DECRETA MEDIDAS PREVENTIVAS QUE INDICA, EN EL SISTEMA ELÉCTRICO DE LA ZONA COMPRENDIDA POR LAS SUBESTACIONES CONECTADAS A LA LÍNEA 1X66 KV LOS MAQUIS - HUALAÑÉ, UBICADAS EN LA REGIÓN DEL MAULE, DE ACUERDO CON LO DISPUESTO EN EL ARTÍCULO 163° DE LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
Núm. 1.- Santiago, 9 de enero de 2025.
Vistos:
1. Lo dispuesto en los artículos 32 N° 6 y 35 del decreto supremo N° 100 de 2005, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado de la Constitución Política de la República de Chile.
2. Lo dispuesto en el decreto con fuerza de ley N° 1/19.653 de 2000, del Ministerio Secretaría General de la Presidencia, que fija texto refundido, coordinado y sistematizado de la Ley N° 18.575, Orgánica Constitucional De Bases Generales de la Administración del Estado.
3. Lo dispuesto en el decreto ley N° 2.224 de 1978, del Ministerio de Minería, que crea el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía.
4. Lo dispuesto en el decreto con fuerza de ley N° 4/20.018 de 2006, del Ministerio Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del decreto con fuerza de ley N° 1 de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante "ley" o "LGSE".
5. Lo dispuesto en la ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en adelante "Superintendencia".
6. Lo dispuesto en el decreto supremo N° 327 de 1997, del Ministerio de Minería, que fija el reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, y sus modificaciones posteriores, en adelante el "Reglamento".
7. Lo dispuesto en el decreto supremo N° 88 de 2019, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento para medios de generación de pequeña escala, en adelante "DS N° 88".
8. Lo dispuesto en el decreto supremo N° 125 de 2017, del Ministerio de Energía, que aprueba reglamento de la coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional, en adelante "DS N° 125".
9. Lo dispuesto en el decreto supremo N° 37 de 2019, del Ministerio de Energía, que aprueba el reglamento de los sistemas de transmisión y de la planificación de la transmisión.
10. Lo dispuesto en el decreto supremo N° 113 de 2017, del Ministerio de Energía, que aprueba Reglamento de los Servicios Complementarios a los que se refiere el artículo 72°-7 de la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante "DS N° 113".
11. Lo informado por la Comisión Nacional de Energía en su oficio CNE Of. Ord. N° 17/2025 de fecha 9 de enero de 2025.
12. Lo señalado en la Minuta DAOP N° 03/2024 "Situación operacional de la línea 1x66 kV Los Maquis - Hualañé en escenarios de alta demanda local", de noviembre de 2024, del Coordinador Eléctrico Nacional, en adelante "Coordinador".
13. Lo dispuesto en la resolución exenta N° 2.507 de 26 de octubre de 2007, de la Contraloría General de la República.
14. Lo dispuesto en la resolución N° 7 de 2019, de la Contraloría General de la República.
Considerando:
1. Que, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 163° de la ley, el Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, en adelante la "Comisión", 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, decreto que, entre otras materias, deberá disponer 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.
2. Que, la Comisión, mediante oficio CNE Of. Ord. N° 17/2025 de 9 de enero de 2025, remitió a esta Secretaría de Estado el informe técnico de que trata el artículo 163° de la ley, en adelante "Informe Técnico", instrumento que, al tenor de lo dispuesto en el Reglamento, explicita los fundamentos para la dictación del presente decreto, los motivos para la determinación de su plazo de vigencia, las medidas y procedimientos específicos que deberá contener el decreto, así como las demás materias contempladas en la normativa aplicable.
3. Que, por medio del Informe Técnico se recomienda a esta Secretaría de Estado la dictación, en carácter preventivo, del decreto de que trata el artículo 163° de la ley, atendida la proyección de un déficit de generación en el sistema eléctrico de la zona comprendida por las subestaciones Villa Prat, Parronal, Hualañé, Licantén y Ranguili, conectadas a la Línea 1x66 kV Los Maquis - Hualañé, en adelante el "Sistema", derivado de la falla prolongada de la central de generación Licantén, ubicada en la provincia de Curicó, Región del Maule, la que se encuentra fuera de servicio desde mediados del año 2023, como consecuencia del desborde del río Mataquito, sin fecha probable de retorno, y cuya empresa propietaria (Arauco Bioenergía SpA) comunicó a la Comisión el retiro, desconexión y cese de operaciones de esa central. Esta circunstancia, en un contexto de aumento vegetativo y estacional de los consumos en el período estival del año 2025, configura un escenario de déficit de generación en el sistema eléctrico antes señalado.
