincipales propuestas introducidas por la ley corta. \nPara solucionar algunos de los problemas expuestos, el Gobierno envi\u00F3 al Congreso la denominada ley corta, que introduce las siguientes modificaciones: \n \nRedise\u00F1o de la regulaci\u00F3n de los sistemas de transmisi\u00F3n. \nEl proyecto establece que la transmisi\u00F3n de energ\u00EDa ser\u00E1 considerada como servicio de utilidad p\u00FAblica. \nDistingue tres tipos de instalaciones de transmisi\u00F3n en el sistema el\u00E9ctrico: \nPrimero, sistema de transmisi\u00F3n troncal, constituido por el conjunto de l\u00EDneas de transmisi\u00F3n de mayor capacidad, cuya utilizaci\u00F3n es compartida por todos los usuarios del sistema, centrales generadoras y consumidores. \nSegundo, sistema de subtransmisi\u00F3n, que estar\u00E1 constituido por el conjunto de l\u00EDneas que abastecen directamente a zonas de distribuci\u00F3n determinadas. \nFinalmente, sistemas adicionales constituidos por l\u00EDneas dedicadas al abastecimiento de grandes clientes, industriales espec\u00EDficos, o a la evacuaci\u00F3n de energ\u00EDa de centrales espec\u00EDficas o l\u00EDneas de inyecci\u00F3n. \n \nSistema troncal. \nSe establece un mecanismo objetivo para asignar los costos por uso entre generadores y consumidores. La asignaci\u00F3n de responsabilidad en el costo, conforme al uso por parte de cada agente, otorga se\u00F1ales de eficiencia en el desarrollo de los recursos de transporte. \nEl proyecto dispone transitoriamente las instalaciones el\u00E9ctricas integrantes de los sistemas troncales tanto para la primera fijaci\u00F3n de los valores por tramos y del \u00E1rea de influencia com\u00FAn como para la primera determinaci\u00F3n de los peajes. \nCada cuatro a\u00F1os se realizar\u00E1 un estudio independiente de la transmisi\u00F3n troncal, el cual deber\u00E1 especificar el plan de desarrollo, distinguiendo tanto el valor de inversi\u00F3n como los valores de mantenimiento, administraci\u00F3n y operaci\u00F3n de las instalaciones existentes, con sus respectivas f\u00F3rmulas de indexaci\u00F3n y recomendaci\u00F3n de las nuevas obras. \nToda empresa el\u00E9ctrica que inyecte energ\u00EDa y potencia al sistema el\u00E9ctrico, as\u00ED como toda empresa el\u00E9ctrica que efect\u00FAe retiro de energ\u00EDa y potencia, para lo cual haga uso de las instalaciones del sistema troncal y de los sistemas de subtransmisi\u00F3n y adicionales que corresponda, deber\u00E1 pagar los respectivos costos de transmisi\u00F3n en la proporci\u00F3n que se determina de acuerdo a las normas que establece la ley, salvo en el caso de los medios de generaci\u00F3n cuya fuente sea no convencional y de acuerdo con ciertas condiciones. \nLa propuesta tambi\u00E9n establece que la Comisi\u00F3n Nacional de Energ\u00EDa abrir\u00E1 un proceso de registro de usuarios e instituciones interesadas, que tendr\u00E1n acceso a los antecedentes y resultados del estudio. Corresponder\u00E1 a la Comisi\u00F3n elaborar las bases t\u00E9cnicas preliminares para la realizaci\u00F3n de ese estudio, el cual ser\u00E1 licitado, adjudicado y supervisado por un comit\u00E9, integrado por un representante del Ministerio de Econom\u00EDa y Energ\u00EDa, uno de la Comisi\u00F3n Nacional de Energ\u00EDa, dos de las empresas transmisoras, dos de las empresas generadoras, un distribuidor y un representante de los clientes libres.