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Timestamp: 2018-12-11 10:09:14+00:00

Document:
Resolución número 370/2009 por el que se aprueba el Reglamento de Subisdio con el objeto de viabilizar proyectos de líneas de transmisión eléctrica de energias renovables en Chile.
Normativa de carácter general: CHILE Energias Renovables. Transmisión de la eléctricidad de ERNC
RESOLUCIÓN 370/2009 POR LA QUE SE EJECUTA ACUERDO DE CONSEJO Nº 2.541, MODIFICADO POR ACUERDO DE CONSEJO Nº 2.577, AMBOS DE 2009, Y APRUEBA REGLAMENTO DEL SUBSIDIO CON EL OBJETO DE VIABILIZAR PROYECTOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Y FACILITAR EL ACCESO A LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DESDE PROYECTOS DE GENERACIÓN A PARTIR DE FUENTES DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES
Santiago, 24 de noviembre de 2009.- Hoy se resolvió lo que sigue.
Núm. 370.- Visto:
1. El Acuerdo de Consejo Nº 2.541, de 5 de marzo de 2009, que creó un subsidio para líneas de transmisión eléctrica cuyo objetivo es viabilizar proyectos de líneas de transmisión y facilitar el acceso a los sistemas de transmisión troncal desde proyectos de generación eléctrica a partir de fuentes de energías renovables no convencionales (en adelante, e indistintamente, "ERNC").
2. El Acuerdo de Consejo Nº 2.577, de 2 de octubre de 2009, que modificó el Acuerdo de Consejo referido en el visto precedente, estableciendo, entre otras cosas, que las solicitudes de subsidio que se presenten serán sometidas a consideración del Comité de Asignación de Fondos a Energías Renovables no Convencionales.
3. Que el Comité de Asignación de Fondos a Energías Renovables no Convencionales fue creado por el Consejo de CORFO en uso de las atribuciones que le confiere el Artículo 7º del Decreto con Fuerza de Ley Nº 211, de 1960, del Ministerio de Hacienda, mediante Acuerdo Nº2.576, de 2009, puesto en ejecución por resolución (A) Nº 341, de 2009.
4. Lo dispuesto en el Art. 3º de la ley N° 19.880, en orden a que las decisiones de los órganos administrativos colegiados deben llevarse a efecto mediante la dictación de una resolución de la autoridad ejecutiva competente.
5. Las facultades que me confiere el Acuerdo de Consejo Nº 2.541, modificado por el Acuerdo de Consejo Nº 2.577, ambos de 2009, la ley Nº 6.640, el Decreto con Fuerza de Ley Nº 211 de 1960, y el Reglamento General de la Corporación, aprobado por decreto supremo Nº 360, de 1945, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, así como lo previsto en la resolución N° 1.600, de 2008, de la Contraloría General de la República, que fija normas sobre exención del trámite de toma de razón.
1º Ejecútase el Acuerdo de Consejo Nº 2.541, modificado por el Acuerdo de Consejo Nº2.577, ambos de 2009, que crea un subsidio para líneas de transmisión eléctrica.
2º Apruébase el siguiente reglamento del subsidio para viabilizar proyectos de líneas de transmisión eléctrica y facilitar el acceso a los sistemas de transmisión troncal desde proyectos de generación a partir de fuentes de energías renovables no convencionales:
REGLAMENTO DEL SUBSIDIO CON EL OBJETO DE VIABILIZAR PROYECTOS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA Y FACILITAR EL ACCESO A LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN TRONCAL DESDE PROYECTOS DE GENERACIÓN A PARTIR DE FUENTES DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES
Créase el subsidio para viabilizar proyectos de líneas de transmisión eléctrica y facilitar el acceso a los sistemas de transmisión troncal desde proyectos de generación eléctrica a partir de fuentes de energías renovables no convencionales (en adelante, e indistintamente, "ERNC"), a través de la compensación económica de los ingresos anuales no percibidos mediante el cobro por transporte de potencia, como consecuencia de una demanda efectiva de transporte de potencia menor a la proyectada para la línea de transmisión.