4. Que, de conformidad con lo señalado en el literal a) del artículo 225° de la ley, se entenderá por sistema eléctrico un "conjunto de instalaciones de centrales eléctricas generadoras, líneas de transporte, subestaciones eléctricas y líneas de distribución, interconectadas entre sí, que permite generar, transportar y distribuir energía eléctrica.".
5. Que, en concordancia con lo señalado en el Informe Técnico, el Coordinador Eléctrico Nacional mediante la Minuta DAOP N° 03/2024 "Situación operacional de la línea 1x66 kV Los Maquis - Hualañé en escenarios de alta demanda local", documento publicado en su sitio web en noviembre de 2024, estima un aumento hacia el período estival de la demanda máxima de los consumos conectados a la línea de transmisión 1x66 kV Los Maquis - Hualañé, proyectando un déficit de energía aproximado de 9 MWh por día, en la peor situación operacional.
6. Que, en mérito de los fundamentos antes expuestos, la Comisión recomienda a esta Secretaría de Estado dictar el decreto de que trata el artículo 163° de la ley, en carácter preventivo, a fin de establecer medidas que tiendan a aminorar los potenciales efectos del déficit de generación proyectado en los términos antedichos, respecto del Sistema, y que justifican la dictación del mismo.
7. Que, finalmente, cabe señalar que la Contraloría General de la República, mediante resolución exenta N° 2.507 de 2007, autorizó que el o los decretos a los que se refiere el artículo 163° de la ley, dictados por S.E. el Presidente de la República, se cumplan antes de su toma de razón, verificándose en el caso puntual, y por los motivos señalados en los considerandos precedentes, una situación energética que amerita que las medidas contempladas en el presente decreto se cumplan antes de su toma de razón.
Decreto:
Artículo primero.- Dispóngase, a partir de la publicación del presente decreto en el Diario Oficial y hasta el 31 de marzo de 2025, las medidas que se señalan en los artículos siguientes, con el objeto de evitar, manejar, disminuir o superar el déficit de generación que se pueda producir en el sistema eléctrico de la zona comprendida por las subestaciones conectadas a la Línea 1x66 kV Los Maquis - Hualañé, a saber, las subestaciones Villa Prat, Parronal, Hualañé, Licantén y Ranguili, ubicadas en la Región del Maule, preservando con ello la seguridad de suministro de los clientes en este.
Las medidas señaladas se orientarán, principalmente, a reducir los impactos del déficit para los usuarios, incentivar el ingreso de nuevas unidades de generación y la adquisición de energía eléctrica a terceros, así como aminorar los costos económicos que dicho déficit pueda ocasionar en la zona geográfica en que estas medidas tendrán efecto.
Artículo segundo.- Medidas preventivas aplicables, principalmente, al segmento generación:
1.- Facilitar la adquisición de energía eléctrica a terceros
El Coordinador deberá incentivar, coordinar, permitir y facilitar la adquisición de energía a terceros de acuerdo con las siguientes reglas:
i) El costo marginal real será fijado en los términos señalados en el Título IV, del Capítulo IV del DS N° 125.
ii) En aquellos casos en que la generación de las unidades interconectadas al Sistema Eléctrico Nacional definidas en el listado de prioridad de colocación, obtenido a partir de la Programación de la Operación, no fuese suficiente para abastecer la demanda del Sistema, el Coordinador, en el despacho económico, podrá instruir la operación de los equipos de generación de terceros a los que hace referencia el artículo 291-4 del Reglamento, en adelante los "Equipos de Generación".