\n \nLa Comisi\u00F3n, una vez recepcionado el estudio por el consultor que se lo adjudic\u00F3, deber\u00E1 convocar a una audiencia p\u00FAblica a los participantes, en la cual el consultor deber\u00E1 exponer los resultados. Los participantes podr\u00E1n realizar observaciones en un determinado plazo. Concluido dicho procedimiento, la Comisi\u00F3n deber\u00E1 elaborar un informe t\u00E9cnico basado en los resultados del estudio, en la transmisi\u00F3n troncal, considerando todas las observaciones realizadas. \nEste informe debe contener, a lo menos, lo siguiente: \na)\tValor anual por tramo; valor de inversi\u00F3n, y valor de operaci\u00F3n, mantenimiento y administraci\u00F3n de las instalaciones existentes calificadas como troncales en el respectivo sistema de transmisi\u00F3n y sus f\u00F3rmulas de indexaci\u00F3n para cada uno de los siguientes cuatro a\u00F1os; \nb)\tIdentificaci\u00F3n de las obras de ampliaci\u00F3n de transmisi\u00F3n troncal con su respectivo valor de operaci\u00F3n, mantenimiento y administraci\u00F3n por cada tramo, y \nc)\tSi correspondiere, la identificaci\u00F3n de proyectos de nuevas l\u00EDneas y subestaciones troncales y de proyectos de interconexi\u00F3n entre sistemas el\u00E9ctricos, con sus respectivos valores de inversi\u00F3n y Costos de operaci\u00F3n, mantenimiento y administraci\u00F3n referenciales. \nLos participantes e instituciones interesados dispondr\u00E1n de un plazo para presentar sus discrepancias al informe t\u00E9cnico elaborado por la Comisi\u00F3n. En caso de que ellas existan, las instituciones interesadas podr\u00E1n recurrir a un panel de expertos, que dictaminar\u00E1 finalmente respecto de las discrepancias que puedan surgir de este proceso. \nTranscurridos los plazos y sin que se haya manifestado desacuerdo, o una vez recibida la decisi\u00F3n del panel de expertos, la Comisi\u00F3n deber\u00E1 remitir el informe t\u00E9cnico y sus antecedentes al Ministerio de Econom\u00EDa, Fomento y Reconstrucci\u00F3n, y \u00E9ste, a su vez, mediante decreto, fijar\u00E1 las instalaciones del sistema troncal y las dem\u00E1s materias a que he hecho menci\u00F3n.\n \nLas empresas de transmisi\u00F3n troncal identificadas en el decreto como responsables de realizar las obras de ampliaci\u00F3n de la transmisi\u00F3n troncal tendr\u00E1n la obligaci\u00F3n de efectuar dichas obras y operar las instalaciones de acuerdo con lo que expresa esta futura ley. \nSe entender\u00E1 por l\u00EDneas y subestaciones troncales todas aquellas obras calificadas como tales por el estudio de transmisi\u00F3n troncal, en consideraci\u00F3n a su magnitud, nuevo trazado e independencia respecto de las l\u00EDneas troncales existentes. \nAnualmente, la direcci\u00F3n de peajes del Centro de Despacho Econ\u00F3mico de Carga, Cdec -el organismo t\u00E9cnico de las generadoras para despachar la energ\u00EDa a las cen-trales-, analizar\u00E1 la consistencia de las instalaciones de desarrollo y expansi\u00F3n del sistema troncal contenidas en el decreto. Como resultado de esa revisi\u00F3n, deber\u00E1 recomendar, fundadamente, sobre la base de los criterios utilizados en el estudio, la realizaci\u00F3n, modificaci\u00F3n, postergaci\u00F3n o adelantamiento de las obras de transmisi\u00F3n troncal contempladas en el decreto. Dicha recomendaci\u00F3n ser\u00E1 comunicada a las empresas que integran el Cdec y a la Comisi\u00F3n, la que, despu\u00E9s de escuchar a las empresas, deber\u00E1 informar al Consejo Ministros para que se adopte una decisi\u00F3n y, en su caso, se proceda a la modificaci\u00F3n del respectivo decreto por el ministro de Econom\u00EDa , Fomento y Reconstrucci\u00F3n.