I.2. ÁMBITO TERRITORIAL Y VIGENCIA DEL SUBSIDIO.
El subsidio establecido en el presente Reglamento se aplicará a los proyectos dentro del territorio nacional, para interconectarse con el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC).
El subsidio tendrá una vigencia de 20 años para recibir postulaciones, a contar de la total tramitación de la resolución que apruebe el presente Reglamento.
II. GLOSARIO DE TÉRMINOS TÉCNICOS.
El presente glosario de términos tiene por objeto facilitar la interpretación del presente Reglamento:
a) CDEC: corresponde al Centro de Despacho Económico de Carga, definido por la LGSE en su artículo 225 letra b).
b) Demanda Cierta en el Período i: se refiere tanto al aporte de potencia de los proyectos de generación eléctrica que se conectarán al proyecto de línea de transmisión como a los retiros de potencia proyectados desde la línea en cuestión, cuando tengan un estado de avance tal que al momento de ser considerados para la evaluación y aprobación del subsidio, se puede asegurar su operación en el período i. Su cuantificación es en unidades de potencia.
c) Demanda Incierta en el Período i: se refiere al aporte de potencia de los proyectos de generación eléctrica que no se encuentran en un estado maduro que permita garantizar su operación, y por tanto, su conexión a la línea de transmisión en el periodo i. Su cuantificación es en unidades de potencia.
d) Demanda proyectada por transmisión de potencia para el período i: suma de la demanda cierta y la demanda incierta en el período i, definida en la postulación al subsidio. Su cuantificación es en unidades de potencia.
e) Demanda Total proyectada: es la demanda total por servicio de transmisión de potencia por el proyecto de línea, y corresponde a una estimación ex ante de largo plazo para los primeros 10 años de operación de la línea. Su cuantificación es en unidades de potencia.
f) Demanda real por transmisión de potencia para el período i: Demanda real por servicio de transmisión de potencia en la línea de transmisión durante el período i.
g) LGSE: Corresponde a la Ley General de Servicios Eléctricos, cuyo texto refundido, coordinado y sistematizado fue fijado por el Decreto con Fuerza de Ley Nº 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.
h) ERNC: Energías Renovables No Convencionales.
i) Etapas de Proyecto Avanzadas: los proyectos de generación que cuenten al menos con la propiedad o la autorización formal del dueño del recurso energético, la prospección del recurso energético, la ingeniería conceptual y la prefactibilidad técnica y económica del proyecto.
j) Generador: Se refiere a cada uno de los operadores de los respectivos proyectos de generación.
k) Ingresos por Potencia Proyectada en el Período i: se refiere a los ingresos que el transmisor proyecta para cada período i, por concepto de transmisión/transporte de potencia.
l) Ingresos por Potencia Reales en el Período i: se refiere a los ingresos por transmisión de potencia efectivamente percibidos por el proyecto en el período i que corresponda, los que podrán ser auditados o contrastados con la información existente en cada CDEC.
m) Período i: se refiere a cada uno de los años de operación del proyecto de transmisión en que eventualmente deba pagarse el subsidio, esto es, desde el año sexto de operación de la línea de transmisión hasta el décimo, ambos inclusive.
n) "Proyectos ERNC" o "Proyectos de ERNC": Proyectos de generación basados en fuentes de Energías Renovables No Convencionales, según lo definido en la LGSE, de acuerdo a las modificaciones introducidas por la Ley Nº 20.257.
o) Retiros: Corresponde a la demanda de potencia desde la línea de transmisión, por parte del cliente final.
p) Tarifa por energía: se refiere a la componente del peaje cobrado a los generadores y retiros, que remunera la operación, mantención y uso de la línea de transmisión.
q) Tarifa por potencia: se refiere a la componente del peaje cobrado a los generadores y retiros, que remunera la utilización de capacidad de la línea de transmisión.
r) Transmisor: Se refiere a cada uno de los operadores de los respectivos proyectos de transmisión.