iii) La energía inyectada por los Equipos de Generación, que fueran instruidos por el Coordinador fuera de orden económico, será valorizada al costo marginal real. En caso de que éstas operen con un costo variable superior al costo marginal real, deberán ser retribuidas económicamente en sus costos variables no cubiertos por las empresas generadoras que realicen retiros para dar suministro a clientes finales del Sistema, sean éstos libres o regulados, a prorrata de sus retiros físicos de energía en la barra respectiva.
iv) Los terceros que provean energía a través de Equipos de Generación deberán enviar al Coordinador toda la información relativa a los costos variables de los Equipos de Generación, cumpliendo con los formatos y plazos establecidos por éste.
v) Las empresas propietarias de las instalaciones de distribución deberán facilitar la interconexión al Sistema de los Equipos de Generación, resguardando los estándares de seguridad y calidad de servicio de los clientes, considerando lo indicado en el presente artículo.
vi) A efectos de la operación en tiempo real, la empresa distribuidora deberá coordinar con el o los terceros que provean energía a través de Equipos de Generación, el equipamiento mínimo necesario para su adecuada operación. Por su parte, el Coordinador deberá impartir las instrucciones que fueren necesarias para la adecuada operación de los Equipos de Generación a través de la empresa distribuidora, la que deberá implementar aquellas medidas y todas las que sean necesarias para su adecuada operación.
vii) Para la determinación de las transferencias económicas asociadas a la operación de los Equipos de Generación, el Coordinador en conjunto con la empresa distribuidora, deberá establecer el equipamiento mínimo de medición que permita registrar adecuadamente las inyecciones realizadas por dichos equipos. La energía proveniente de los Equipos de Generación será valorizada en la subestación primaria de distribución más cercana a su punto de conexión, considerando las pérdidas medias desde el punto de conexión.
viii) Las exigencias establecidas en la normativa sectorial vigente, asociadas a medios de generación, no le serán aplicables a los Equipos de Generación, sin perjuicio de la obligación de éstos de cumplir con aquellas disposiciones destinadas a resguardar la seguridad de las personas, animales y cosas. Con todo, en aquellos casos que por razones de seguridad se requiera cumplir medidas adicionales, estas podrán ser exigidas por la Superintendencia.
2.- Aceleración de la conexión de proyectos de generación en etapa de desarrollo avanzada
i) El Coordinador deberá agilizar los tiempos de revisión de los antecedentes remitidos por los promotores de los proyectos de generación, de manera tal que disminuyan los tiempos y número de iteraciones asociadas a las observaciones que pueda tener el Coordinador o las empresas involucradas.
ii) Respecto de las observaciones, que emita o pueda emitir durante el proceso de conexión de proyectos de generación, el Coordinador deberá distinguir entre aquellas observaciones que no guarden relación con las exigencias de seguridad del sistema y postergar estas últimas para una etapa posterior a la energización del proyecto, de manera de acelerar la interconexión y puesta en servicio de este.
iii) En consideración al literal anterior, el Coordinador deberá disponer para el despacho y operación diaria de manera temprana los proyectos de generación que no tengan observaciones por subsanar relacionadas a las exigencias de seguridad del sistema. Se entenderá que estos proyectos aún no se encuentran con su entrada en operación autorizada por el Coordinador, dado que poseen hitos pendientes frente a dicho organismo. Una vez que se acredite el cumplimiento de los hitos pendientes ante el Coordinador, este podrá autorizar la entrada en operación del proyecto y así dar conformidad a los requerimientos establecidos en el Anexo Técnico "Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se Interconectan al SI" de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.
iv) Todo propietario u operador de unidades de generación, que desee conectarlas al Sistema, quedará eximido de cumplir con el plazo de aviso de interconexión a que se refiere el artículo 25 del DS N° 125. Sin perjuicio de lo anterior, deberán cumplir con las etapas y procedimientos contemplados en el artículo 72°-17 de la ley.
v) El Coordinador podrá habilitar entradas en operación parciales de un proyecto de generación, sin perjuicio de que este no haya sido presentado de esa manera en las etapas anteriores al proceso de conexión.
3.- Registro de capacidad de generación adicional
Las empresas generadoras y distribuidoras del Sistema deberán mantener, permanentemente, un registro actualizado de la capacidad de generación adicional que sus respectivos clientes estén en condiciones de aportar al Sistema. Durante la vigencia del decreto, dicho registro deberá ser actualizado antes del tercer día hábil de cada mes por el Coordinador, el que, antes del quinto día hábil del mismo mes, deberá remitir esta información a la Comisión y a la Superintendencia.
