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EN LO PRINCIPAL: Somete al dictamen del H. Panel de Expertos la discrepancia
surgida en relación al régimen de acceso abierto; PRIMER OTROSÍ: Solicita
se oficie al organismo que indica; SEGUNDO OTROSÍ: Acompaña documentos;
TERCER OTROSÍ: Personería; CUARTO OTROSÍ: Designa apoderado para
recibir notificaciones; QUINTO OTROSÍ: Patrocinio y poder.
HONORABLE PANEL DE EXPERTOS
Aníbal Prieto Larraín, cédula de identidad N° 9.387.791-8, en representación de
E.CL S.A., sociedad del giro generación, transmisión y comercialización de
energía eléctrica, Rol Único Tributario N° 88.006.900-4; en adelante denominada
“E.CL” o “E-CL”, ambos domiciliados en Avenida Apoquindo 3721, Piso 6, comuna
de Las Condes, ciudad de Santiago, al Honorable Panel de Expertos
respetuosamente digo:
Que, por este acto, estando dentro del plazo legal y en conformidad al artículo
208 Nº 10, en relación con lo dispuesto en los incisos segundo y cuarto del
artículo 77, ambos del D.F.L. N° 4 de 2007, del Ministerio de Economía, Fomento
y Reconstrucción, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del
D.F.L. N°1 de 1982, del Ministerio de Minería, Ley General de Servicios
Eléctricos, (en adelante e indistintamente “LGSE”); y en virtud del Decreto
Supremo N° 181 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, el cual
contiene el Reglamento del Panel de Expertos (“RPE”) y la normativa vigente
aplicable, vengo en presentar al H. Panel de Expertos la posición de E-CL
respecto a la discrepancia suscitada con ENORCHILE S.A., Rol Único Tributario
N° 96.774.300-3 (en adelante e indistintamente “ENOR”); persona jurídica del
1
giro generación eléctrica, domiciliada para estos efectos en Exequiel Fernández
3397, comuna de Macul, ciudad de Santiago, con el objetivo de que, dentro de su
competencia respecto del acceso abierto, resuelva el conflicto que se ha
suscitado entre E-CL y ENOR en cuanto a su aplicación.
El presente libelo contempla los siguientes acápites:
I.
De la competencia del Panel de Expertos
II.
Cumplimiento de los requisitos de admisibilidad formal.
III.
Hechos que motivan la presentación.
IV.
Fundamentos jurídicos de esta presentación.
V.
Discrepancia:
a. Antecedentes
b. Determinación del régimen económico entre las partes por las
instalaciones
eléctricas conectadas y su consecuente peaje
adicional.
c. Peticiones concretas al H. Panel de Expertos.
2
I.
DE LA COMPETENCIA DEL PANEL DE EXPERTOS
En lo que respecta a la competencia del H. Panel de Expertos, en la especie, es
pertinente señalar que ésta ha quedado reconocida en su Dictamen N° 3/2012,
punto 7, respecto del régimen económico aplicable del acceso abierto, en que
señala: “En consecuencia, si bien el régimen de acceso abierto en líneas
adicionales se rige por contrato privado entre el usuario y el propietario de las
mismas, la LGSE establece criterios para el cálculo de los peajes y confiere al
Panel competencia para dirimir discrepancias que se produzcan al respecto.”
II.
CUMPLIMIENTO DE LOS REQUISITOS DE ADMISIBILIDAD FORMAL.
De acuerdo a lo que señala el artículo 29 del RPE, las discrepancias deben
someterse al conocimiento del H. Panel de Expertos “en la forma y en la
oportunidad que para cada caso se establece reglamentariamente”. Además,
para este caso específico del acceso abierto, el artículo 33 letra l) del RPE
señala que “deberán promoverse dentro del plazo de cinco días desde que
conste que se han suscitado”.
Dicho lo anterior, es pertinente señalar que, según lo demuestra la relación de
cartas que se adjunta, y como se describirá en el punto 2 más adelante, la
presente discrepancia o conflicto se tornó irresoluble entre las partes el día 22 de
Abril de 2015. En atención a lo anterior, esta parte, por el presente intermedio, ha
presentado su posición en esta discrepancia dentro de los cinco días hábiles
según lo exige el artículo 43 del RPE.
Ahora bien, considerando que el Secretario Abogado de este H. Panel de
Expertos, de conformidad a lo establecido en el artículo 210 letra b), de la LGSE,
debe informar acerca de la admisibilidad de la presente discrepancia, hacemos
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presente los antecedentes que dan cuenta del cumplimiento de todos los
requisitos establecidos en el artículo 36 del RPE:
1.
Cumplimiento del literal a) del artículo 36 del Reglamento del Panel de
Expertos: Recaer sobre materias de competencias del Panel, según lo
previsto en el artículo 30:
De conformidad al artículo 208, número 10, de la LGSE y al literal l) del
artículo 30 del RPE, serán sometidas al dictamen del Panel de Expertos las
discrepancias que se produzcan en relación con la aplicación del régimen de
acceso abierto a los sistemas de transmisión adicionales establecidos
mediante concesión, que hagan uso de las servidumbres reguladas en el
artículo 51 de la LGSE y las que usen en su trazado bienes nacionales de
uso público, como calles y vías públicas.
Al efecto, se debe tener presente que, conforme se revelará en el presente
escrito, el sistema de transmisión adicional de E.CL está sometido al
régimen de acceso abierto, por cuanto hace uso de servidumbres
constituidas conforme lo disponen el artículo 51 y siguientes de la LGSE y
utiliza, en su trazado, bienes nacionales de uso público, antecedentes que
se incluyen en el segundo otrosí.
2.
Cumplimiento del literal b) del artículo 36 del Reglamento del Panel de
Expertos: Presentarse dentro del plazo que corresponda y por las
personas, empresas habilitadas, según la materia de que se trate.
De acuerdo al literal l) del artículo 33 del RPE, las discrepancias señaladas
en el literal l) del artículo 30 del mismo RPE, deberán promoverse dentro del
plazo de 5 días contados desde que conste que se han suscitado.
Las cartas que configuraron o suscitaron esta discrepancia, de manera
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definitiva, y que dan cuenta de la existencia de un evidente conflicto
irresoluble, a nuestro juicio, corresponden a las siguientes comunicaciones
formales entre las partes:
a) Carta de E-CL VPC/098/2015 de fecha 10 de Abril de 2015, enviada a
ENOR.
La carta fue despachada por Notario vía correo certificado el día 14 de abril
de 2015 y entregada a ENOR con fecha 15 de abril de 2015, según reporte
de Correos de Chile.
En esta carta E.CL le hace llegar a ENOR una propuesta definitiva y
completa para llegar a un acuerdo sobre el pago de peaje adicional de
transmisión por la utilización de las instalaciones de E.CL, pertenecientes al
sistema de transmisión adicional del SING, a las cuales ENOR se encuentra
conectada y mediante las cuales inyecta energía y potencia al SING. En
dicha carta E.CL dio un plazo de cinco días hábiles para que ENOR
respondiera a la propuesta.
ENOR no dio respuesta a la carta enviada por E.CL, por lo que entendemos
que la discrepancia se produjo el mismo día 22 de Abril de 2015, cinco días
hábiles después de entregada nuestra carta. En virtud de ello,
presentamos esta discrepancia con fecha 29 de Abril de 2015, cinco días
hábiles después de producida la discrepancia, dando íntegro cumplimiento
al plazo establecido en el citado literal l) del artículo 30 del RPE, para dichos
efectos.
3.
Cumplimiento del literal c) del artículo 36 del Reglamento del Panel de
Expertos:
Presentarse
la
controversia
por
escrito,
exponiendo
claramente los puntos o materias que la sustentan.
5
De acuerdo a lo presentado en esta solicitud, cabe señalar que el
cumplimiento de este requisito se colige del contenido expresado en esta
discrepancia, pues esta parte ha intentado ser todo lo clara y exhaustiva
posible en su exposición.
4.
Cumplimiento del literal d) del artículo 36 del Reglamento del Panel de
Expertos: Acompañar la totalidad de los antecedentes que se hagan
valer y aquellos en que conste el acto, acuerdo o hecho que motiva la
discrepancia.
En cumplimiento de este requisito, se acompañan los documentos
requeridos en dicho literal en el Segundo Otrosí de esta solicitud.
5.
Cumplimiento del literal e) del artículo 36 del Reglamento del Panel de
Expertos: Precisar el o los puntos o materias concretas en que existe
discrepancia o conflicto.
De acuerdo a lo presentado en esta solicitud, los puntos o materias
concretas en que existe discrepancia se encuentran claramente indicados
en el título referido a las peticiones concretas que además se explican
detalladamente en los fundamentos jurídicos de la presente solicitud y en el
punto sobre la determinación del régimen económico entre las partes.
6.
Cumplimiento del literal f) del artículo 36 del Reglamento del Panel de
Expertos: Indicar la individualización del requirente y el domicilio,
dentro de la ciudad de Santiago para las notificaciones.
El cumplimiento de este requisito viene desarrollado en el encabezado de
este escrito.
7.
Cumplimiento de lo dispuesto por el artículo 35 del Reglamento de
6
Panel de Expertos: E.CL tiene un interés actual y legitimo respecto a la
discrepancia presentada.
Según lo dispone el inciso octavo del artículo 35 del RPE, las discrepancias
referidas a la aplicación del régimen de acceso abierto pueden ser presentadas
por cualquier interesado, especialmente por “los propietarios de los sistemas
adicionales a quienes afecte dicho régimen.” En la especie, E.CL es dueña y
titular de la concesión eléctrica que ampara las líneas que pertenecen al Sistema
de Transmisión Adicional, a las cuales ENOR está conectada, y respecto de las
cuales E.CL tiene derecho a percibir la remuneración a que la LGSE le da
derecho, como contrapartida de la carga que la misma ley le impone, de otorgar
acceso abierto a ENOR. En consecuencia, mi representada tiene interés legítimo
y titularidad para ejercer la presente acción de solicitud de dictamen de este
Honorable Panel de Expertos, a fin de que la implementación del régimen de
acceso abierto sea efectuado conforme lo determina la LGSE, esto es, en base
a una remuneración por parte de quien está conectado por causa de dicho
acceso y por el servicio de transporte de electricidad a favor de quien lo presta;
remuneración que ha sido denegada por la recurrida.
III.
HECHOS QUE MOTIVAN ESTA PRESENTACIÓN
En el presente acápite narraremos los antecedentes legales y fácticos de la
discrepancia en comento. En especial, nos referiremos a:
1.
Las Instalaciones de propiedad de E.CL, que forman parte del sistema
de transmisión adicional sometidas al régimen de acceso abierto y por
las que ENOR no efectúa una remuneración:
Las instalaciones que están siendo utilizadas por ENOR y por las cuales
ésta no efectúa el pago de la correspondiente remuneración son las
siguientes:
7
-
Línea 1x66 kV Pozo Almonte-Iquique 1 y sus paños de conexión.