\n \nEn cada sistema interconectado y en cada tramo, la empresa de transmisi\u00F3n troncal que corresponda deber\u00E1 recaudar anualmente el valor de la transmisi\u00F3n por tramo de las instalaciones existentes. Ese valor constituir\u00E1 el total de su remuneraci\u00F3n anual. El peaje por cobrar anualmente ser\u00E1 equivalente al valor anual por tramo, menos el ingreso tarifario esperado por tramo. Se entender\u00E1 como ingreso tarifario esperado por tramo la diferencia que resulte de la aplicaci\u00F3n de los costos marginales de la operaci\u00F3n esperada del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energ\u00EDa en dicho tramo. \nLa obligaci\u00F3n de pago de las empresas usuarias del sistema de transmisi\u00F3n troncal y la repercusi\u00F3n de ese pago en los usuarios finales, se regir\u00E1n de la siguiente forma: \nA)\tA los usuarios finales se les aplicar\u00E1 un cargo \u00FAnico, por concepto de uso del sistema, en sus consumos de energ\u00EDa retirada hasta una potencia de cinco megawatts. \nPara determinar ese cargo \u00FAnico se calcular\u00E1 la participaci\u00F3n porcentual que el consumo se\u00F1alado tenga en el total de la energ\u00EDa retirada de la respectiva barra del sistema troncal. Los porcentajes que resulten se aplicar\u00E1n al pago total de la energ\u00EDa retirada que corresponda a dicha barra, lo que se establecer\u00E1 en conformidad a los tramos pertenecientes al \u00E1rea de influencia com\u00FAn, o bien, a los tramos del sistema troncal que no pertenezcan al \u00E1rea de influencia com\u00FAn, determinando de esta forma el aporte monetario que los consumos se\u00F1alados efect\u00FAen a la remuneraci\u00F3n del sistema troncal. \nEl monto del cargo \u00FAnico ser\u00E1 equivalente a la suma de los aportes monetarios calculados y explicados con anterioridad, dividida por la energ\u00EDa total retirada de los consumos; \nB)\tLos propietarios de centrales de generaci\u00F3n el\u00E9ctrica pagar\u00E1n un peaje de inyecci\u00F3n, que ser\u00E1 equivalente a la suma de los pagos que les correspondan en el financiamiento de los tramos del \u00E1rea de influencia com\u00FAn y de los tramos del sistema troncal no incluidos en el \u00E1rea de influencia com\u00FAn. \nLas empresas que efect\u00FAen retiros pagar\u00E1n por cada unidad de energ\u00EDa un peaje unitario de retiro, que se establecer\u00E1 por barra de retiro, y ser\u00E1 equivalente a la suma de los pagos que correspondan a dicha barra en el financiamiento de los tramos del \u00E1rea de influencia com\u00FAn y de los tramos del sistema troncal no incluidos en tal \u00E1rea, divididos por la energ\u00EDa total retirada en esa barra; \nC)\tEl \u00E1rea de influencia com\u00FAn es aquella fijada para efectos de remuneraci\u00F3n del sistema troncal. Est\u00E1 constituida por el conjunto m\u00EDnimo de instalaciones troncales entre dos nudos de dicho sistema, en que concurren, simult\u00E1neamente, una serie de caracter\u00EDsticas t\u00E9cnicas. A modo de ejemplo y para no detallar m\u00E1s, se debe concentrar ah\u00ED el 75 por ciento de la generaci\u00F3n y del consumo; \nD)\tEl pago o peaje por cada perteneciente al \u00E1rea de influencia com\u00FAn se repartir\u00E1 de la siguiente forma: \n1)\tLos propietarios de centrales de generaci\u00F3n el\u00E9ctrica financiar\u00E1n el 80 por ciento del peaje total de los tramos, a prorrata del uso esperado que sus inyecciones hagan de cada tramo, y \n2)\tLas empresas que efect\u00FAen retiros financiar\u00E1n el 20 por ciento restante del peaje total de los tramos del \u00E1rea de influencia com\u00FAn del sistema troncal, a prorrata del uso esperado que sus retiros hagan del tramo. \nE)\tEn los tramos del sistema troncal que est\u00E1n fuera del \u00E1rea de influencia com\u00FAn, el pago del peaje