El registro señalado deberá ser informado mensualmente por las empresas distribuidoras y generadoras conforme al formato que el Coordinador determine, el que deberá contener, a lo menos, antecedentes respecto a la identificación del cliente, capacidad de generación disponible, costos de operación, tipo de combustible y punto de conexión al Sistema.
Artículo tercero.- Medida preventiva aplicable, principalmente, al segmento de distribución. Atenuación de normas de calidad de servicio (tensión).
Las empresas distribuidoras deberán operar en los niveles más bajos posibles de voltaje dentro de los estándares de calidad de producto para los sistemas de distribución, de acuerdo con la normativa vigente, siempre y cuando esta acción no ponga en riesgo la continuidad de suministro y no se afecte la seguridad de las instalaciones, las personas y las cosas. Asimismo, en los casos que corresponda, deberán coordinarse con las empresas de transmisión y el Coordinador.
De manera previa a la ejecución de esta medida, las empresas distribuidoras deberán presentar ante la Superintendencia, en la forma, plazo y medios que ésta determine, un análisis para determinar el porcentaje máximo de reducción respecto de la tensión nominal de sus redes de distribución que no afecte la calidad de servicio de sus clientes ni la operación de los medios de generación a que hace referencia el artículo 149° bis de la ley que se encuentren conectados a sus redes.
A efectos de lo anterior, las empresas distribuidoras deberán presentar ante la Superintendencia, una estimación de ahorros de consumos y un plan de implementación de la medida que se establece en el presente artículo, en el plazo, formato, medio y otras consideraciones que determine la Superintendencia.
Sin perjuicio de lo señalado anteriormente, la Superintendencia podrá establecer exigencias inferiores a las indicadas en los estándares de calidad, en casos fundados.
Artículo cuarto.- Medida preventiva aplicable, principalmente, al segmento de transmisión. Tratamiento especial de instalaciones de transmisión.
El Coordinador deberá enviar a la Comisión y a la Superintendencia, dentro un plazo de 5 días siguientes a la publicación del presente decreto en el Diario Oficial, un informe fundado en el que identifique las instalaciones de transmisión que ameriten un tratamiento especial en razón a la situación de estrechez que motiva la emisión del presente decreto.
El informe señalado deberá contener, al menos, lo siguiente:
i) Identificación de las instalaciones de transmisión del Sistema respecto de las cuales sea de interés proponer un tratamiento especial para su operación, en base a la identificación de congestiones en la operación real a la fecha o a proyecciones de que disponga el Coordinador respecto de posibles congestiones futuras.
ii) Mención de aquellas instalaciones de transmisión del Sistema, en donde sea técnicamente factible generar aumentos de los niveles de transferencias máximas admisibles. Con posterioridad, la Comisión indicará al Coordinador y a la Superintendencia aquellas instalaciones en que este podrá aplicar un tratamiento especial para la operación, estableciendo las condiciones para utilizar esta aplicación.
Artículo quinto.- Medida preventiva aplicable, principalmente, a la demanda.
Las empresas y distribuidoras del Sistema quedan autorizadas para adoptar las siguientes medidas:
i) Promover disminuciones del consumo de electricidad.
ii) Pactar con sus clientes reducciones de consumo.
iii) Suspender el suministro, en los casos señalados en el presente decreto, y de acuerdo con el procedimiento establecido en el artículo octavo siguiente, mediante la aplicación de programas de corte.
Artículo sexto.- Regularización de las excepciones.
Una vez terminada la vigencia de las medidas establecidas en el presente decreto supremo, las empresas deberán regularizar cualquier medida excepcional que se hubiese autorizado en virtud de las reglas establecidas en el presente decreto, de acuerdo a lo que establezca el organismo correspondiente.
Artículo séptimo.- Condición de racionamiento.