s) SIC: corresponde al Sistema Interconectado Central coordinado por el CDEC-SIC, de conformidad a lo dispuesto en la LGSE y en su reglamento, contenido en el Decreto Supremo N°327 de 1998 del Ministerio de Minería.
t) SING: corresponde a Sistema Interconectado del Norte Grande coordinado por el CDEC-SIGN, de conformidad a lo dispuesto en la LGSE y su reglamento, contenido en el Decreto Supremo N°327 de 1998 del Ministerio de Minería.
u) Sistemas Adicionales de Transmisión: corresponde a los sistemas de transmisión según se indica en el artículo 76º de la LGSE.
v) Sistemas de Transmisión Troncal: Corresponde a los señalados como tales en el Título III de la LGSE, que forman parte del sistema de transmisión o transporte de electricidad.
III. BENEFICIARIOS Y PROYECTOS ELEGIBLES
Los beneficiarios o postulantes deberán ser empresas con giro de transmisión y/o distribución de energía eléctrica, constituidas de conformidad con las disposiciones de la LGSE y su reglamento. Dichas empresas deben tener, dentro de sus planes, el desarrollo de proyectos de transmisión para dar servicio de interconexión con el SIC o el SING a un grupo de tres o más proyectos ERNC.
III.2 ELEGIBILIDAD.
Se determinan las siguientes condiciones de elegibilidad, las cuales serán verificadas al momento de solicitar el subsidio regulado en el presente instrumento:
1. Los proyectos de transmisión que postulen al subsidio, deberán estar diseñados para prestar servicio de transmisión a proyectos de ERNC que inyecten su respectiva producción de energía y potencia a los sistemas de transmisión troncal constituidos por el SIC o el SING.
2. Que para toda la vida útil del proyecto de línea de transmisión, se estime una demanda cierta de al menos un 30% de la capacidad total por potencia (MW) de la línea que se proyecta construir. Lo anterior deberá ser acreditado mediante contratos para servicios de transporte de energía entre generadores con proyectos ERNC y la empresa de transmisión que solicita el subsidio establecido en este instrumento. Dichos contratos deberán tener al menos una vigencia de 10 años. Dicha demanda cierta deberá corresponder al menos a dos proyectos de ERNC cuyas empresas titulares no sean relacionadas entre sí, en los términos del artículo 100 de la Ley Nº 18.045, sobre mercado de valores.
3. La suma de la demanda cierta y de la demanda incierta, en el período i, deberá estar asociada a un mínimo de tres proyectos de generación con ERNC, no pudiendo importar, ninguno de éstos, más de un 70% de la capacidad de la línea, según se informe al momento de solicitar el subsidio.
4. Los proyectos de trasporte de energía que postulen al subsidio establecido en este instrumento, deberán ser específicamente sistemas de transmisión adicionales. El subsidio no se aplicará a líneas que constituyan sistemas de transmisión troncal, o sistemas de subtransmisión.
Al momento de postular a este subsidio la empresa deberá presentar la solicitud a través del formulario de postulación diseñado por CORFO para estos efectos, firmado por el representante legal, y adjuntar los siguientes antecedentes, en los términos establecidos en dicho formulario:
A) Antecedentes Legales y Financieros
Tratándose de sociedades o empresas individuales de responsabilidad limitada, se deberá acompañar fotocopia de las escrituras en las que conste su constitución y modificaciones, en su caso, y aquellas en que conste la personería del representante legal del postulante. Igualmente deberá acompañarse fotocopia de la inscripción de la sociedad en el Registro de Comercio, con certificación de vigencia emitida con fecha no anterior a tres meses contados desde la fecha de postulación.
2. Antecedentes financieros.
Se deberán acompañar los siguientes antecedentes:
a) Los dos últimos balances y estados de resultado, en el evento que corresponda en atención a la antigüedad de la empresa.
b) Certificado de la Tesorería General de la República acreditando que la empresa no tiene deuda fiscal morosa, emitida con una fecha no anterior a tres meses desde la fecha de postulación.
c) Declaración jurada del representante legal de la empresa que acredite que la solicitante no tiene deudas laborales ni sociales con sus trabajadores.