total en cada tramo se asignar\u00E1 de la siguiente forma: \n1)\tEl pago final que le corresponder\u00E1 a cada central generadora por el uso que hagan sus inyecciones de los tramos no pertenecientes al \u00E1rea de influencia com\u00FAn, ser\u00E1 igual al valor esperado de los pagos determinados para cada escenario de operaci\u00F3n; \n2)\tEl pago final que le corresponder\u00E1 pagar a cada empresa que efect\u00FAe retiros, por el uso que hagan \u00E9stos de los tramos no pertenecientes al \u00E1rea de influencia com\u00FAn, ser\u00E1 igual al valor esperado de los pagos determinados para cada escenario de operaci\u00F3n; \n3)\tPara cada escenario que se pueda dar en la operaci\u00F3n del sistema se simular\u00E1 el sistema de flujo de potencia en cada tramo; \n4)\tEn los tramos en que el sentido del flujo se dirija hacia el \u00E1rea de influencia com\u00FAn del sistema de transmisi\u00F3n troncal, el pago del peaje total del tramo se asignar\u00E1 a los propietarios de las centrales ubicadas aguas arriba de los flujos, a prorrata del uso que sus inyecciones hagan del tramo para dicho escenario, y \n5)\tEn los tramos en que el sentido del flujo nos se dirija hacia el \u00E1rea de influencia com\u00FAn del sistema de transmisi\u00F3n troncal, el pago del peaje total del tramo se asignar\u00E1 a las empresas que efect\u00FAen retiro aguas abajo del flujo, a prorrata del uso que sus retiros hagan del tramo para dicho escenario. \nLos valores indicados ser\u00E1n calculados por el Centro de Despacho de Carga del Cdec, de acuerdo con los procedimientos que establece la ley. Toda controversia que se produzca deber\u00E1 ser resuelta por el panel de expertos. Una vez resuelta ella, se deber\u00E1 proceder al pago de los peajes a las empresas transmisoras. \nCualquier l\u00EDnea de transmisi\u00F3n, sea troncal o de otra naturaleza, que interconecte sistemas el\u00E9ctricos independientes, ser\u00E1 financiada conforme al esquema de peaje rese\u00F1ado con anterioridad. \nLa determinaci\u00F3n de las prorratas de las empresas usuarias, tanto respecto de los tramos pertenecientes al \u00E1rea de influencia com\u00FAn del sistema troncal como de los tramos fuera de \u00E9sta, ser\u00E1 realizada por el Cdec, sobre la base de modelos de simulaci\u00F3n y de participaci\u00F3n de flujos que cumplan las caracter\u00EDsticas definidas previamente por la Comisi\u00F3n y el reglamento.\n \nLa remuneraci\u00F3n descrita en el sistema troncal logra el objetivo del proyecto: remunerar el ciento por ciento del sistema. Esta nueva legislaci\u00F3n permitir\u00E1 establecer un sistema de c\u00E1lculo de pago objetivo y proyectable en el tiempo. \nSe otorgan se\u00F1ales de localizaci\u00F3n de las centrales, con lo cual se logra eficiencia en el uso de recursos. \nCon el proyecto tambi\u00E9n se logra asignar la distribuci\u00F3n de pagos, sin alterar sustancialmente la situaci\u00F3n de peajes preexistentes en el d\u00EDa de hoy. \nSe transfieren cargos finales de bajo consumo, en un importe parejo, de modo de no perjudicar a los usuarios alejados del mercado principal de consumo y de generaci\u00F3n, fijando el consumo de 50 megawatts. \nCreemos que lo que se ha proyectado con esta iniciativa soluciona plenamente los conflictos hoy presentados en el sistema troncal. \n \nSistemas de subtransmisi\u00F3n. \nEl valor anual de los sistemas de subtransmisi\u00F3n ser\u00E1 calculado por la Comisi\u00F3n Nacional de Energ\u00EDa cada cuatro a\u00F1os, con dos a\u00F1os de diferencia respecto del c\u00E1lculo de valores agregados de distribuci\u00F3n, y considerar\u00E1 separadamente las p\u00E9rdidas medias de subtransmisi\u00F3n en potencia y energ\u00EDa, y los costos est\u00E1ndares de inversi\u00F3n, mantenimiento, operaci\u00F3n y administraci\u00F3n anuales asociados a sus instalaciones.