-
Línea 1x66 kV Pozo Almonte-Iquique 2 y sus paños de conexión.
-
Transformador 13,8/66 kV, 16-20 MVA de la subestación eléctrica
(“S/E”) Iquique y sus paños de conexión.
Dichas instalaciones, en adelante también denominadas “Instalaciones
adicionales de E.CL” o “Instalaciones de E.CL”, que pertenecen al sistema
de transmisión adicional del SING, según se explica en el numeral siguiente,
fueron construidas en amparo de una concesión eléctrica cuyo titular es
E.CL y hacen uso de bienes nacionales de uso público, razón por la cual
cumplen con lo indicado en el artículo 77 de LGSE para ser consideradas
como instalaciones del sistema de transmisión adicional sometidas al
régimen de acceso abierto.
En efecto, el artículo 77° de la LGSE, preceptúa que las instalaciones de
transmisión troncal y los sistemas de subtransmisión están sometidas al
régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo
condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los
usuarios, a través del pago de la remuneración que corresponda, indicando
además que están sometidas al acceso abierto los sistemas de transmisión
adicionales, cuyas líneas hagan uso de servidumbres a las que se refiere el
artículo 51 de la LGSE, y las que utilicen bienes nacionales de uso público.
La línea 1x66 kV Pozo Almonte-Iquique 1, tiene concesión eléctrica definitiva
otorgada mediante Decreto 423 del Ministerio del Interior de fecha 21 de
marzo de 1972. La línea 1x66 kV Pozo Almonte-Iquique 2, tiene concesión
eléctrica definitiva otorgada mediante Decreto 456 de fecha 26 de diciembre
de 1985.
Adjunto a esta presentación, en el Segundo Otrosí, se acompaña copia de
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las respectivas concesiones eléctricas de las Instalaciones E.CL en
comento, y aquellos diagramas que dan cuenta que hacen uso de bienes
nacionales de uso público.
2.
El cambio en la calificación de las Instalaciones de E.CL desde el
sistema de subtransmisión al sistema de transmisión adicional.
Las Instalaciones de E.CL fueron consideradas, para el período tarifario
2007-2010, como parte del sistema de subtransmisión del SING, en virtud
del Decreto Supremo N°102 del 14 de marzo de 2005 y sus posteriores
modificaciones por los Decretos Supremos N°228 y N°363 del 17 de agosto
y 28 de diciembre de 2005, respectivamente, todos del Ministerio de
Economía, Fomento y Reconstrucción. El Decreto Tarifario bajo la cual
recibieron su remuneración correspondió al Decreto N°320 del 10 de
septiembre de 2008, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción,
publicado en el Diario Oficial con fecha 9 de enero de 2009.
Posteriormente, estas Instalaciones de E.CL fueron recalificadas en virtud
del Decreto Supremo Exento N°121 y sus posteriores modificaciones
efectuadas por los Decretos Supremos Exentos N°89 y N°134, de fecha 21
de abril de 2010 y 9 de julio de 2010, respectivamente, con aplicación
retroactiva, pasando a ser instalaciones de transmisión adicional para el
período tarifario 2011-2014. En consecuencia, las Instalaciones de E.CL no
debieron ser remuneradas en base a las tarifas fijadas por Decreto para los
sistemas de transmisión troncal y subtransmisión durante el período 20112014, sino que, por aplicación de las disposiciones antes referidas, deben
someterse a la regulación aplicable a los sistemas de transmisión
adicionales, alterando el régimen económico bajo el cual operaban, según se
describirá a continuación.
3.
Régimen económico aplicable a las Instalaciones de E.CL, como
9
consecuencia de la aplicación del Decreto Tarifario N° 14/2013 del
Ministerio de Energía.
El Decreto Tarifario N° 14/2013 del Ministerio de Energía fijó las tarifas de
uso de los sistemas de subtransmisión del SING para el período 2011-2014.
Dado que las Instalaciones de E.CL, ya indicadas, dejaron de ser
clasificadas como instalaciones de subtransmisión y pasaron a ser
clasificadas como instalaciones del sistema de transmisión adicional, la
Dirección de Peajes del CDEC-SING, mediante comunicación CDEC-SING
N°1397/2013 de fecha 24 de diciembre de 2013, comunicó el término del
proceso de cálculos de reliquidación para el período 2011, 2012, enero –
junio 2013. En virtud de esto, E.CL en calidad de propietario de las
Instalaciones de E.CL que perdieron la calificación de subtransmisión,
procedió a la devolución de pagos por uso de subtransmisión a la empresa
ENOR y a otras que correspondieren devengados durante el período tarifario
2011-2014 y según lo instruido por el CDEC-SING.
En el caso particular de ENOR, E.CL procedió a reintegrarle la suma de
$568.938.591, de conformidad a lo instruido por la Dirección de Peajes del
CDEC-SING, por concepto de reliquidación de VASTx devengado durante
los años 2011, 2012 y 2013. En consecuencia, E.CL reintegró a ENOR la
totalidad de las remuneraciones que habían sido percibidas por el uso de las
Instalaciones de E.CL durante el referido período.
Como es del conocimiento de H. Panel de Expertos, cuando las
instalaciones de transmisión pierden su calificación de pertenecientes al
sistema de subtransmisión y a su vez tampoco son calificadas como
pertenecientes al sistema de transmisión troncal, pasan automáticamente a
ser instalaciones de transmisión adicionales, cambiando el régimen
económico aplicable, por lo cual deben ser remuneradas por los
generadores que las utilizan para inyectar o retirar energía, según
10
corresponda. Lo anterior, en virtud de lo señalado en el artículo 78 de la
LGSE: “Toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema
eléctrico, así como aquellas que efectúan retiros de energía y potencia
desde el sistema eléctrico para comercializarla, hacen uso de instalaciones
del sistema de transmisión troncal, subtransmisión o adicional, según
corresponda, y deberán pagar los respectivos costos de transmisión”.
En este contexto, E.CL ha contactado infructuosamente a ENOR a fin de
llegar a un acuerdo respecto de las tarifas de remuneración que corresponde
pagar a esta última por el uso de las Instalaciones de E.CL, según lo indica
la LGSE, dando estricto cumplimiento, por parte de mi representada, al
régimen de acceso abierto que la misma ley le impone. El fundamento
jurídico del pago que ENOR adeuda radica en el uso efectivo que como
usuaria ha hecho y actualmente hace de las Instalaciones de E.CL.
Frente al uso de las Instalaciones de E.CL, por medio de las cuales ENOR
inyecta energía y potencia, debemos manifestar que no ha sido posible
avanzar en un acuerdo que determine la remuneración que en virtud de la
LGSE debe pagar ENOR a mi representada. Solo ha existido por parte de
ENOR una constante actitud de dilación para impedir el avance de un
acuerdo entre las partes, sumado a respuestas confusas y ambiguas, lo que
se traduce, en definitiva, en un incumplimiento de su deber de remuneración,
el que pareciera no está dispuesto a enmendar, pues dichas dilatorias sólo
buscan eludir el pago, sin que se vislumbre ni remotamente alguna voluntad
de llegar a acuerdo.
Hacemos hincapié en que la negativa de ENOR de llegar a acuerdo,
manifestada a través de dilaciones y omisiones, sólo se refiere al pago que
como generador le corresponde por la inyección de energía y potencia en las
Instalaciones Adicionales de E.CL. Sin embargo, para el caso de la
remuneración que E.CL tiene derecho de percibir por concepto de peajes
11
adicionales por retiro de energía de otras líneas adicionales de E.CL
utilizadas por ENOR, debemos manifestar que sí existe un proceso de
negociación con miras a ejecutar un contrato de peaje adicional
correspondiente. En efecto, E.CL solicitó a ENOR el pago de los peajes
adicionales de retiro asociados a sus clientes de conformidad al artículo 78
de la LGSE, y éste, luego de informar a sus clientes, comunicó a E.CL que
avanzarían en la negociación.
En cuanto a estas negociaciones con ENOR a las que hemos aludido, han
participado también los mismos clientes de ENOR que reciben la energía
que éste les suministra, lo cual hace suponer que los costos asociados para
el retiro de energía serán traspasados por ENOR a sus clientes. Lo anterior
sólo viene a comprobar que ENOR reconoce el derecho que E.CL tiene
a la remuneración que establece la LGSE respecto de los peajes de
transmisión, ya que si reconoce la remuneración de las Instalaciones de
E.CL para el período 2011-2014, en lo referido al retiro de energía eléctrica,
el mismo criterio será aplicable en consecuencia respecto de la
remuneración asociada a la inyección de energía por medio de las mismas.
4.
ENOR recibe pagos por potencia y por suministro de energía.
Adicionalmente a todo lo señalado anteriormente, y de forma de ilustrar no
sólo la obligación legal que existe de remunerar a E.CL por la inyección y
retiro de energía por el uso de las Instalaciones de E.CL, es pertinente
destacar además que es de toda lógica y justicia que ello sea así, ya que
ENOR recibe pagos de sus clientes que presuponen su conexión al SING
mediante las Instalaciones de E.CL, pero sin incurrir en el correspondiente
costo o inversión como contrapartida.
Especialmente injusto resulta para E.CL la situación verificada durante el
período 2011 a 2013, en que por el efecto retroactivo del cambio de
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clasificación de transmisión de las instalaciones de E.CL, pasando éstas de
pertenecer al sistema de subtransmisión a pertenecer al sistema de
transmisión adicional, y con el propósito de dar íntegro cumplimiento a la
normativa, debió reintegrar las remuneraciones que hasta esa fecha se
encontraban devengadas por concepto de subtransmisión a ENOR y otros,
esperando obtener de los usuarios la remuneración que legalmente
corresponda y que arbitrariamente ha denegado ENOR en los hechos a mi
representada.
Es así como ENOR ha obtenido no solo un enriquecimiento que no tiene
causa, por irrogarse un derecho a utilizar las Instalaciones de E.CL obviando
la correspondiente contraprestación que conlleva, sino que además, dicha
circunstancia es la que lo ha habilitado a obtener, durante dicho período, una
suma aproximada de US$ 600.000/año por concepto de potencia firme;
monto que bajo ningún respecto pudo haber recibido de no contar con la
conexión al sistema que le permite el uso las Instalaciones de E.CL. La
persistente y abusiva actitud de denegar la correspondiente remuneración
por el uso de las Instalaciones de E.CL se opone a la aplicación eficiente y
eficaz del régimen de acceso abierto, debido a que dicho régimen contempla
no solo derechos para quienes se favorecen de éste, sino que también
obligaciones a quienes se las impone. El hecho que ENOR obtenga réditos
de manera ilegítima, no es admitido ni puede ser validado por nuestro
ordenamiento legal, ante lo cual consideramos de máxima pertinencia, la
intervención del H. Panel de Expertos para que resuelva esta discrepancia.