Durante la vigencia del presente decreto se entenderá que el Sistema se encuentra en condición de racionamiento en un día calendario, si en cualquier barra los aportes de potencia no son suficientes para abastecer la demanda en condiciones normales de calidad de servicio, y conforme a las disposiciones establecidas en el presente decreto supremo. En dicho caso, el costo marginal real determinado por el Coordinador corresponderá al costo de falla, según su profundidad.
Para estos efectos, se entenderá que los aportes de potencia no son suficientes para abastecer la demanda en condiciones normales de calidad de servicio cuando, a consecuencia de la situación de insuficiencia de oferta prevaleciente en el Sistema, y dentro del período señalado, se hayan efectuado cortes de suministro a los clientes finales sometidos a regulación de precios, o cuando los clientes no sometidos a regulación de precios del sistema hayan sufrido reducciones involuntarias de suministro.
Corresponderá al Coordinador elaborar un procedimiento que permita determinar las horas en que el costo marginal del sistema se sitúa en el valor del costo de falla conforme a lo señalado, así como la profundidad de esta.
El procedimiento señalado deberá considerar un costo marginal inferior al costo de falla en las siguientes situaciones:
i) Horas de baja demanda del Sistema, en que el suministro pudo ser completamente entregado sólo con generación térmica e hidroeléctrica no embalsable.
ii) Situaciones de congestión de tramos del sistema de transmisión que impliquen la existencia de zonas aisladas, sin restricción de consumo, con costo marginal desacoplado del resto del sistema, el que deberá ser inferior al costo de falla en el sistema aislado.
iii) Horas en que el suministro pudo ser completamente entregado con la oferta de generación disponible en el Sistema.
Para estos efectos, el Coordinador podrá requerir a las empresas eléctricas y a los clientes no sometidos a regulación de precios toda la información que estime necesaria para desarrollar el procedimiento señalado.
En particular, la información para la identificación de las horas de corte deberá ser aportada al Coordinador por las empresas distribuidoras que hayan debido aplicar los cortes de suministro señalados.
Artículo octavo.- Procedimiento para la determinación del déficit y pago de compensaciones.
1.- Determinación de la energía efectivamente disponible y de la situación de déficit
A partir de los resultados de la etapa de valorización de las energías gestionables del proceso de programación de la operación, el Coordinador deberá realizar diariamente los ajustes necesarios a la programación de los tres días siguientes de modo de incorporar la información más actualizada de que disponga. Para estos efectos, el Coordinador deberá incorporar, al menos, los mantenimientos impostergables de unidades, cambios en la demanda, cambios en los afluentes a centrales hidráulicas, y el estado de las reservas según corresponda, determinando así el programa diario definido en la etapa de colocación de los recursos energéticos de la programación de la operación, en adelante e indistintamente el "programa diario", para las centrales y la energía efectivamente disponible en el Sistema.
Se entenderá por energía efectivamente disponible a la informada en el programa diario como capacidad de generación en el sistema eléctrico, deducidas las pérdidas de transmisión del sistema, los consumos propios y, según corresponda, los ahorros necesarios para la formación y mantención de las reservas. El programa diario referido, deberá ser informado diariamente en el sitio web del Coordinador a más tardar a las 18:00 horas de cada día hábil, y mediante correo electrónico dirigido a la dirección que le señale la Comisión y la Superintendencia y deberá contener al menos los supuestos de elaboración, cambios considerados respecto a la etapa de valorización de las energías gestionables del proceso de programación de la operación, tales como reducciones voluntarias de consumo o aportes adicionales de oferta, la generación de todas las centrales, los costos marginales horarios, y las políticas de operación resultantes.
El Sistema se encontrará en situación de déficit previsto cuando la energía efectivamente disponible resultare insuficiente para cubrir la totalidad de la demanda de energía del sistema, según la proyección de oferta y demanda estimada para los próximos tres días. En este caso, corresponderá al Coordinador calificar la situación anterior, debiendo comunicarla al Ministerio de Energía, en adelante e indistintamente, el "Ministerio", la Comisión y la Superintendencia. Asimismo, corresponderá al Coordinador elaborar programas diarios de racionamiento.
Los programas diarios de racionamiento podrán activarse sólo en situaciones calificadas por el Coordinador para minimizar el impacto que podría tener para el país la situación de déficit señalada, entendiéndose que el sistema se encontraría en una condición de fragilidad extrema.