\n \nLos costos anuales de inversi\u00F3n se calcular\u00E1n considerando el valor-inversi\u00F3n de las instalaciones dimensionadas para cubrir la demanda y que permitan minimizar el costo actualizado de operaci\u00F3n, mantenimiento y administraci\u00F3n, en el per\u00EDodo de su vida \u00FAtil, a una tasa de actualizaci\u00F3n igual al 10 por ciento real anual. \nLos usuarios de estos sistemas que transiten energ\u00EDa o potencia, deber\u00E1n pagar cada unidad de potencia y energ\u00EDa retirada. El pago que hagan las empresas generadoras que inyectan directamente su producci\u00F3n en dichos sistemas, ser\u00E1 determinado por un estudio efectuado por la o las empresas que operan en el respectivo sistema de subtransmisi\u00F3n. El estudio deber\u00E1 ser presentado a la Comisi\u00F3n, la que tendr\u00E1 un plazo de tres meses para corregir y estructurar las tarifas correspondientes, y elaborar un informe t\u00E9cnico. \nAl igual que en el caso anterior, si existieran discrepancias entre la Comisi\u00F3n y las empresas, \u00E9stas podr\u00E1n recurrir al panel de expertos. Terminado ese proceso, el Ministerio fijar\u00E1 las tarifas correspondientes a los peajes de subtransmisi\u00F3n.\n \n \nSistemas adicionales. \nEl transporte de los sistemas adicionales se regir\u00E1 por lo previsto en los respectivos contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de las instalaciones. En los casos en que existan usuarios sometidos a regulaci\u00F3n, los precios deber\u00E1n reflejar los costos que \u00E9stos importan a los propietarios de los sistemas se\u00F1alados. \nLos concesionarios de servicio p\u00FAblico de distribuci\u00F3n de electricidad estar\u00E1n obligados a prestar el servicio de transporte y a permitir el acceso a sus instalaciones. \nQuienes transporten energ\u00EDa estar\u00E1n obligados a pagar al concesionario un peaje m\u00E1ximo por unidad de potencia retirada, igual al valor agregado de distribuci\u00F3n vigente en la zona en que se encuentre el usuario dentro de la respectiva \u00E1rea t\u00EDpica. Se exime de este pago a los propietarios de medios de generaci\u00F3n cuyo excedente de potencia suministrable no supere los 9 mil kilowatts. \n \nInterconexi\u00F3n entre sistemas ubicados dentro del territorio nacional. \nEl proyecto de ley que se propone a la Sala establece que cualquier empresa el\u00E9ctrica interesada en desarrollar, operar o utilizar un sistema de interconexi\u00F3n nacional entre sistemas el\u00E9ctricos previamente establecidos, podr\u00E1 convocar, a trav\u00E9s de un procedimiento p\u00FAblico, a toda empresa el\u00E9ctrica a un proceso de negociaci\u00F3n abierto, con la finalidad de determinar las caracter\u00EDsticas t\u00E9cnicas y plazos de entrada en operaci\u00F3n de dicho proyecto, as\u00ED como la participaci\u00F3n en el pago anual que se efectuar\u00E1 a la empresa que lo desarrolle por parte de quienes resulten interesados en su ejecuci\u00F3n. \nLa participaci\u00F3n en el pago anual constituir\u00E1 el derecho de uso que cada uno de ellos poseer\u00E1 sobre el sistema. Tales derechos se mantendr\u00E1n por el per\u00EDodo que resulte de la negociaci\u00F3n, que no podr\u00E1 ser inferior a diez a\u00F1os ni superior a veinte a\u00F1os, al cabo del cual el sistema de interconexi\u00F3n pasar\u00E1 a regirse por las disposiciones de esta normativa. \nLas transferencias de energ\u00EDa ser\u00E1n valorizadas de acuerdo a los costos marginales instant\u00E1neos de cada sistema el\u00E9ctrico, los cuales ser\u00E1n calculados por el organismo de coordinaci\u00F3n de la operaci\u00F3n o el Cdec.