B) Acreditación de experiencia en la construcción y operación de líneas de transmisión.
El postulante debe acreditar su experiencia en la construcción y operación de líneas de transmisión.
En el caso que el postulante no cuente con experiencia en el desarrollo y operación de proyectos de transmisión, deberá presentar un convenio o contrato con un tercero que posea esa experiencia para un adecuado diseño, construcción y operación de la línea proyectada en el proyecto. Para estos efectos, deberán acompañarse a la postulación, los antecedentes que acrediten la experiencia del tercero.
C) Estudio de ingeniería del proyecto de transmisión.
El solicitante deberá presentar los respectivos estudios de ingeniería básica del proyecto de transmisión que se esté postulando al subsidio, los que podrán ser revisados y/o auditados por CORFO o un tercero encomendado al efecto por el Gerente de Inversión y Desarrollo de CORFO.
D) Acreditación de la demanda cierta con la que cuenta el proyecto, e identificación de la demanda incierta o potencial del proyecto.
El solicitante deberá presentar detalladamente la demanda cierta con la que cuente el proyecto, lo cual deberá acreditarse con contratos entre los titulares de proyectos ERNC y el transmisor que postula al subsidio y con los antecedentes que justifiquen la estimación de la parte de la demanda cierta que corresponda a retiros desde la línea de transmisión. CORFO tendrá la facultad de exigir la presentación de los antecedentes técnicos, administrativos y de tramitación de permisos que demuestren el avance de los proyectos ERNC que se han considerado para el cálculo de la demanda cierta presentada.
Respecto de la demanda incierta, el transmisor deberá tener caracterizadas sus potenciales demandas para inyección de aportes de potencia, los que deberán encontrarse en etapas de proyecto avanzadas, según se especifica en el Glosario de términos técnicos.
Asimismo, CORFO podrá exigir información a las empresas que componen la demanda cierta e incierta declarada para el proyecto.
Independiente de lo anterior, tanto en el período de postulación como en el de vigencia del subsidio, la empresa de transmisión que postule al subsidio deberá dar todas las facilidades de acceso a la información y antecedentes del proyecto de transmisión, así como preparar y costear las visitas a terreno, que sean requeridas por CORFO. A su vez, deberá obtener de los proyectos ERNC que se conecten o vayan a conectarse a la línea de transmisión, todas las facilidades de acceso a la información y antecedentes de los mismos, como aquellas para efectuar visitas a terreno.
E) Declaración Jurada propia y de los titulares de proyectos ERNC
El postulante al subsidio deberá presentar una declaración jurada propia y de cada titular de los proyectos de generación ERNC que constituyan su demanda cierta, en que se consigne que no se trata de empresas o personas relacionadas, de conformidad con lo exigido en el punto III.2 numeral 2 de este reglamento.
Dicha declaración deberá firmarse ante Notario Público.
F) Tarifa proyectada por transporte de potencia: La postulación deberá expresar claramente una tarifa máxima de energía y potencia pactada que se cobrará desde un primer momento a los proyectos de ERNC y a los retiros, con sus respectivas fórmulas de indexación y reajuste a través del tiempo.
V EVALUACIÓN Y APROBACIÓN DEL SUBSIDIO.
V.1 COMITÉ TÉCNICO DE EVALUACIÓN.
El Comité Técnico de Evaluación estará conformado por tres miembros, los cuales podrán ser profesionales de CORFO, del Centro de Energías Renovables de CORFO, del Ministerio de Energía, o de otros servicios o instituciones de la Administración del Estado.
El Gerente de Inversión y Desarrollo de la Corporación designará los tres miembros de dicho Comité, y podrá participar en el mismo como uno de los tres miembros. En cualquier caso, el Comité deberá siempre estar integrado por al menos un profesional de CORFO.
El Comité será responsable de la evaluación de las postulaciones al subsidio establecido en el presente instrumento, y de proponer los montos de asignación de subsidios que correspondan a los proyectos evaluados favorablemente por aquél.