2.- Distribución de déficit proyectado entre las empresas generadoras
En el evento que el Coordinador proyecte que el sistema se encontrará en situación de déficit, este deberá distribuirse proporcionalmente y sin discriminación de ninguna especie entre todas las empresas generadoras, tomando como base la globalidad de los compromisos de las mismas. Para tal efecto, la energía efectivamente disponible en el Sistema deberá distribuirse de modo proporcional en los términos que se establece en el artículo 291-18 del Reglamento.
Los clientes de las empresas generadoras, a quienes les sean asignadas, en virtud de las disposiciones precedentes, las correspondientes cuotas diarias de racionamiento, no podrán consumir energía en exceso por sobre dichas cuotas para el período respectivo, salvo que las empresas generadoras acuerden reducciones voluntarias adicionales con clientes no sometidos a regulación de precios, que permitan a los clientes finales sometidos a regulación de precios y a los clientes distribuidores consumir por sobre la cuota que les corresponde, sin afectar el monto de energía diaria disponible asignado a la empresa generadora que los abastece.
3.- Aplicación de programas de corte a clientes finales
Para cumplir con la asignación de energía diaria disponible, así como con las cuotas diarias de racionamiento que les sean impuestas en virtud de los programas diarios de racionamiento determinados, las empresas generadoras y distribuidoras podrán suspender el suministro mediante la aplicación de programas de corte de energía.
Los programas de corte deberán ser comunicados al Ministerio, a la Comisión y a la Superintendencia con una anticipación mínima de 36 horas a su aplicación. Una vez comunicados, serán informados, oportunamente, a la población por las empresas, en la forma que el Ministerio determine.
Corresponderá a la Superintendencia la fiscalización del cumplimiento de estas disposiciones. Sin perjuicio de lo anterior, las empresas de distribución deberán tener a disposición de los clientes en su zona de concesión la información de los programas de corte a través de líneas telefónicas especiales de atención a clientes, sin costo para ellos, a través de su sitio web en un lugar de fácil acceso, y a través de otros medios de difusión que establezca el Ministerio.
Una vez transcurrida la operación y diariamente, las empresas generadoras y distribuidoras informarán al Coordinador, a la Comisión y a la Superintendencia, las medidas adoptadas para cumplir con las cuotas diarias de racionamiento y cómo estas permitieron cumplir con las señaladas cuotas, adjuntando los antecedentes correspondientes.
El Coordinador y las empresas generadoras y distribuidoras no podrán discriminar arbitrariamente entre clientes en la aplicación de las medidas que adopten respecto a las suspensiones de suministro. Los programas de cortes deberán asegurar duraciones similares de corte entre los clientes, con la sola excepción de las medidas de resguardo para los servicios de utilidad pública, o aquellos de empresas cuya paralización, por su naturaleza, cause grave daño a la salud, al abastecimiento de la población, a la economía del país o a la seguridad nacional, los que serán expresamente declarados como tales por el Ministerio, mediante resolución, en consulta con el Ministerio del Interior y Seguridad Pública. El Ministerio deberá publicar en su sitio web los criterios establecidos para clasificar como esenciales estos servicios. En todo caso, las empresas de distribución deberán establecer procedimientos especiales y rápidos de comunicación con estos organismos para informar de interrupciones de servicio no evitables. Las empresas eléctricas no podrán imponer condiciones ni discriminaciones especiales entre los clientes, respecto de las medidas de restricción anteriormente indicadas, salvo para aquellos servicios o empresas que indique el Ministerio, conforme lo señalado precedentemente. En particular, las empresas distribuidoras deberán asegurar la distribución de su cuota de racionamiento en proporciones similares a sus clientes sometidos y no sometidos a regulación de precios.
4.- Determinación del consumo base total en horas de corte de los clientes sometidos a regulación de precios de una distribuidora
En la eventualidad de que se hubieren producido cortes de suministro originados en la situación de insuficiencia de oferta a nivel de generación que motiva la dictación del presente decreto, se establecerán períodos consecutivos de treinta días, en los cuales se deberá efectuar el registro de las variables que determinan el monto del déficit a compensar. A cada uno de estos períodos se denominará período de registro.