Asimismo, consideramos importante señalar que de no contar con la
conexión al sistema que le permite el uso las Instalaciones de E.CL, ENOR
no estaría habilitada para efectuar transacciones en el mercado eléctrico
spot, como de hecho lo hace, percibiendo ingresos por contratos de
suministro con sus propios clientes, producto de que al estar conectado al
sistema, puede comercializar energía eléctrica en el SING, sin asumir, en la
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especie, los costos mínimos asociados al suministro de energía, como son
los costos por inyección de energía.
5.
Relación epistolar y reuniones entre las Partes que demuestra la
dilación y obstrucción de ENOR respecto al cumplimiento del derecho
a remuneración por peaje adicional que tiene E.CL.
Cabe advertir a este H. Panel de Expertos que, a riesgo de resultar muy
extenso, se ha decidido entregar una relación completa del detalle del
intento de negociación entre ambas partes, lo que no sólo sirve para poner
en evidencia la actitud abusiva de ENOR, sino que también para dar cuenta
de los aspectos económicos que las partes han conversado, lo que
seguramente podrá servir para la determinación que el H. Panel de
Expertos realice en esta instancia.
a) Carta VPC/355/2013 de fecha 25 de octubre de 2013, de E.CL
a
ENOR.
En dicha carta se indicó a ENOR que producto de Ia aplicación del Decreto
N° 14/2013 del Ministerio de Energía, que fija las tarifas de los sistemas de
subtransmisión y de transmisión adicional y sus fórmulas de indexación, Ia
Dirección de Peajes del CDEC-SING determinaría Ia reliquidación de pagos
por uso del sistema de subtransmisión y que ello significaría para E-CL
devolver ingresos obtenidos por concepto de "peajes de subtransmisión",
asociados a instalaciones de transmisión que perdieron dicha clasificación,
pasando a ser éstas clasificadas como instalaciones de transmisión
adicionales, correspondiendo, por lo tanto, ser remuneradas a través de
"peajes adicionales".
En esta carta, E-CL realiza un cálculo de peaje adicional tanto para los
retiros de energía así como para las inyecciones de energía, desde las
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Centrales Diesel Zofri y Estandartes, propiedad de ENOR.
El cálculo y peaje propuesto por E.CL consideró lo siguiente:
-
Uso de la línea 1x66 kV Iquique-Pozo Almonte 1.
-
Uso de la línea 1x66 kV Iquique-Pozo Almonte 2.
-
Uso de un transformador 13,8/66 kV, ubicado en S/E Iquique.
-
Potencia instalada de la Central Diesel Zofri de 5,2 MW.
-
Potencia instalada de la Central Diesel Estandartes de 4,8 MW.
b) Petición de ENOR de separar la negociación de los peajes de retiro,
respecto de los de inyección.
En respuesta a la carta anterior, ENOR pidió verbalmente a E.CL que
separara sus requerimientos, y por tanto enviara cartas distintas, por una
parte referidas a los peajes adicionales de retiro de energía respecto de
cada cliente, y por otra parte respecto de los peajes adicionales por
inyección de energía de sus centrales.
Esta petición dio origen a las Cartas VPC/405, VPC/406, VPC/407, todas de
fecha 13 de noviembre de 2013, dirigidas a ENOR, con el propósito de
llevar adelante las negociaciones referidas al retiro de energía para proveer
a sus clientes Mantos Blancos, Noracid e Inacesa, respectivamente.
c) Carta VPC/091/2014 de fecha 6 de marzo de 2014, de E.CL a ENOR.
En esta carta, además de resumirse las conversaciones anteriores respecto
de peajes por inyecciones y retiros, se cita a ENOR a una reunión el día 12
de marzo de 2014, como de hecho se efectuó.
En dicha reunión, que se llevó a cabo en las oficinas de ENOR, ésta limitó
15
el tenor de las conversaciones solo a lo que respecta a los contratos de
peajes por los retiros de energía. Sin embargo, todo intento de E.CL por
poner en tabla los contratos de peaje adicional por inyección, fue ignorado
por ENOR.
Lo anterior no nos llamó la atención en ese momento, dado que ante la
cantidad de contratos (2) que debía firmarse entre las partes, E.CL pensó
que los esfuerzos estaban concentrándose primeramente en los de retiro,
sin que hubiera ninguna intención de negarse al pago por parte de ENOR
respecto de los peajes por inyección.
d) Carta VPC/257/2014 de fecha 22 de agosto de 2014 de E-CL a ENOR.
Dado que ya había transcurrido casi un año desde que E.CL había enviado
la primera carta a ENOR, se hizo evidente que E.CL sólo había logrado
avanzar en acuerdos respecto de los peajes por retiro de energía para los
clientes de ENOR Inacesa y Mantos Blancos, pero respecto de los peajes
por inyección de energía; de las centrales Zofri y Estandartes, no había
logrado obtener respuesta de parte de ENOR ni avance alguno en ningún
aspecto, ni menos algún pronunciamiento de ENOR respecto al cálculo de
peaje propuesto por E-CL en su primera carta.
Por ello, E.CL decidió transparentar esta situación y envió la carta aquí
aludida a ENOR, transmitiendo su preocupación por el nulo avance
respecto al pago que debiera efectuar ENOR a E.CL, por la inyección de
energía de sus Centrales Diesel Zofri y Estandartes en las Instalaciones de
E.CL.
Asimismo, en dicha comunicación, E.CL manifestó que la primera
correspondencia, fue enviada a ENOR en el mes de octubre de 2013, luego
de la cual ha persistido en el envío de sucesivas cartas, sin obtener
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respuesta a la totalidad de requerimientos formulados en las mismas. Con
el fin de dar inicio a una negociación respecto de los peajes por inyección
de energía que ENOR debiese pagar conforme a derecho, se le solicitó
nuevamente a ENOR que contestara las peticiones de E.CL en sus cartas,
pronunciándose sobre los cobros correspondientes a la inyección de
energía en dichas instalaciones de E.CL.
e) Carta de ENOR a E.CL de fecha 4 de septiembre de 2014, que da
respuesta a la carta anterior de EC.L, VPC/257/2014.
Por medio de esta carta, y pese al tiempo transcurrido desde la primera
comunicación enviada por E-CL, ENOR reaccionó de manera dilatoria,
manifestando que se encontraba en etapa de estudio técnico y jurídico para
determinar el alcance de los usos y el valor que considerarían justo pagar.
Si bien se desprende de la respuesta de ENOR que hay un incipiente
reconocimiento respecto de adeudar ciertas prestaciones a E-CL, y que
manifestó en esta carta su disposición para acordar un precio de común
acuerdo, lo cierto es que, en los hechos, hasta la presente fecha, E-CL no
ha recibido ninguna oferta o propuesta por parte de ENOR que sentare las
bases para iniciar una eventual negociación.
f) Carta VPC/098/2015 de E.CL a ENOR de fecha 10 de Abril de 2015.
Desde el 4 de septiembre de 2014, E.CL estuvo esperando que ENOR le
hiciera llegar finalmente su propuesta económica y técnica, cosa que no
ocurrió, así como tampoco un pronunciamiento respecto del parecer de
ENOR a las tarifas propuestas por E.CL en la carta VPC/355/2013 de 25 de
octubre de 2013.
Es por ello que E.CL decidió enviar una nueva carta a ENOR, indicándole
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que, considerando el transcurso del tiempo, E.CL no puede sino concluir
que la única y última respuesta de ENOR no tiene como propósito avanzar
hacia una negociación, sino que, por el contrario, busca dilatar abiertamente
el asunto para evitar el pago de la remuneración que corresponde a mi
representada.
En esta carta, y como último intento de lograr un acuerdo, E.CL entregó a
ENOR una nueva propuesta, la cual se circunscribe a lo indicado en la
LGSE, y, a la que además, y de forma de lograr un acuerdo, se ajustan
ciertos índices respecto de la propuesta anterior, con el único fin de que ello
implique un menor pago para ENOR, y pueda materializarse un acuerdo
entre las partes.
En efecto, y con la sola voluntad de llegar a un consenso, los valores
propuestos en esta carta, resultan ser, aproximadamente, un 50% menor a
la estimación indicada en carta E.CL VPC/355 de fecha 25 de octubre de
2013, ya que esta vez se tomó como consideración solamente la utilización
de ENOR respecto de un sólo un circuito de transmisión como sujeto de
peaje adicional. A dichos valores se indicó debía agregarse los intereses
correspondientes a la fecha de pago, dado que se trata de una reliquidación
de pagos que debieron realizarse durante el período 2011-2014.
Dado el comportamiento anterior de ENOR, E.CL expresó que si esta
propuesta no era aceptada por ENOR dentro del plazo de 5 días hábiles,
E.CL consideraría que es evidente que ha surgido una discrepancia entre
ambas empresas respecto de la aplicación de la LGSE y de la aplicación del
régimen de acceso abierto respecto del sistema adicional del que forman
parten las Instalaciones de E.CL.
Dado que no hubo respuesta por parte de ENOR se hizo indiscutible la
existencia de una discrepancia entre las partes. La no respuesta a la última
18
carta de E.CL manifiesta claramente su negativa de llegar a un acuerdo de
peaje por las instalaciones adicionales de transmisión de E.CL.
Como señalamos anteriormente, ENOR sólo ha manifestado intención de
avanzar en un acuerdo respecto del pago por concepto de retiro de energía
desde las instalaciones adicionales de E.CL, las que traspasa a sus
clientes. Sin embargo, respecto de las inyecciones en dichas Instalaciones
de E.CL, lisa y llanamente no ha realizado ningún acto tendiente a llegar
acuerdo, guardando silencio por alrededor de un año respecto de nuestras
solicitudes. Durante los meses anteriores, ha entregado respuestas
confusas que indican que existe una negociación en curso, para después
no dar respuesta, dentro del plazo solicitado, no dejando espacio a
negociación alguna.
De la no respuesta dentro del plazo indicado en nuestra última carta,
resulta claro el abuso que ENOR efectúa sobre E.CL, ya que el avance de
las negociaciones depende de su mera voluntad, consistiendo esto en una
clara manifestación de abuso de su posición de derecho al acceso abierto
en las Instalaciones de E.CL, ya que una vez logrado este acceso
deliberadamente pretende no cumplir con el régimen aplicable a dicha
conexión efectuada en virtud del acceso abierto.
6.
Calificación de la conducta de ENOR posterior al Decreto N° 14/2013
del Ministerio de Energía.
Las actuaciones dilatorias de ENOR respecto de la utilización del régimen
de acceso abierto, especialmente en su dimensión relacionada con el
régimen económico, han sido evidentemente abusivas, lo que ha obligado a
E.CL a recurrir ante este H. Panel de Expertos.