El Comité Técnico podrá asesorarse para la evaluación de proyectos por una entidad o profesionales especialistas de carácter externo a la organización del Estado.
Las funciones del Comité Técnico de Evaluación serán las siguientes:
a) Evaluar las postulaciones al presente instrumento y proponer al Comité de Asignación de Fondos a Energías Renovables no Convencionales su aprobación o rechazo. Para ello, tendrá en consideración lo siguiente:
i. Evaluar la calidad de los estudios de ingeniería de línea ya realizados y presentados por el solicitante en su postulación;
ii. Evaluar la tarifa y los métodos de indexación que el transmisor aplicará a los proyectos de generación y a los retiros;
iii. Evaluar las proyecciones de demanda cierta e incierta realizada por el postulante.
b) Proponer al Comité de Asignación de Fondos a Energías Renovables no Convencionales los montos a cofinanciar para las postulaciones evaluadas favorablemente, de acuerdo a los antecedentes aportados por los titulares de los proyectos y la evaluación realizada.
El Comité Técnico de Evaluación de las postulaciones tendrá un plazo de 40 días hábiles, contados desde la presentación de la solicitud del subsidio, para presentar su recomendación técnica respecto de una postulación al Comité de Asignación de Fondos a Energías Renovables no Convencionales. Dicho plazo podrá ser prorrogado hasta por dos períodos iguales en caso que el mismo Comité Técnico de Evaluación lo estime necesario, basado en la falta de cierta información específica o en la complejidad del estudio necesario para evaluar el proyecto en evaluación, lo cual deberá ser comunicado al solicitante antes del vencimiento del plazo correspondiente por el Gerente de Inversión y Desarrollo.
V.2 CRITERIOS DE EVALUACIÓN DE LAS POSTULACIONES.
Para la evaluación de los proyectos que hayan solicitado el subsidio establecido en el presente instrumento, se considerarán los siguientes criterios, los cuales serán calificados por el Comité Técnico de Evaluación con la escala de puntajes indicada en cada caso:
a) Fortaleza del postulante: capacidad financiera para apoyar el proyecto de inversión; perfil del postulante; experiencia; estrategia comercial y dominio de competencias claves. (0 a 15 puntos)
b) Evaluación del Proyecto de Inversión (Plan de Negocios y Plan de Inversión): el proyecto propiamente tal, su viabilidad e impacto económico, rentabilidad, fortaleza del modelo de negocio, riesgo y estructura de financiamiento de la inversión. (0 a 30 puntos)
c) Evaluación de la demanda cierta presentada. Se evaluará tanto el porcentaje proyectado en relación a la capacidad de la línea de transmisión, como el nivel de compromiso en que se fundan los contratos que la avalan. Grado de avance, solidez y grado de certeza sobre la ejecución de los proyectos de generación de ERNC que componen la demanda cierta del proyecto. (0 a 25 puntos)
d) Capacidades del equipo ejecutor del proyecto, sus consultores y otros expertos con los cuales se han suscrito contratos de colaboración profesional o de ejecución u operación del proyecto. (0 a 20 puntos)
e) Monto de subsidio requerido para la línea, estructura de peajes propuesta, plazo de la ejecución y horizonte de evaluación del proyecto de transmisión, grado de avance de la ingeniería básica o ingeniería de detalles de los proyectos de generación, servicios adicionales, fórmula de indexación de los peajes, cronograma de entrada en operación de los proyectos de generación (demanda cierta e incierta). (0 a 10 puntos).
Los proyectos cuya calificación total sea inferior a 50 puntos no podrán someterse a consideración del Comité de Asignación de Fondos a Energías Renovables No Convencionales para el otorgamiento del Subsidio.
V.3 APROBACIÓN.
Corresponderá al Comité de Asignación de Fondos a Energías Renovables No Convencionales, la facultad de resolver la aprobación de las solicitudes que postulen al subsidio y asignar los montos para su realización.