En cada uno de estos períodos corresponderá a las empresas distribuidoras llevar un registro de las horas en que ha debido aplicar cortes de suministro en razón de la situación de déficit de oferta que sufre el Sistema, así como la identificación de sus clientes sometidos a regulación de precios afectados por los cortes referidos.
Corresponderá a las empresas señaladas cuantificar, para dichas horas, el consumo base total de sus clientes sometidos a regulación de precios afectados por cortes de suministro. Se entenderá como consumo base total de los clientes sometidos a regulación de precios de una distribuidora en horas de corte, a la energía total distribuida para el consumo de dichos clientes en igual conjunto de horas en el último año sin racionamiento. La determinación del consumo base total en horas de corte de los clientes sometidos a regulación de precios de una distribuidora, deberá considerar las horas en que se han producido los cortes de suministro, las energías facturadas por la distribuidora en el último año sin racionamiento, y las estacionalidades anual, semanal y diaria del consumo total y por alimentador de distribución, asociables a los clientes afectados.
El procedimiento para la determinación del consumo base total en horas de corte de los clientes sometidos a regulación de precios de una distribuidora será el siguiente:
i) Para cada período de registro, y considerando sólo las horas en que se hayan efectuado cortes, se calculará la energía total suministrada para el mismo período durante el último año sin racionamiento, para el total de clientes sometidos a regulación de precios, asociados a cada alimentador de distribución, considerando la curva de carga registrada en el alimentador para dicho período y la proporción de energía correspondiente a consumos regulados abastecidos por este.
ii) Se calculará un factor de pérdidas asociado a cada alimentador, determinado por el cociente entre la energía facturada durante el año calendario anterior a la publicación del decreto, asociada a dicho alimentador, y la energía inyectada al alimentador durante el período señalado.
iii) Para cada período de registro, el consumo base total en horas de corte de los clientes sometidos a regulación de precios de una distribuidora, se calculará como la suma, para todos los alimentadores de dicha empresa en el Sistema, de las energías totales suministradas, calculadas de acuerdo al literal a) anterior, ponderadas por el factor de pérdidas asociado a cada alimentador.
5.- Condiciones que deberán aplicar las empresas generadoras para el cálculo o registro del déficit efectivo y de pago a sus clientes
La distribuidora, al final de cada período de registro, comunicará a las empresas generadoras el consumo base total en horas de corte de cada día en los cuales se haya verificado cortes de suministro, las tasas de crecimiento correspondientes, el correspondiente consumo normal en horas de corte, las demandas diarias previstas, y el déficit diario a compensar por cada empresa generadora con quien mantiene compromiso de suministro. Asimismo, informará al conjunto de las empresas generadoras con quien tenga compromiso de suministro, el déficit total a compensar en el período señalado, el que se establecerá igual al consumo normal de la distribuidora en horas de corte.
Para cada período de registro, se entenderá como consumo normal de un cliente distribuidor en horas de corte, aquel que resulte de considerar el consumo de energía facturado por la totalidad de los generadores en igual período del último año sin racionamiento, incrementado en forma compuesta en un 4,1%, conforme a los antecedentes contenidos en la fijación de precios de nudo vigente.
Para efectos de lo señalado en el inciso anterior, el consumo de energía facturado por la totalidad de los generadores en igual período del último año sin racionamiento se establecerá igual al consumo base total determinado por la distribuidora dentro del período de registro correspondiente. El monto a compensar por cada generador a la empresa distribuidora será el que resulte de prorratear el déficit total a compensar en función de la demanda diaria prevista a que se refiere el artículo 291-18 del Reglamento, ajustado proporcionalmente, de modo de considerar sólo la porción del suministro sujeta a regulación de precios que el generador mantiene con la empresa distribuidora.
Las empresas generadoras que operan en el Sistema deberán pagar a sus clientes distribuidores, en la proporción en que estos últimos efectúen a su vez suministros sometidos a fijación de precios, y a sus clientes finales sometidos a regulación de precios, cada kilowatt-hora de déficit que efectivamente los haya afectado, a razón de 332,398 pesos por kilowatt-hora de déficit. El déficit será determinado sobre la base de sus consumos normales. Para estos efectos, la empresa generadora que reciba la información de déficit señalada precedentemente, aplicará en la siguiente factura un descuento igual al valor de este déficit, valorizado al precio indicado.