Queda de manifiesto en la relación de los hechos antes expuesta que ENOR
19
ha incurrido en una actitud dilatoria que redunda en una negativa a
remunerar lo que a mi representada corresponde respecto de la aplicación
del régimen económico del acceso abierto y al cumplimiento a la LGSE.
Entenderlo de manera diversa incitaría a cualquier usuario que se
beneficiara del acceso abierto a incurrir en permanentes e insistente
dilaciones que producen indefensión en quien debe soportar la carga sobre
sus instalaciones, produciéndole un menoscabo económico que influye
directamente en los retornos financieros del sistema de transmisión,
poniendo en riesgo la seguridad del mismo y del suministro a los
distintos consumidores.
20
IV.
FUNDAMENTOS JURÍDICOS EN QUE SE FUNDA ESTA PRESENTACIÓN
Como se ha señalado, en los hechos, ENOR ha incurrido en una constante
dilación, lo que ha redundado en la negativa, hoy manifiesta, a remunerar a mi
representada por aprovecharse del régimen de acceso abierto regulado en la
LGSE, con lo que estaría atentando contra el sistema de acceso abierto y la
consiguiente institucionalidad erigida en nuestro ordenamiento jurídico para
facilitar la conexión de redes a terceros, abusando de su posición negociadora
dominante, ya que E.CL permitió su acceso con anterioridad a un acuerdo
económico cuando las instalaciones eran parte del sistema de subtransmisión y
estaban siendo remuneradas según lo instruido por el Decreto Tarifario N°320 del
10 de septiembre de 2008, del Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción.
Conforme lo dicho, en el Dictamen N°11/2011, este H. Panel de Expertos indicó
que el acceso abierto y la interconexión de redes constituye un elemento esencial
del sistema eléctrico que debe ser garantizado por la institucionalidad eléctrica.
Por ello, consideramos que esta institucionalidad fundamental no puede
debilitarse por situaciones como las que está enfrentando E.CL, y que, en el
futuro, se traduzcan en un entorpecimiento para el acceso abierto debido a la
cantidad de resguardos que deberán tomarse para evitar que quien logre
acceso a las redes incumpla su deber de pago.
A mayor abundamiento, en el pronunciamiento N°3/2012, este H. Panel de
Expertos dictaminó en el punto 7: “En consecuencia, si bien el régimen de
acceso abierto en líneas adicionales se rige por contrato privado entre el
usuario y el propietario de las mismas, la LGSE establece criterios para el
cálculo de peajes y confiere al Panel competencia para dirimir discrepancias
que se produzcan al respecto.”
21
Dado ello, analizamos en este acápite los siguientes aspectos jurídicos:
1.
Régimen jurídico del acceso abierto en los sistemas adicionales;
2.
Régimen de la interconexión de las instalaciones;
3.
Régimen de resolución de conflictos en el acceso abierto. (derechos y
deberes)
1.
RÉGIMEN JURÍDICO DEL ACCESO ABIERTO EN LOS SISTEMAS
ADICIONALES.
1.1. La regulación vigente sobre el acceso abierto.
Dentro de las instalaciones de cada sistema de transmisión o de transporte,
encontramos las denominadas “ instalaciones de transmisión adicional”. Estos
sistemas están definidos en el artículo 76 de la LGSE como aquellos que están
“constituidos
por
las
instalaciones
de
transmisión
que,
encontrándose
interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están destinadas esencial y
principalmente al suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a
regulación de precios, y por aquellas cuyo objeto principal es permitir a los
generadores inyectar su producción al sistema eléctrico sin que formen parte del
sistema de transmisión troncal ni de los sistemas de subtransmisión”.
Ahora bien, por su naturaleza, y atendida la descripción de características
contenidas en su definición, para el caso que se hayan constituido servidumbres
forzosas para esas instalaciones, o bien se utilicen bienes públicos para su
emplazamiento, estas instalaciones de transmisión adicional se someten al
régimen de acceso abierto, pudiendo, en consecuencia, ser utilizadas por
terceros a cambio que éstos paguen una correspondiente remuneración.
Lo anterior, según lo dispone el tenor literal del artículo 77 inciso 2º de la LGSE:
22
“En los sistemas adicionales sólo estarán sometidas al régimen de acceso abierto
aquellas líneas que hagan uso de las servidumbres a que se refiere el artículos
51 y las que usen bienes nacionales de uso público, como calles y vías públicas,
en su trazado. El transporte de estos sistemas se regirá por contratos
privados entre partes y conforme a lo dispuesto en las disposiciones
legales pertinentes 1”.
1.2. El acceso abierto es una carga real.
A la luz de estas normas, el acceso abierto pasa a ser, entonces, una carga real,
similar a aquella que imponen las servidumbres. Esta carga pesa sobre el dueño
de las instalaciones, quien debe conceder acceso a estas instalaciones bajo
condiciones técnicas y económicas no discriminatorias, a favor de terceros
quienes, a su vez, deberán efectuar el pago de una remuneración resultante de un
proceso de fijación tarifaria.
A mayor abundamiento, que el régimen de acceso abierto sea una carga real, se
traduce además en lo siguiente:
i)
Que una vez que la Ley consagra la hipótesis fáctica del régimen de acceso
abierto, el propietario de las instalaciones que califican en la descripción
normativa no puede negarse a aceptar el uso de las mismas por un tercero.
ii)
Que el propietario tiene la oportunidad de celebrar un contrato privado, con
el interesado para fijar la remuneración por el uso de sus instalaciones,
como lo refleja el art. 77 inciso 2º in fine y el artículo 113° de la LGSE.
iii)
Que el pago correspondiente a quien provee acceso a las instalaciones del
sistema de transmisión adicional en virtud de la aplicación del régimen de
1
El destacado es nuestro
23
acceso abierto, no puede separarse del uso mismo que de estas
instalaciones realiza el tercero ya que es parte integrante de lo que la LGSE
entiende por régimen de acceso abierto. Lo anterior, dado que el régimen
de acceso abierto corresponde a un derecho y, como tal, quien lo ejerce se
obliga a una contraprestación, cual es la correspondiente remuneración al
dueño de las instalaciones que utilice a su respecto. En consecuencia, la
circunstancia de hacer uso de las aludidas instalaciones sin efectuar pago
alguno a favor del dueño de las mismas es una hipótesis no contemplada
en la LGSE y se opone al ejercicio legítimo del régimen de acceso abierto.
El solo hecho de que un tercero se negare o no efectuare oportunamente el
pago asociado al uso de instalaciones de Transmisión sujetas al régimen de
acceso abierto, concedido por el propietario de las instalaciones, produce
una discrepancia en cuanto a la aplicación del régimen de acceso abierto ya
que uno de sus elementos inseparable e integrantes, cual es su debida
remuneración, estaría siendo ignorado o desconocido. Por lo mismo,
corresponde, en virtud de la competencia expresamente otorgada en la
LGSE cuya densidad y amplitud son suficientes respecto del acceso abierto,
someter a conocimiento del H. Panel de Expertos las discrepancias que se
originaren entre las partes, referidas a la aplicación del régimen de acceso
abierto para finalmente resolver el desacuerdo generado entre las partes
(art. 208 Nº 10 de la LGSE).
Adicionalmente, cabe reiterar, que a esta institución quedan sometidas las
instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y de los sistemas de
subtransmisión; las instalaciones de distribución y, excepcionalmente, las
instalaciones de los sistemas adicionales, siendo estas últimas de nuestro interés.
Ahora bien, sólo quedarán sometidas en este último caso, las líneas que hagan
uso de las servidumbres prediales forzosas tipificadas en el artículo 51 de la
LGSE y de bienes públicos en su trazado. Adicionalmente, el artículo 77 de la
LGSE, señala que, en estos casos, los propietarios de tales instalaciones “no
podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista la capacidad técnica
24
de transmisión determinada por el CDEC, independientemente de la capacidad
contratada”.
Por su parte, el régimen de acceso abierto se encuentra regulado en relación a la
competencia del H. Panel de Expertos, establecida en el artículo 208 de la LGSE,
que señala las materias sometidas a su dictamen. En su numeral 10,
encontramos aquella que se refiere a los sistemas adicionales de transporte y
que se refiere a las discrepancias relacionadas con la aplicación del régimen de
acceso abierto.
De este modo vemos cómo el régimen de acceso abierto es uno de los elementos
fundamentales dentro de la actual legislación eléctrica y forma parte del
entramado de obligaciones establecidas en el sistema eléctrico, ya sea aceptando
empalmes, como así también permitiendo el uso de otras instalaciones, teniendo
todo ello como contrapartida el pago de los peajes adicionales debidos.
En este caso, la obligación en comento constituye una verdadera institución legal
asegurada por la legislación eléctrica al exigir que se permita el acceso de
terceros al uso de sistemas de transmisión adicionales que operan bajo este
régimen, la cual exige, asimismo, por ley, y como una condición sine qua non, el
pago de la remuneración que dicho acceso da derecho al propietario. De este
modo, la importancia de este régimen reside en que los sistemas de
transmisión constituyen la infraestructura clave para el acceso de electricidad
al mercado, que permite a los consumidores, a su vez, contar con suministro
eléctrico.
La no discriminación en el uso de dicha red es un principio que subyace a la
LGSE y que permite asegurar un mercado de energía eléctrica eficiente y
competitivo. Así se permite el uso racional de las instalaciones de transmisión
existentes y evitar su expansión irracional.
25
Finalmente, se está asegurando una competencia abierta, transparente y
económicamente correcta, que a su vez, garantice el desarrollo del sistema
eléctrico.
En consecuencia, para asegurar todo lo indicado anteriormente, la LGSE no
admite que los usuarios ya conectados al sistema, se nieguen al pago o
remuneración indicada en la misma ley, poniendo así en peligro el correcto
incentivo intrínseco en la ley para que se construyan redes que permitan el
acceso a otros desarrollos eléctricos, y que se den las condiciones que permitan
otorgar de la manera más expedita la efectiva conexión. Ello busca también evitar
poner en riesgo la cadena de pagos que sustenta la operación de las compañías
eléctricas.
En concordancia con lo anteriormente señalado, el Dictamen N° 3/2012 de este H.
Panel de Expertos, indica en su punto 7, letra c) al referirse a las prorratas entre
usuarios y propietarios, que “Un criterio fundado en la eficiencia económica es la
no discriminación tarifaria, es decir, que el cargo por acceder a la instalación sea
el mismo tanto para el propietario como para los demás usuarios. En efecto, un
mercado alcanza la eficiencia asignativa cuando el precio refleja el costo de
producir el bien o servicio, y por tanto todos los usuarios pagan dicho precio.” Al
respecto, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia en su Resolución N°
22/2007 señala que el régimen de acceso abierto al que están sometidas las
líneas adicionales “corresponde a una limitación legal al derecho de propiedad
sobre las instalaciones, imponiendo una carga al titular de la línea en beneficio de
la eficiencia asignativa en el uso de dichos bienes, respecto de los cuales debe
asegurarse que el acceso a ellos no resulte discriminatorio”.