La facultad de llevar a efecto los acuerdos de aprobación de subsidio del Comité de Asignación de Fondos a Energías Renovables No Convencionales, corresponderá al Vicepresidente Ejecutivo de CORFO, quien suscribirá los contratos con los beneficiarios del subsidio y dictará los actos administrativos que correspondan.
VI. OPERACIÓN DEL SUBSIDIO.
Una vez asignado el subsidio a un solicitante, éste tendrá un plazo máximo de 24 meses para tener en operación técnica y comercial el proyecto de transmisión que preste servicios a proyectos ERNC. Este plazo se contará desde el momento en que quede totalmente tramitada la resolución que disponga la aprobación del correspondiente contrato de subsidio entre CORFO y el solicitante. Sin perjuicio de ello, a solicitud del beneficiario, calificada por el Comité de Asignación de Fondos a Energías Renovables No Convencionales, el contrato de subsidio podrá disponer que el plazo referido comience a contarse desde una fecha posterior, la cual, en cualquier caso, no podrá exceder de 6 meses desde la total tramitación de la resolución que apruebe dicho contrato.
Entre los años 6 y 10 de operación del proyecto de transmisión, será aplicado el subsidio, y sólo en el caso que el proyecto no hubiese conseguido la demanda total proyectada.
Desde el momento en que el proyecto alcance el total de su demanda proyectada, independiente del año de desarrollo en que se encuentre el proyecto, el subsidio dejará de operar sin posibilidad de renovarse.
En caso que proceda, el interesado deberá enviar al Gerente de Inversión y Desarrollo de CORFO, dentro de los 60 días hábiles siguientes al término del Período i, una solicitud de pago del subsidio, adjuntando los antecedentes y señalando los fundamentos por los cuales se solicita el pago.
Dentro de los 20 días hábiles siguientes a la recepción de dicha solicitud, el Gerente de Inversión y Desarrollo de CORFO designará un Comité Técnico de Operación, conformado en la forma señalada en el número V.1 del presente Reglamento, el cual tendrá las siguientes funciones:
a) Auditar los flujos anuales de potencia transportados efectivamente por el proyecto. Para ello se contrastará la información entregada por el transmisor, con la información disponible en los respectivos CDEC.
b) Determinar, anualmente, los montos de subsidio que corresponden a los transmisores beneficiados por el instrumento.
c) Auditar la tarifa y los métodos de indexación que el transmisor aplica durante la vida útil del subsidio a los proyectos de generación y a los retiros.
El Comité Técnico de Operación informará al Gerente de Inversión y Desarrollo acerca de la procedencia del pago del subsidio dentro de los 40 días hábiles siguientes a la designación del Comité Técnico. Dicho plazo podrá ser prorrogado hasta en 40 días hábiles adicionales en caso que el referido Comité requiera información adicional a la entregada por el interesado, lo cual deberá ser comunicado al solicitante antes del vencimiento del plazo correspondiente por el Gerente de Inversión y Desarrollo.
Sobre la base del informe del Comité Técnico de Operación, dentro del plazo de 15 días hábiles contados desde la recepción del respectivo informe de dicho Comité, el Gerente de Inversión y Desarrollo arbitrará los medios para efectuar el pago del subsidio que corresponda al interesado o informará al beneficiario de la improcedencia de dicho pago, según sea el caso.
El pago del beneficio se efectuará en unidades de fomento, anualmente, entre el año seis y décimo inclusive, será equivalente al menor valor entre:
1. 18.000 UF;
2. El 5% de la inversión inicial del proyecto;
3. El producto entre la tarifa de transmisión de potencia para el período i estimada al momento de la postulación al subsidio, y la diferencia entre la demanda proyectada y la demanda real por transmisión de potencia para el período i (siempre que esta diferencia sea mayor a cero) o;
4. La diferencia entre los ingresos por potencia proyectada y los ingresos por potencia reales obtenidos anualmente por el proyecto para el año respectivo en la postulación (siempre que esta diferencia sea mayor a cero).
Lo que se puede expresar como:
Pagoi=Min(5%.In;18.000UF;TPi.(DPi-DRi);IPi-IRi)
Pagoi : Pago del subsidio al año i (U.F.).