\n \nLos ingresos tarifarios resultantes de las diferencias que se produzcan por la aplicaci\u00F3n de los costos marginales instant\u00E1neos y precios de nudo de la potencia que rijan en los respectivos extremos del sistema de interconexi\u00F3n ser\u00E1n percibidos por quienes constituyan derechos de uso sobre dicho sistema, y a prorrata de los mismos. \nLas magnitudes de potencia por considerar en las transferencias se establecer\u00E1n para cada sistema el\u00E9ctrico interconectado, independientemente del sentido de los flujos de potencia instant\u00E1nea. \nCada a\u00F1o se deber\u00E1 determinar la condici\u00F3n de exportador o importador de cada sistema el\u00E9ctrico. Se considerar\u00E1 como sistema exportador al que posea el mayor cociente entre su capacidad propia de generaci\u00F3n y la demanda propia en horas de m\u00E1xima utilizaci\u00F3n. El sistema que presente el cociente menor se considerar\u00E1 importador. Para determinar la capacidad propia de generaci\u00F3n se considerar\u00E1 la capacidad de cada unidad generadora, descontando los efectos de consumos propios, indisponibilidad y variabilidad hidrol\u00F3gica, seg\u00FAn corresponda. \nLa transferencia de potencia a trav\u00E9s del sistema de interconexi\u00F3n se determinar\u00E1 igual al menor valor entre la capacidad del sistema de interconexi\u00F3n y la transferencia de potencia que iguala los cocientes entre capacidad propia y demanda propia en horas de m\u00E1xima utilizaci\u00F3n, para cada sistema. \nTarificaci\u00F3n de los sistemas medianos. \nAqu\u00ED se establece un modelo de precios para sistemas el\u00E9ctricos intermedios. La nueva metodolog\u00EDa est\u00E1 basada en el costo incremental de desarrollo y el costo total de largo plazo de los segmentos de generaci\u00F3n y transmisi\u00F3n. \nLa estructura general de tarifas se basar\u00E1 en el costo incremental de desarrollo de cada segmento. En los casos en que las instalaciones de generaci\u00F3n y transmisi\u00F3n, o una proporci\u00F3n de ellas mayor al 50 por ciento pertenezca a una misma empresa con sistemas verticalmente integrados, el nivel de tarifas se fijar\u00E1 de modo de cubrir el costo total de largo plazo de la empresa. \nSe entiende por costo incremental de desarrollo, a nivel de generaci\u00F3n y de transmisi\u00F3n, como el costo medio por unidad de demanda incremental de potencia y energ\u00EDa de un proyecto de expansi\u00F3n eficiente del sistema, cuyo valor actual neto es igual a cero. \nPara su c\u00E1lculo, se deber\u00E1 establecer un plan de expansi\u00F3n que minimiza el costo actualizado de inversi\u00F3n, operaci\u00F3n y mantenimiento del sistema. \nSe contempla un procedimiento para elaboraci\u00F3n de las bases y la realizaci\u00F3n de un estudio que deber\u00E1 identificar los planes de expansi\u00F3n de generaci\u00F3n y de transmisi\u00F3n, con los respectivos costos incrementales de desarrollo y los costos totales de largo plazo para cada uno de los segmentos. Conocidos los resultados del o de los estudios, la Comisi\u00F3n Nacional de Energ\u00EDa elaborar\u00E1 un informe t\u00E9cnico con las f\u00F3rmulas tarifarias, y nuevamente, en el caso de discrepancia, los participantes podr\u00E1n recurrir al panel de expertos, y una vez conocida su resoluci\u00F3n, el ministro fijar\u00E1 las tarifas y las respectivas f\u00F3rmulas de indexaci\u00F3n.