Se entenderá que un cliente sometido a regulación de precios de una empresa distribuidora, o un cliente final sometido a regulación de precios de una empresa generadora ha sido afectado, cuando producto de la imposición de las cuotas de racionamiento, los primeros hayan sufrido cortes programados de suministro o los segundos hayan sufrido reducciones involuntarias de suministro. Asimismo, se entenderá que los clientes han sido afectados cuando se hubieren producido cortes de suministro que, originados en la situación de insuficiencia de oferta a nivel de generación que motiva la dictación del presente decreto, no hubieren sido programados.
Las empresas generadoras, dentro de los 10 días siguientes de recibida la información de déficit señalada, deberán remitir a la Superintendencia la información de los descuentos que aplicarán en la siguiente facturación a sus clientes distribuidores y a sus clientes finales sometidos a regulación de precios adjuntando, en este último caso, la identificación de los clientes, los valores determinados para el consumo normal de cada uno de ellos, los déficit sujetos a compensación respectivos y todos los cálculos que fundamentan estas cifras.
6.- Montos y procedimientos que aplicarán las empresas distribuidoras para traspasar íntegramente los montos recibidos a sus clientes finales sometidos a regulación de precios
Todo cliente sometido a regulación de precios tiene derecho a recibir las compensaciones a que se refiere el presente decreto.
Para estos efectos, la empresa distribuidora descontará en la siguiente boleta o factura de cada uno de sus clientes sometidos a regulación de precios que hayan sido afectados por cortes de suministro, un valor en pesos igual al descuento aplicado por las empresas suministradoras en las facturas correspondientes, a prorrata del consumo promedio en kilowatt-hora por mes por cliente que estos clientes hayan exhibido en el período de seis meses inmediatamente anterior al mes de entrada en vigencia del presente decreto, descontando de estos promedios aquellos meses en que el cliente no haya estado conectado así como aquellos en que hayan existido racionamientos en el sistema. Para clientes que se hayan conectado durante algún período de restricción o durante el mes anterior al primero de ellos, se considerará en la prorrata el consumo efectivo durante su primer mes de facturación. En caso de que se produzca un remanente del descuento a favor del cliente, este se aplicará en la boleta o factura inmediatamente siguiente.
Las empresas distribuidoras deberán, mensualmente, remitir a la Superintendencia copia de la información referida anteriormente, con justificación de todos los cálculos efectuados y desglosando los cálculos por opción tarifaria.
Artículo noveno.- Consideraciones sobre calidad y continuidad de suministro.
Para efectos de lo dispuesto en el artículo 140° de la ley, se entenderá que las disposiciones sobre calidad y continuidad de suministro se aplicarán en caso de que se produjeren cortes derivados de causas distintas a la aplicación de las cuotas de racionamiento, o cualquier otra alteración de la calidad y continuidad de suministro no derivadas de las medidas o normas dispuestas en el presente decreto para evitar, manejar, disminuir o superar el déficit.
Los tiempos de interrupción del servicio producidos por la aplicación de programas de cortes conforme a las disposiciones del presente decreto, no serán computados a efectos del cumplimiento de los estándares de calidad de suministro, de acuerdo con la normativa vigente.
Artículo décimo.- Cómputo de plazos.
En caso de que alguno de los plazos de días establecidos en el presente decreto venza en un sábado, domingo o festivo, se prorrogará al día hábil siguiente.
En todo caso, los plazos establecidos en horas se deberán cumplir aun cuando su vencimiento se verifique en un día inhábil, prorrogándose para el día siguiente hábil sólo la comunicación de haberse cumplido el plazo pertinente.
Anótese, publíquese y tómese razón.- GABRIEL BORIC FONT, Presidente de la República.- Diego Pardow Lorenzo, Ministro de Energía.
Lo que transcribo a Ud. para su conocimiento.- Saluda Atte. a Ud., María Fernanda Riveros Inostroza, Jefa División Jurídica, Subsecretaría de Energía.