In : Inversión inicial asociada a la línea de
transmisión (U.F.)
UF : Unidad de fomento.
TPi : Tarifa por transmisión de potencia para
año i (U.F./MW). (Tarifa definida en la
postulación al subsidio)
DPi : Demanda proyectada por transmisión de
potencia para año i (MW) definida en la
DRi : Demanda real por transmisión de potencia
para año i (MW)
IRi : Ingresos efectivamente percibidos por el
transmisor en el año i por transporte de
potencia de todos los usuarios de la línea
de transmisión. (U.F.)
IPi : Ingresos proyectados por transporte de
potencia en el año i, equivalente al
producto de TPi por DPi. (U.F.)
i : Año de aplicabilidad del subsidio (6 a 10)
Durante la operación del instrumento, la empresa beneficiada por el subsidio estará obligada a informar la relación entre energía y potencia del proyecto cada vez que CORFO se lo solicite, adjuntando los antecedentes que permitan auditar dicha relación.
Los medios de evaluación serán establecidos en el contrato que CORFO suscriba con la empresa que postula al subsidio.
En el caso de que opere el subsidio, el beneficiario deberá entregar, previo al pago correspondiente al periodo i respectivo, una boleta bancaria de garantía, a la vista, con un plazo de vigencia de 1 año contado desde la fecha en que se haga efectivo el pago del subsidio asociado a dicho período y por un monto equivalente al valor del subsidio entregado, expresado en unidades de fomento.
Esta garantía se hará efectiva si, dentro del año siguiente al pago correspondiente al periodo i respectivo, se suspendiera o terminase la operación de la línea de transmisión.
VII. CONDICIONES GENERALES DEL CONTRATO
Para formalizar el subsidio deberá suscribirse un contrato entre CORFO y la empresa transmisora.
La firma de contrato quedará sujeta a la obtención de la resolución de calificación ambiental favorable (en caso de tratarse de un proyecto que debe ser evaluado en el Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental que contempla la Ley 19.300), y a la obtención de los permisos necesarios para la construcción y operación del proyecto de línea.
El contrato deberá contemplar o contener, a lo menos, los siguientes aspectos:
a) Un resumen de la descripción técnica del proyecto de transmisión que se desarrollará, el cual consignará, al menos: número de proyectos de generación que conectará, cronograma tentativo de los proyectos de generación a conectar, capacidad de transporte de potencia del proyecto, nivel de tensión del proyecto de línea de transmisión, longitud de la línea de transmisión, localización y características de los puntos de conexión de los generadores al proyecto de transmisión y punto de conexión al Sistema Eléctrico respectivo (SING o SIC).
b) La declaración de la beneficiaria en el sentido que acepta las condiciones de operación del subsidio regulado en el presente Reglamento y el derecho de CORFO a supervisar las actividades relacionadas al proyecto de línea de transmisión, durante el desarrollo y operación del mismo.
c) La condición de que, previo a cada pago que deba efectuarse en cumplimiento del contrato, la beneficiaria acredite a satisfacción de CORFO que no tiene obligaciones laborales o sociales pendientes de pago con sus trabajadores.
d) La condición de que el desembolso de los fondos que correspondan para cada Período i se ajustará a los recursos que se contemplen anualmente en el Presupuesto de CORFO para el Período i respectivo, y de que la entrega incompleta, o la falta de entrega de dichos recursos en cualquiera de dichos períodos, por no existir suficientes recursos en el Presupuesto correspondiente, no generará responsabilidad alguna para CORFO. Anótese, tómese razón por la Contraloría General de la República, transcríbase y publíquese en el Diario Oficial.- Carlos Álvarez Voullième, Vicepresidente Ejecutivo.- Jaime Arellano Quintana, Fiscal.- Yerko Koscina Peralta, Secretario General.
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References: RESOLUCIÓN 
 Artículo 7
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 resolución 
 artículo 225
 artículo 76
 artículo 100
 resolución 
 resolución 
 resolución