\n \nLos planes de expansi\u00F3n en instalaciones de generaci\u00F3n y transmisi\u00F3n que resulten de los referidos estudios y que sean establecidos en el o los decretos respectivos, tendr\u00E1n car\u00E1cter de obligatorio para las empresas que operen dichos sistemas. \n \nPanel de expertos. \nSe incorpora un T\u00EDtulo VI, nuevo, que contempla la acci\u00F3n de este panel con el objeto de resolver las discrepancias que se produzcan en todos los planteamientos de fijaciones de tarifas entre las empresas y entre \u00E9stas y los organismos del Estado, en situaciones tales como el sistema troncal, los sistemas de subtransmisi\u00F3n adicionales, tarificaciones y otras acciones que antes deb\u00EDan ser resueltas por el Ministerio de Econom\u00EDa. En la iniciativa se establecen las circunstancias por las cuales las empresas podr\u00E1n recurrir a dicho panel, el que estar\u00E1 conformado por cinco profesionales que ser\u00E1n designados por la Comisi\u00F3n Resolutiva, mediante concurso p\u00FAblico de antecedentes, quienes ejercer\u00E1n su funci\u00F3n por el t\u00E9rmino de seis a\u00F1os.\n \nLa presentaci\u00F3n de las discrepancias deber\u00E1 efectuarse por escrito y exponer claramente los puntos o materias que la sustenten, de acuerdo al procedimiento legal en que se haya originado. \nEl dictamen deber\u00E1 pronunciarse exclusivamente sobre los aspectos en que existan discrepancias, debiendo optar por una u otra alternativa en discusi\u00F3n, sin que pueda adoptar valores intermedios. Ser\u00E1 vinculante para todos los que participen en el procedimiento respectivo y no proceder\u00E1 ninguna clase de recursos, jurisdiccionales o administrativos, de naturaleza ordinaria o extraordinaria. \nEl costo de funcionamiento del panel -los gastos en personal y aquellos generales- ser\u00E1 de cargo de las empresas el\u00E9ctricas de generaci\u00F3n, transmisi\u00F3n y concesionarias de servicio p\u00FAblico de distribuci\u00F3n. \nSus integrantes, el secretario abogado y el personal, no tendr\u00E1n car\u00E1cter de personal de la administraci\u00F3n del Estado. No obstante, les ser\u00E1n aplicables las normas sobre responsabilidad administrativa y probidad contenidas en la ley N\u00BA 18.575 y las previstas en el T\u00EDtulo V del C\u00F3digo Penal, sobre delitos de los empleados p\u00FAblicos, consider\u00E1ndoseles, por consiguiente, comprendidos en el art\u00EDculo 260 del referido C\u00F3digo.\n \nEs necesario se\u00F1alar que el panel de expertos no constituye un tribunal, sino una instancia auxiliar de la administraci\u00F3n del sistema el\u00E9ctrico, que intervendr\u00E1 cuando alg\u00FAn interesado decide recabar su informe en una materia prevista en la ley. \nLa ley el\u00E9ctrica regula el precio del servicio mediante una f\u00F3rmula que considera diversas variables del mercado, y se faculta a la autoridad para que, mediante un procedimiento administrativo, lo aplique y fije materialmente el precio. \nEn este contexto, dado que el procedimiento permite la participaci\u00F3n de las empresas concesionarias y que puede haber distintas apreciaciones sobre los antecedentes de la f\u00F3rmula, se hace necesario definir en la ley de qu\u00E9 manera se determina la apreciaci\u00F3n correcta. Ello podr\u00EDa radicarse, sin contrapeso, en la autoridad; pero en el proyecto hemos preferido limitar el ejercicio de esta facultad mediante la consulta al panel, cuya opini\u00F3n o dictamen no puede ser deso\u00EDdo ni por la autoridad ni por las empresas. En este sentido, la opini\u00F3n del panel de expertos constituir\u00E1 un antecedente para el respectivo acto administrativo que determine el precio por la aplicaci\u00F3n de una f\u00F3rmula legal. Es decir, forma parte de un procedimiento administrativo que, conforme al N\u00BA 18) del art\u00EDculo 60 de la Constituci\u00F3n Pol\u00EDtica, es materia de ley simple.