Por lo anterior, el régimen del acceso abierto jamás puede implicar que el
propietario se vea discriminado respecto de los demás usuarios, como ocurre en
el caso sublite, en que el usuario ya se encuentra ejerciendo de forma ilegítima el
acceso, dilatando el inicio de una negociación con vías a remunerar al propietario
26
a tal punto que constituye indefectiblemente una negación a la misma. En
consecuencia, la negativa del usuario que impide llegar a un acuerdo económico
respecto del peaje adicional correspondiente, constituye una discriminación contra
el propietario, pues debe soportar toda la carga del costo que implica dar acceso
a la línea, en contraste con el usuario que no está soportando ningún cargo por
ello.
1.3. Requisitos para que se configure el acceso abierto.
En suma, los requisitos necesarios para que se configure el régimen de acceso
abierto, y se torne forzoso para el dueño de las instalaciones respectivas, son
los siguientes:
1º
Que se trate de las líneas e instalaciones a que se refiere el art. 77 inc.2º
de la LGSE, y que enumera el artículo 30 letra l) del RPE.
2º
Que exista la capacidad técnica de tales instalaciones, como lo señala el art.
77 inc.4º de la LGSE, y que ello haya sido determinado por el CDEC.
En el caso sub lite de las Instalaciones E.CL, esto ha sido demostrado por los
documentos acompañados en el Segundo Otrosí respecto del número 1), así
como por el hecho de que ENOR ya está actualmente conectada a las Líneas, y
que por tanto, existe la capacidad indicada en el número 2) anterior.
2.
RÉGIMEN DE INTERCONEXIÓN DE LAS INSTALACIONES.
Como se ha señalado, el acceso abierto y la interconexión de redes constituyen
un elemento esencial del sistema eléctrico que debe ser garantizado por la
institucionalidad eléctrica. Asimismo, el acceso abierto y la interconexión de redes
deben ser remunerados de la forma que indica la ley.
27
2.1. Elemento esencial del sistema eléctrico.
La interconexión, básicamente, es la conexión física y funcional de las redes
eléctricas utilizadas por diferentes prestadores. La conexión se logra mediante
acuerdos celebrados entre prestadores en los que se establecen las condiciones
técnicas, jurídicas y económicas de la interoperabilidad de sus redes. Así, el
desarrollo, la expansión y la consolidación del sistema eléctrico en nuestro país
solo han sido posibles por la interconexión de las redes.
De esta manera, consta que el acceso abierto y la interconexión de redes
representan un elemento esencial del sistema eléctrico que debe ser
garantizado por la institucionalidad eléctrica. Por esta razón, la LGSE se encargó
especialmente de establecer que las interconexiones deben ser remuneradas, ya
que de lo contrario, la base del sistema eléctrico perdería fuerza y legitimidad.
Así las cosas, si bien rige para este tipo de convenciones la autonomía de la
voluntad, los elementos asociados a la interconexión no pueden quedar librados
exclusivamente a la voluntad de los prestadores, debiéndose admitir que, ante la
falta de acuerdo, la autoridad –o, mejor dicho, la institucionalidad eléctricaparticipe en la celebración obligatoria del acuerdo, aprobando los términos del
mismo. Lo anterior, ya que, como se ha dicho, se debe garantizar este elemento
esencial del sistema eléctrico antes descrito: el acceso abierto, la interconexión
de redes y para ello, el cumplimiento de las obligaciones que conlleva el acceso a
dicho régimen, especialmente las remuneraciones que ello conlleva.
2.2. Necesidad de un equilibrio negociador en relación a los acuerdos de
interconexión y competencia leal entre los distintos actores.
Hay una necesidad evidente de que el derecho de interconectar o de acceder a la
red de otro prestador debe llevarse a cabo en condiciones que no impliquen una
28
expropiación
para
el
propietario
de
las
instalaciones
ni
condiciones
discriminatorias, tanto para el propietario como para los demás actores.
El derecho de acceso abierto no puede jamás constituir una situación de abuso,
en que, por el hecho de ya contar con el acceso e interconexión, el usuario se
aproveche de su mejor posición negociadora y se niegue a cumplir con el pago
que la LGSE establece como retribución a dicho derecho.
Asimismo, el abuso de esta posición no sólo perjudica al propietario de las
instalaciones, sino también al resto de los competidores, que estarán en una
situación desfavorable a la hora de negociar suministros. Ello, porque el que
abusa del derecho al acceso abierto y no incurre en el costo que sí se aplica a los
demás, podrá ofrecer precios menores que los competidores, lo que además
perjudica a los futuros generadores, que se verán inhibidos de entrar a este
mercado por la misma razón.
3.
RÉGIMEN DE RESOLUCIÓN DE CONFLICTOS EN EL ACCESO
ABIERTO.
Según lo antes expuesto, cabe un rol subsidiario de la institucionalidad eléctrica
para aquellos casos que las partes no llegan a acuerdo respecto de la aplicación
del régimen de acceso abierto. Este rol subsidiario, se complementa con la
necesidad de que la institucionalidad eléctrica apruebe los términos del acuerdo
mismo, no solo respecto de la obligación de convenir.
Es así, como aparece plenamente justificada la competencia del H. Panel de
Expertos en esta materia, lo cual ha sido recogido en la LGSE, para pronunciarse
al respecto y reemplazar en definitiva la falta de acuerdo entre las partes.
3.1. Competencia del H. Panel de Expertos y rol subsidiario de la
institucionalidad eléctrica en esta materia.
29
Uno de los aspectos esenciales que debe contener el acuerdo entre E.CL y
ENOR, sino el principal, se refiere a la remuneración que debe pagar ENOR a
E.CL por el uso asociado a su interconexión, considerando que los demás
aspectos que deben convenirse para brindar acceso a las instalaciones son
virtualmente innecesarios, puesto que –en la práctica– ENOR ya cuenta con
acceso, interconexión, uso, inyección y retiro, etc.
Para este tipo de acuerdos, en nuestra legislación se privilegia el principio de la
autonomía de la voluntad de las partes, pero esto no obsta a que, faltando
lo anterior, y en pos de garantizar la correcta aplicación del acceso abierto y
resguardar el sistema eléctrico, sea la institucionalidad eléctrica la que intervenga
subsidiariamente en la celebración de los acuerdos.
En efecto, esta capacidad de intervención de la institucionalidad eléctrica ha sido
reconocida por el propio H . Panel de Expertos en su Dictamen N° 3/2012,
que se pronunció derechamente sobre la aprobación de los términos de acuerdo
económico aplicable al régimen de acceso abierto.
Asimismo, es preciso dejar constancia que ha quedado fehacientemente
demostrada la imposibilidad de las partes de arribar, por sí mismas, a la
celebración de un acuerdo, con los antecedentes de hecho expuestos en esta
presentación, en que consta latamente la actitud de omisión deliberada que ha
tenido ENOR en contraposición a la actitud negociadora de E.CL de buscar un
acuerdo satisfactorio para ambas partes.
De esta manera, no cabe duda de la necesaria, justificada y habilitada capacidad
de intervención en este caso del H. Panel de Expertos, para aprobar los
aspectos que más adelante se detallan en el petitorio, completándose así el
acuerdo o convención a la que obliga la LGSE.
30
3.2. Cómo se hace efectiva la aplicación del régimen de acceso abierto en el
caso de la especie, específicamente su remuneración.
De todo lo expuesto en este acápite de fundamentos jurídicos de esta
presentación aparece que el régimen de acceso abierto, especialmente la
remuneración por dicho acceso, se hace efectivo de dos maneras:
1º
Convencionalmente, por un acuerdo directo entre las partes, en que
determinen
las
condiciones
técnicas,
administrativas
y
económicas
adecuadas.
En caso que las partes no lleguen a acuerdo, se suscita, en la terminología de
la LGSE y del reglamento de la LGSE, una discrepancia; y en ese caso se hace
efectivo:
2º
Forzosamente, por disposición legal, mediante un Dictamen del H. Panel de
Expertos que reemplaza la falta de acuerdo de las partes y que, resolviendo
esa discrepancia, determina las condiciones económicas adecuadas.
Esta determinación se produce en un Dictamen, que determina los términos que
deberán tratarse en un posterior contrato.
En el caso sub lite - caso del peaje adicional aplicable a las Instalaciones
Adicionales de E.CL- se dan los requisitos para que el régimen económico
aplicable al acceso abierto, ya otorgado, se haga efectivo forzosamente, ante la
evidente imposibilidad de llegar a un acuerdo. Ello fue declarado por el Dictamen
N° 3/2012 de este H. Panel de Expertos.
En conclusión, cabe señalar al respecto:
1º Las partes no pudieron hacer efectivo un acuerdo económico
31
directamente, mediante un contrato, pues ENOR no ha posibilitado arribar
a dicho acuerdo. De esa forma, no será posible materializar el acuerdo
mientras el comportamiento de ENOR persista en dilatar y obstruir sus
posibilidades, y por consiguiente, afecte el derecho de E.CL a ser legalmente
remunerado.
2° Por esa razón, y en última ratio, E.CL ha debido recurrir a esta instancia
para que el H. Panel de Expertos emita un dictamen que reemplace la falta
de acuerdo antes aludida, determinando así las condiciones económicas
adecuadas, en base a las posiciones o alternativas que planteen las partes.
32
V.
DISCREPANCIA.
a. Antecedentes.
En cuanto al origen de la enunciada discrepancia, como se relatará y probará,
ésta radica en la constante y deliberada inactividad por parte de ENOR, que en
definitiva constituye una negativa, para llegar a un acuerdo entre las partes
respecto de la implementación del acceso abierto por el uso de las instalaciones
del sistema de transmisión adicional de E.CL, lo cual constituye una evidente
contravención a las disposiciones legales que reglamentan el acceso abierto y
sus obligaciones.
En efecto, el acceso con que ENOR cuenta al sistema de transmisión adicional
de E.CL, se concretó en la fecha de conexión de sus Centrales Diesel Zofri (02
de enero de 2007) 2 y Estandartes (22 de diciembre de 2009)2. Dicha conexión
proviene de la circunstancia de haber sido aceptada su conexión al sistema de
subtransmisión de la época, y cuyo pago se realizó en conformidad con la
remuneración correspondiente a dichas instalaciones, según fueron fijadas por el
Decreto Tarifario N°320 del 10 de septiembre de 2008, del Ministerio de
Economía, Fomento y Reconstrucción, publicado en el Diario Oficial con fecha 9
de enero de 2009, que fijó Las Tarifas de Subtransmisión y sus Fórmulas de
Indexación.