\n \n \nOtras modificaciones menores. \nNo se podr\u00E1n transferir las concesiones de servicio p\u00FAblico de distribuci\u00F3n, o parte de ellas, sin la previa autorizaci\u00F3n del Ministerio de Econom\u00EDa, o\u00EDda la Superintendencia de Servicios El\u00E9ctricos y la Comisi\u00F3n Nacional de Energ\u00EDa. La Superintendencia, previa consulta a las empresas, podr\u00E1 determinar una o m\u00E1s fechas en cada a\u00F1o en que las empresas distribuidoras efect\u00FAen licitaciones de bloques de energ\u00EDa. Como se\u00F1al\u00E9, se baja a 500 kilowatts la opci\u00F3n para ser cliente libre.\n \nTodos los propietarios de las instalaciones el\u00E9ctricas que operen interconectadas entre s\u00ED, deber\u00E1n prestar en el respectivo sistema el\u00E9ctrico los servicios complementarios de que dispongan. Las exigencias de seguridad y calidad de servicio para cada sistema ser\u00E1n establecidas en una norma t\u00E9cnica que dicte el Ministerio de Econom\u00EDa, Fomento y Reconstrucci\u00F3n, y el Cdec respectivo deber\u00E1 definir, administrar y operar los servicios complementarios necesarios para garantizar la operaci\u00F3n del sistema. Asimismo, los propietarios de las instalaciones interconectadas entre s\u00ED deber\u00E1n declarar los costos en que incurran por la prestaci\u00F3n de estos servicios complementarios con su debida justificaci\u00F3n, y el Cdec respectivo deber\u00E1 valorizar las prestaciones.\n \nComo manifest\u00E9 inicialmente, se introduce la banda de precios libres para la fijaci\u00F3n del precio de nudo, desde m\u00E1s o menos el 10 por ciento a m\u00E1s o menos el 5 por ciento. \nA mi juicio, las indicaciones presentadas por el Ejecutivo a los art\u00EDculos 107, 111 y 116, que dicen relaci\u00F3n con el c\u00E1lculo del valor agregado de la distribuci\u00F3n y de los servicios complementarios, no estaban contempladas en las ideas matrices del proyecto. Por ello, declar\u00E9 inadmisible una de ellas, sin entrar en el fondo del tema.\n \nEn mi condici\u00F3n de presidente de la Comisi\u00F3n , tambi\u00E9n deber\u00EDa haber declarado inadmisible las otras indicaciones del Ejecutivo , a saber, las referidas a los art\u00EDculos 107 y 111. Si bien no lo hice en su momento, porque fueron indicaciones de \u00FAltimo minuto -y no se entr\u00F3 al fondo de ellas-, su contenido no est\u00E1 contemplado en las ideas matrices del proyecto. Por lo tanto, solicito que su se\u00F1or\u00EDa declare inadmisibles las indicaciones aprobadas por la Comisi\u00F3n y que modifican los art\u00EDculos 107 y 111.\n \nFinalmente, respecto de algunos art\u00EDculos transitorios, antes de que se realice el estudio habr\u00E1 un plazo para fijar las instalaciones del sistema troncal. En el caso de algunas l\u00EDneas de extensi\u00F3n que hoy necesitan prioridad de inversi\u00F3n, se faculta al Ministerio de Econom\u00EDa, con un estudio presentado por la Comisi\u00F3n, para autorizar que se hagan las ampliaciones antes de la realizaci\u00F3n de dicho estudio.\n \nAdem\u00E1s, el proyecto contempla algunas materias de ley org\u00E1nica. \nComo Comisi\u00F3n, pedimos aprobar la idea de legislar del proyecto, por cuanto apunta a solucionar los conflictos b\u00E1sicamente en la transmisi\u00F3n, y, adem\u00E1s, va en la orientaci\u00F3n de lo que el pa\u00EDs necesita en materia el\u00E9ctrica. \nEs todo cuanto puedo informar. \nHe dicho. \n " . . . . .