Posteriormente, con fecha 20 de enero de 2010, el Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción, mediante Decreto N°121 (Modificado posteriormente
por los Decretos 89 del 21 de abril de 2010 y decreto 134 del 9 de julio de 2010,
ambos del Ministerio de Energía), indicó las instalaciones calificadas como de
“subtransmisión”. En esta clasificación las instalaciones de E.CL dejaron de ser
2
Fecha de operación comercial indicada por el CDEC-SING.
33
calificadas de subtransmiisón y pasaron por consiguientes a formar parte de las
instalaciones “adicionales” del SING.
Con fecha 9 de abril de 2013 se publica en el Diario Oficial el Decreto N°14 de
fecha 14 de febrero de 2012, del Ministerio de Energía, que Fija Tarifas de
Sistemas de Subtransmisión y de Transmisión Adicional y sus Fórmulas de
Indexación para el período 2011-2014. Producto de lo anterior y en consideración
al artículo cuarto del Decreto 14, que indicó vigencia a partir del día 1° de enero
de 2011, la Dirección de Peajes del CDEC-SING determinó las reliquidaciones
económicas asociadas a los peajes de subtransmisión pagados por las empresas
que hacían uso de las instalaciones que habían perdido su calificación de
instalaciones pertenecientes al sistema de subtransmisión. En este contexto y
hasta la presente fecha, ENOR hace uso de las instalaciones del sistema de
transmisión adicional de E.CL, sin haber concurrido al correspondiente pago de
peaje de transmisión adicional y negándose a negociar la correspondiente tarifa
de remuneración.
En consecuencia, ENOR ha incurrido en una actitud de persistente negación en
cuanto a llegar a un acuerdo respecto del régimen económico que dicho acceso
trae aparejado manifestada a través de la interposición de constantes dilatorias y
de ampararse en equívocas afirmaciones aduciendo que existe una negociación
en curso entre las partes, en circunstancias que ENOR no ha formulado a E.CL,
hasta la presente fecha, alguna oferta o propuesta que permita dar inicio a las
negociaciones, como así tampoco ha manifestado aceptar los criterios que la
LGSE establece para implementar el régimen de acceso abierto, todo lo cual,
pone en evidencia la existencia de una discrepancia entre las partes.
Ahora bien, atendida la discrepancia antes indicada, es que venimos a solicitar al
H. Panel de Expertos, que, de acuerdo a sus potestades jurisdiccionales fijadas
en la LGSE y en el RPE, la resuelva acogiendo las peticiones concretas que
efectuamos en el cuerpo de esta presentación.
34
En este caso es especialmente importante la intervención de este H. Panel de
Expertos, pues vendrá a reemplazar la ausencia de acuerdo entre las partes,
efectuando la determinación del régimen económico entre éstas por el uso de
instalaciones eléctricas respecto de las cuales ya se ha efectuado la conexión,
primero como instalaciones de subtransmisión y luego como sistema de
transmisión adicional.
b. Determinación del régimen económico entre las partes por la
operación de la interconexión de las instalaciones eléctricas y
consecuente peaje adicional.
Las condiciones del régimen económico que esta parte propone al H. Panel de
Expertos se explican a continuación.
b.1 Propuesta Económica.
Por el servicio de transporte, a través del sistema de transmisión adicional, E.CL
propone al HPE que ENOR pague a E.CL los respectivos costos de transmisión,
de acuerdo a lo indicado en la LGSE, en concordancia con lo utilizado para la
determinación de los pagos regulados por el uso de las instalaciones de
transmisión troncal y de subtransmisión y a la racionalidad económica del
servicio de transporte en cuestión, a saber: Un monto anual en US$ ("Peaje")
calculado en función del costo o valor de inversión (VI), a través de la anualidad
de la inversión (AVI), más los costos anuales de operación, mantención y
administración (COMA), descontados los ingresos tarifarios (IT) que percibe E.CL
producto de las transferencias que determina el CDEC-SING y considerando la
prorrata de utilización asociada a las centrales de ENOR.
En términos matemáticos:
35
Peaje (US$/año) = [AVI + COMA – IT] x K
Donde:
AVI: Anualidad de la inversión del tramo adicional, considerando la tasa de
descuento señalada en el artículo 182° de la LGSE y una vida útil de 30
años. (US$/año).
COMA: Costo de Operación, Mantención y Administración, determinado
como un porcentaje del Valor de Inversión (VI) de las instalaciones. Para las
líneas de transmisión en 66 kV se considera un 2% del VI y para los paños
de línea, paños de transformación y transformador, se considera un 3% del
VI respectivo. (US$/año).
K: Factor de prorrata determinado en función de la capacidad máxima de
las centrales de ENOR en relación a la capacidad máxima de la línea de
transmisión o transformador, medida en MW, según corresponda.
IT: Ingresos Tarifarios reales de energía y potencia, que le fueron asignados
a E.CL por el CDEC-SING en el año correspondiente. (US$/año)
Dado que las centrales de ENOR: Zofri de 6,1 MW y Estandartes de 6,4 MW,
hacen uso de transformación 13,8/66 kV en la S/E Iquique, lo que permite
inyectar su producción al nivel de voltaje de 66 kV, para posteriormente inyectar
su producción al SING a través de un sistema de transmisión de 66 kV entre S/E
Iquique y S/E Pozo Almonte, E.CL propone no considerar el criterio N-1 y que
ENOR pague sólo por “un” (1) transformador elevador de la S/E Iquique y sólo
por “una” (1) línea de transmisión entre S/E Iquique y S/E Pozo Almonte.
Lo anterior, se fundamenta en que la desconexión intempestiva de 12,5 MW de
potencia para el SING, no ocasionan efectos relevantes en la operación ni
36
provocan desconexiones de carga por baja frecuencia.
En
efecto,
en
nuestra
Subestación
Iquique
contamos
con
dos
(2)
transformadores 13,8/66 kV marca TRAFO de 16-20 MVA, ONAN-ONAF, Dy1
con Tap bajo carga por el lado de 66 kV en 12 pasos de 1,25%. Además, E.CL
cuenta con un sistema de transmisión compuesto por dos (2) líneas de
transmisión de 66 kV, una de las cuales tiene una capacidad nominal de 45,7
MVA, dada por la capacidad de los transformadores de corriente 400/5. Esta
línea corresponde a la denominada “circuito 2” y tiene un conductor Butte de
312,8 MCM y una longitud aproximada de 39,5 km.
La otra línea, denominada “circuito 1” tiene una capacidad nominal de 27 MVA,
dada por los conductores que tiene, Penguin, Cobre y Alliance, con una longitud
aproximada de 43,6 km.
Para el cálculo de esta propuesta económica se ha tomado como supuesto el
que ENOR haría uso sólo de un (1) transformador elevador en subestación
Iquique, con todo su equipamiento, es decir, incluidos sus paños de conexión y la
parte de instalaciones comunes que corresponda. Asimismo, para determinar la
prorrata, se ha tomado como supuesto la capacidad máxima nominal del equipo,
es decir, 20 MVA.
Prorrata KTransformador = Potencia Máxima Centrales de ENOR / 20
En la misma línea, y para permitir un peaje que no sea costoso, reducir la
prorrata de pago e incentivar de esta forma el logro de un acuerdo, E.CL ha
tomado como supuesto que ENOR haría uso sólo del denominado circuito 2, el
que tiene una mayor capacidad nominal de transporte, incluidos sus paños de
conexión a las subestaciones.
Prorrata KLínea = Potencia Máxima Centrales de ENOR /45,7
37
El siguiente diagrama muestra la topología del sistema eléctrico Iquique-Pozo
Almonte de E.CL y que es utilizado por ENOR para conectar sus instalaciones al
SING.
En resumen, la propuesta de E.CL enviada a ENOR se ha basado en los
siguientes supuestos:
-
-
La utilización de un (1) solo transformador 13,8/66 kV instalado en S/E
Iquique.
La utilización de una (1) sola línea 1x66 kV entre S/E Iquique y S/E Pozo
Almonte.
Una tasa de descuento igual a la consignada en el artículo 182° de la
LGSE, igual a la utilizada en los procesos tarifarios de los sistemas troncal y
de subtransmisión (10%).
Una vida útil promedio de 30 años para el conjunto de las instalaciones.
Aplicar una prorrata en función de las capacidades máximas de las
instalaciones y la potencia nominal de las centrales generadoras.
Ingresos Tarifarios reales informados por el CDEC-SING y recibidos por
E.CL.
38
-
-
VI de las instalaciones, según lo informado al CDEC-SING y que
corresponden a los valores determinados por un consultor externo (SynexReich).
COMA de 2% para las líneas y 3% para los paños en subestaciones y
transformador.
Peajei = [ (AVI+COMA)i – ITi ] x Ki
Donde i corresponde al tramo, existiendo dos (2) tramos; un tramo de
transformación y un tramo de línea
Diagrama simplificado de las instalaciones que usa ENOR
Los valores VI de las instalaciones han sido determinados para el año 2011, por la
empresa SYNEX, la que junto a la empresa REICH Ingeniería, determinaron el
valor de las instalaciones de transmisión de E.CL. Dichos resultados fueron
entregados al CDEC-SING para fines de la valorización que hace dicho organismo
para determinar los pagos que debe realizar E.CL como propietario de
instalaciones de transmisión al presupuesto del CDEC-SING.
En las tablas siguientes se indican los valores de VI, AVI (10%, 30 años) y COMA
para los dos tramos que utiliza ENOR para comercializar su producción en el
SING y que están sujetos al pago de peajes adicionales. Para la actualización de
39
los VI del año 2012, 2013 y 2014, se ha utilizado la fórmula de indexación
propuesta por SYNEX en su informe.
Las prorratas consideran que los años 2011 y 2012, la Central Estandartes tenía
una capacidad instalada de 4,8 MW. A partir del año 2013, la capacidad instalada
de la Central Estandartes pasó a 6,4 MW 3.
VALORES VI 2011
AÑO 2011
Identificación Tramo II
Tensión
Longitud
Circuitos
VI
AVI
COMA
AVI+COMA
kV
km
N°
MUS$
MUS$/año
MUS$/año
MUS$/año
Línea Iquique-Pozo Almonte C2
66
39.5
1
2,724
289
54
343
Paño de Línea extremo Iquique
66
B2
1,440
153
43
196
Paño de Línea extremo Pozo Almonte
66
B5
774
82
23
105
Identificación Tramo I
Transformador 16-20 MVA
Tensión
Nombre
Nombre
VI
AVI
COMA
AVI+COMA
kV
Subestación
Paño
MUS$
MUS$/año
MUS$/año
MUS$/año
66/13,8 kV
Iquique
1,457
155
44
198
Paño de transformación
66
Iquique
BT
1,249
133
37
170
Paño de transformación
13.8
Iquique
CT
203
22
6
28
AVI+COMA
MUS$/año
IT CDEC
MUS$/año
PEAJE
Estimado
MUS$/año
PEAJE ADICIONAL
Cliente
Zofri
Potencia
Nominal
MW
Capacidad
Máxima
MW
Prorrata
Peaje Anual
MUS$/año
Tramo I: S/E Iquique
396
396
6.1
20
30.3%
120
Tramo I: S/E Iquique
396
396 Estandartes
4.8
20
24.0%
95
Tramo II: Línea Iquique-Pozo C2
645
-75
720
6.1
45.7
13.3%
95
Tramo II: Línea Iquique-Pozo C2
645
-75
720 Estandartes
4.8
45.7
10.5%
Tota MUS$
76
386
Zofri
P. Adicional Tramo I
P. Adicional Tramo II
Peaje anual Total [Miles de US$]
3
215
171
386
Fuente: CDEC-SING
40
VALORES VI 2012
AÑO 2012
VI actualizado Dic 2012
Identificación Tramo II
Tensión
Longitud
Circuitos
VI
AVI
COMA
AVI+COMA
kV
km
N°
MUS$
MUS$/año
MUS$/año
MUS$/año
Línea Iquique-Pozo Almonte C2
66
39.5
1
2,838
301
57
358
Paño de Línea extremo Iquique
66
B2
1,522
161
46
207
Paño de Línea extremo Pozo Almonte
66
B5
818
87
25
111
Identificación Tramo I
Transformador 16-20 MVA
Tensión
Nombre
Nombre
VI
AVI
COMA
AVI+COMA
kV
Subestación
Paño
MUS$
MUS$/año
MUS$/año
MUS$/año
66/13,8 kV
Iquique
1,540
163
46
210
Paño de transformación
66
Iquique
BT
1,321
140
40
180
Paño de transformación
13.8
Iquique
CT
215
23
6
29
AVI+COMA
MUS$/año
IT CDEC
MUS$/año
PEAJE
Estimado
MUS$/año
PEAJE ADICIONAL
Cliente
Zofri
Potencia
Nominal
MW
Capacidad
Máxima
MW
Prorrata
Peaje Anual
MUS$/año
Tramo I: S/E Iquique
419
419
6.1
20
30.3%
127
Tramo I: S/E Iquique
419
419 Estandartes
4.8
20
24.0%
100
Tramo II: Línea Iquique-Pozo C2
676
-250
926
6.1
45.7
13.3%
123
Tramo II: Línea Iquique-Pozo C2
676
-250
926 Estandartes
4.8
45.7
10.5%
Tota MUS$
97
447
Zofri
P. Adicional Tramo I
P. Adicional Tramo II
Peaje anual Total [Miles de US$]
227
220
447
41
VALORES VI 2013
AÑO 2013
VI actualizado Dic 2013
Identificación Tramo II
Tensión
Longitud
Circuitos
VI
AVI
COMA
AVI+COMA
kV
km
N°
MUS$
MUS$/año
MUS$/año
MUS$/año
Línea Iquique-Pozo Almonte C2
66
39.5
1
2,756
292
55
347
Paño de Línea extremo Iquique
66
B2
1,483
157
44
202
Paño de Línea extremo Pozo Almonte
66
B5
797
85
24
108
Identificación Tramo I
Transformador 16-20 MVA
Tensión
Nombre
Nombre
VI
AVI
COMA
AVI+COMA
kV
Subestación
Paño
MUS$
MUS$/año
MUS$/año
MUS$/año
1,501
159
45
204
Paño de transformación
66
Iquique
BT
1,287
137
39
175
Paño de transformación
13.8
Iquique
CT
209
22
6
28
AVI+COMA
MUS$/año
IT CDEC
MUS$/año
PEAJE
Estimado
MUS$/año
PEAJE ADICIONAL
66/13,8 kV
Iquique
Cliente
Tramo I: S/E Iquique
408
408
Tramo I: S/E Iquique
408
408 Estandartes
Zofri
Tramo II: Línea Iquique-Pozo C2
658
-52
710
Tramo II: Línea Iquique-Pozo C2
658
-52
710 Estandartes
Zofri
Potencia
Nominal
MW
Capacidad
Máxima
MW
Prorrata
Peaje Anual
MUS$/año
6.1
20
30.3%
124
6.4
20
32.0%
131
6.1
45.7
13.3%
94
6.4
45.7
14.0%
Tota MUS$
99
448
P. Adicional Tramo I
P. Adicional Tramo II
Peaje anual Total [Miles de US$]
254
193
448
42
VALORES VI 2014
AÑO 2014
VI actualizado Dic 2014
Identificación Tramo II
Tensión
Longitud
Circuitos
VI
AVI
COMA
AVI+COMA
kV
km
N°
MUS$
MUS$/año
MUS$/año
MUS$/año
Línea Iquique-Pozo Almonte C2
66
39.5
1
2,590
275
52
327
Paño de Línea extremo Iquique
66
B2
1,389
147
42
189
Paño de Línea extremo Pozo Almonte
66
B5
747
79
22
102
Identificación Tramo I
Transformador 16-20 MVA
Tensión
Nombre
Nombre
VI
AVI
COMA
AVI+COMA
kV
Subestación
Paño
MUS$
MUS$/año
MUS$/año
MUS$/año
1,406
149
42
191
Paño de transformación
66
Iquique
BT
1,206
128
36
164
Paño de transformación
13.8
Iquique
CT
196
21
6
27
AVI+COMA
MUS$/año
IT Esperado
CDEC
MUS$/año
PEAJE
Estimado
MUS$/año
PEAJE ADICIONAL
66/13,8 kV
Iquique
Cliente
Tramo I: S/E Iquique
382
382
Tramo I: S/E Iquique
382
382 Estandartes
Zofri
Tramo II: Línea Iquique-Pozo C2
617
-39
656
Tramo II: Línea Iquique-Pozo C2
617
-39
656 Estandartes
Zofri
Potencia
Nominal
MW
Capacidad
Máxima
MW
Prorrata
Peaje Anual
MUS$/año
6.1
20
30.5%
117
6.4
20
32.0%
122
6.1
45.7
13.3%
88
6.4
45.7
14.0%
Tota MUS$
92
418
P. Adicional Tramo I
P. Adicional Tramo II
Peaje anual Total [Miles de US$]
239
179
418
Con lo anterior, la propuesta económica que se hace a ENOR para superar esta
discrepancia con E.CL, sin considerar aún los intereses a la fecha de pago, es la
siguiente:
Año
2011
2012
2013
2014
US$
386.069
447.332
447.562
418.243
$
186.729.513
217.623.394
221.712.698
238.554.021
Nota: Valores en pesos determinados con el tipo de cambio dólar
observado promedio de cada mes.
A los valores indicados en la tabla anterior, la resolución de esta discrepancia por
el H. Panel de Expertos también debería considerar el pago de intereses, de
acuerdo al Procedimiento indicado en la Resolución Exenta N°586/2010 de la
43
CNE. Este procedimiento es aplicable al caso sub lite por cuanto cuenta con el
informe favorable de la CNE y fue utilizado en la reliquidación que determinó el
CDEC-SING para los años 2011, 2012 y 2013.
Dichos intereses, determinados al 30 de abril de 2015 y considerando como
fechas de vencimiento para cada cuota mensual, el último día de cada mes,
ascienden a:
Año
Deuda en
$
2011
186.729.513
2012
217.623.394
2013
221.712.698
2014
238.554.021
Nota: Detalle del cálculo se indica en Anexo.
Intereses
$
48.417.128
40.418.212
24.678.409
10.026.354
b.2 Chequeo de consistencia de las prorratas resultantes.
Para revisar la racionalidad de los resultados del cálculo de la propuesta
económica del literal b.1 anterior, se acompaña a esta presentación también el
resultado de calcular las proporciones de participación que tendrían las centrales
de ENOR (Zofri y Estandartes) y la central de E.CL (CD Iquique), si
consideráramos como base la potencia instalada de cada central o la potencia
firme reconocida por el CDEC-SING. Estos resultados indican que si ambas
centrales tuvieran que construir un sistema de transmisión para llegar al sistema
eléctrico en Pozo Almonte, ENOR debiera financiar una proporción mayor a la que
hoy pagaría como prorrata por el Tramo II, la que ascendería a un 20% o más, a
diferencia del 13% que arroja el cálculo del b.1 anterior. Luego, resulta ventajoso
para ENOR considerar la propuesta de E.CL de utilizar la capacidad máxima de la
línea Iquique-Pozo Almonte para determinar la capacidad que utiliza de dicha
instalación.
Los siguientes cuadros muestran los resultados de peaje adicional en caso que la
prorrata tomara en cuenta las capacidades instaladas de las centrales diesel de
E.CL y ENOR o las potencias firmes determinadas por el CDEC-SING.
44
Año 2011
CD ENOR
Potencia
Firme
Potencia
Instalada
MW
MW
P. Firme/
PF Total
P. Inst./
P. Total
Año 2012
7.82
10.86
26%
20%
CD ENOR
CD E.CL
21.83
43.01
74%
80%
Total
29.64
53.87
100%
100%
P. Firme/
PF Total
P. Inst./
P. Total
Año 2013
CD ENOR
Potencia
Firme
Potencia
Instalada
MW
MW
Potencia
Firme
Potencia
Instalada
MW
MW
P. Firme/
PF Total
P. Inst./
P. Total
20%
6.86
10.86
27%
CD E.CL
18.49
43.01
73%
80%
Total
25.34
53.87
100%
100%
P. Firme/
PF Total
P. Inst./
P. Total
22%
Año 2014
6.78
12.46
28%
22%
CD ENOR
CD E.CL
17.34
43.01
72%
78%
Total
24.13
55.47
100%
100%
Potencia
Firme
Potencia
Instalada
MW
MW
7.75
12.46
28%
CD E.CL
20.00
43.01
72%
78%
Total
27.75
55.47
100%
100%
Nota: Fuente CDEC-SING
Respecto del uso que hace ENOR del Transformador de la subestación Iquique,
se ha propuesto que la prorrata de pago para ENOR se determine en función de la
capacidad máxima del equipo, es decir los 20 MVA que tiene el equipo con
refrigeración forzada y no los 16 MVA en condiciones normales. Esto significa que
ENOR es responsable de sólo un 30% del AVI+COMA del equipo. Sin embargo, si
ENOR hubiera optado por comprar su propio transformador, debiera haber elegido
una capacidad de 15 MVA, asumiendo el 100% del AVI+COMA. Luego, la
propuesta de E.CL resulta ventajosa para ENOR.
Por otro lado, se revisó la producción de las centrales diesel Iquique, Zofri y
Estandartes para el período 2011- 2014, utilizando como fuente la generación
bruta publicada por el CDEC-SING, pudiendo constatar que la generación
transportada por el sistema de transmisión entre Iquique y Pozo Almonte, producto
de la operación de las centrales de ENOR, ha ido aumentando, siendo un 24% el
año 2011 hasta llegar a un 50% el año 2014, según lo indican los cuadros
siguientes:
45
E-CL CD Iquique
MAIQ
2011
2012
5.82
2013
2014
0.81
0
0
MIIQ
1.42
1.5
1.71
0.98
MSIQ
14.23
7.63
0
0
SUIQ
2.47
2.21
2.22
2.41
TGIQ
10.2
5.53
6.99
5.75
34.14
17.68
10.92
9.14
Total G. Bruta (GWh)
ENORCHILE
ZOFRI_1-6
2011
2012
0.73
2013
0.58
0.8
2014
0.57
ZOFRI_13
0
0
0.32
1.25
ZOFRI_2-5
4
3.05
3.44
3.38
5.89
4.44
5.26
3.86
Total G. Bruta (GWh)
10.62
8.07
9.82
9.06
Total GWh
44.76
25.75
20.74
18.2
ZOFRI_7-12
2011
2012
2013
2014
E.CL
Prorratas / Año
76%
69%
53%
50%
ENORCHILE
24%
31%
47%
50%
Fuente: CDEC-SING
b.3 Fundamentos económicos de la remuneración.
Los valores de VI en que se basan nuestros cálculos corresponden al último
estudio de valorización de las instalaciones de transmisión fue realizado por
REICH Ingeniería y SYNEX el año 2011 y cuyo informe final fue entregado por los
consultores en diciembre de 2011.
Dichos valores han sido utilizados por el CDEC-SING para determinar el pago que
debe hacer E.CL como aporte al presupuesto del CDEC-SING.
A continuación se indican los resultados de la valorización obtenidos para las
líneas de transmisión de E.CL, dentro de las cuales se encuentran las líneas que
conectan las subestaciones Iquique y Pozo Almonte de E.CL.
46
TRAMO VI
TENSIÓN LONG. CTOS. COSTO LÍNEA
kV
km
US$
1 Chacaya-Crucero
220
153
1
24,504,065
2 Chacaya-Mantos Blancos
220
66
1
11,565,776
3 Chacaya-Mejillones
220
1
1
816,986
4 Crucero-Lagunas1
220
174
1
29,878,466
5 Lagunas-Pozo Almonte
220
70
1
12,808,046
6 Chacaya-El Cobre 1
220
144
2
18,169,025
7 Chacaya-El Cobre 2
220
144
2
18,169,025
8 Laberinto-El Cobre
220
3
1
966,650
9 Arica-Pozo Almonte
110
216
1
14,540,693
10 Capricornio-Alto Norte
110
44
2
5,641,979
11 Capricornio-Antofagasta
110
28
2
3,209,795
12 Mejillones-Chacaya
110
1
1
592,586
13 Mejillones-Antofagasta
110
63
1
4,743,588
14 Tapoff Desalant-SE Desalant
110 1.90
1
1,416,843
15 Capricornio-Sierra Miranda
110
25
1
2,170,353
16 Chacaya-GNL Mejillones
110
11
1
1,231,828
17 Central Chapiquiña-Arica
66
84
1
6,633,001
18 Central Diesel Arica-Arica
66
7
1
965,344
19 Central Diesel Iquique-Iquique
66
2
1
609,683
20 Pozo Almonte-Tamarugal
66
21
1
1,625,538
21 Iquique-Pozo Almonte N°1
66
44
1
2,976,373
22 Iquique-Pozo Almonte N°2
66
40
1
2,723,854
23 Tocopilla-Crucero 6A
220
71
2
13,239,880
24 Tocopilla-Crucero 7A
220
71
2
13,239,880
25 Crucero-Chuqicamata 6B+6C
220
70
2
13,224,003
26 Crucero-Chuquicamata 7B
220
70
2
13,224,003
27 Crucero-Radomiro Tomic
220
82
1
18,191,339
28 Crucero-El Abra
220
101
1
24,178,999
29 Loa - SQM
220
8
1
3,424,421
30 El Cobre-Gaby
220
57
1
12,972,136
31 Tocopilla-Chuquicamata 1
110
141
1
27,656,205
32 Tocopilla-Chuquicamata 2
110
141
2
14,800,978
33 Tocopilla-Tamalla 3
110
14
2
2,379,023
34 Tocopilla-Tamalla 4
110
14
1
4,203,542
35 Tamaya-Chuquicamata 3
110
127
2
12,421,955
36 Tamaya-Salar 4
110
144
1
10,038,693
El consultor entregó para cada subestación la valorización de los activos,
sumando las prorratas de las instalaciones comunes de patio y subestación en
cada paño de conexión de E.CL o de Terceros. Para prorratear las instalaciones
comunes de subestación se utilizó la energía transitada por cada patio el año 2010
y para prorratear las instalaciones comunes de patio, se utilizó el número de
paños.
47
VALOR DE INVERSION (VI )
SUBESTACION: POZO ALMONTE
PAÑO
VI
KUS$
INTERESES INTERESES
INTERC.
INTERC.
VI 1ª
VI
VI
( 6,77 % ) ( 6,77 % ) VI TOTAL VI TOTAL
DISTR. VI 1ª DISTR. FÍSICO
FÍSICO
(E-CL) (TERCEROS) (E-CL) (TERCEROS) (E-CL) (TERCEROS) ( E-CL) (TERCEROS)
KUS$
KUS$
KUS$
KUS$
KUS$
KUS$
KUS$
KUS$
52JT2
836.3
1,525.8
PROP.
INSTALACIONES PATIO 220 KV
Paño Autotransformador Nº2
Paño Autotransformador Nº5
Paño Reactor Nº1
Paño de Línea de S/E Lagunas
Instalaciones comunes 220 KV
E-CL
CERRO
52JT5 COLORADO
JZ
E-CL
J1
E-CL
E-CL
0.0
512.9
799.5
665.9
INSTALACIONES PATIO 110 KV
Paño a S/E Arica
52H1
507.8
Paño a Cerro Colorado
52H2
Paño a Cerro Colorado
52H3
Paño alim. AutoTR. Nº4 y 1 a Barra 110 KV52HT1
Paño alim. Autotransf. Nº2 110 KV
52HT2
Paño alim. De AutoTR. Nº5
Instalaciones comunes 110 KV
INSTALACIONES PATIO 66 KV
Paño alim. De AutoTR. Nº4 y 1 a barra 66
Paño alim. A S/E Iquique circuito 1
Paño alim. A S/E La Cascada
Paño alim. A S/E Tamarugal
Paño alim. A S/E Iquique circuito 2
Paño SSAA-2
Instalaciones comunes 66 KV
INSTALACIONES PATIO 23 KV
Paño alim. A Pampino
Paño alim. El Carmelo
Paño 13.8 KV de AutoTR Nº2 a TR. Nº3
Paño de Transf. Nº3 a Barra 23 KV
Instalaciones comunes 23 kV
52HT5
52BT1
52B1
52B3
52B4
52B5
BSA2
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
52E1
52E2
52CT3
52ET3
E-CL
-----E-CL
E-CL
689.5
65.3
1,030.3
1,764.5
119.5
1,884.0
603.6
748.6
50.7
799.2
95.9
240.8
95.9
392.5
646.4
0.0
575.1
296.7
511.6
350.1
402.0
481.5
350.2
558.6
965.0
1,923.3
1,489.0
0.0
0.0
296.7
550.5
122.0
240.8
537.5
791.3
95.9
478.4
693.3
531.9
583.8
663.2
16.3
240.8
540.0
754.9
593.5
645.4
724.8
E-CL
1,190.4 1,190.4
E-CL
514.5
514.5
E-CL
E-CL
889.6
CERRO
COLORADO -----------
INSTALACIONES COMUNES y SS/AA
2,586.1
TOTAL
12,875.9 9,312.8
977.0 11,027.2
16.3
257.1
576.6
806.0
633.6
689.1
773.9
10.9
99.2
44.6
1,848.8
257.1
573.8
844.9
36.6
51.1
40.2
43.7
49.1
1,466.0
659.5
257.1
16.3
36.4
53.6
161.4
EQUIPOS MAYORES
Autotransformador Nº2 220 KV 80-100 MVA
Autotransformador Nº4 Y 1 110 y 66 KV
Transformador Nº3 10-12 MVA 13.8/23 KV
Reactor 24 MVAr
Autotransformador N° 5 ,100 MVA
E-CL
CERRO
COLORADO
CERRO
COLORADO
E-CL
E-CL
CERRO
COLORADO
1,801.4
746.5
172.3
1,565.2
704.1
125.2 11,773.7
1,973.9
48
VALOR DE INVERSION (VI )
SUBESTACION: IQUIQUE
PROP.
VI
KUS$
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
552.9
552.9
373.9
374.9
374.9
247.0
PAÑO
INSTALACIONES PATIO 66 KV
Paño de S/E Pozo Almonte a Iquique Circ.Nº1 52B1
Paño de S/E Pozo Almonte a Iquique Circ.Nº2 52B2
Paño de Interconexión Central a S/E Iquique 52B3
Paño Alim. Transf. Nº1
52BT1
Paño Alim. Transf. Nº2
52BT2
Paño de transf. de barra 66 KV e Inst. Comune 52BR
INSTALACIONES PATIO 13.2 KV
Alimentador Nº1 Oriente
Alimentador Nº2 Zofri
Alimentador Nº3 B. Industrial
Alimentador Nº4 Chucumata
Alimentador Nº5 Cavancha
Alimentador Nº6 Sur
Alimentador Nº7 Norte
Alimentador N°8 NEPSA - ZOFRI
Paño de alim. de transf. 1 a barra 13.2 KV
Paño de alim. de transf. 2 a barra 13.2 KV
Instalaciones comunes Patio 13.2 kV
EQUIPOS MAYORES
Transformador Nº1 16-20 MVA
Transformador Nº2 16-20 MVA
VI
FÍSICO
VI 1ª DISTR. VI 1ª DISTR. VI FÍSICO
(E-CL)
(TERCEROS) (E-CL) (TERCEROS)
KUS$
KUS$
KUS$
KUS$
588.2
588.2
409.2
410.2
410.2
1,348.3
1,348.3
1,169.2
1,170.2
1,170.2
INTERESES INTERESES
INTERC.
INTERC.
( 6,77 % )
( 6,77 % ) VI TOTAL VI TOTAL
(E-CL)
(TERCEROS) ( E-CL) (TERCEROS)
KUS$
KUS$
KUS$
KUS$
91.3
91.3
79.2
79.2
79.2
2,280.2
52C1
52C2
52C3
52C4
52C5
52C6
52C7
52C8
52CT1
52CT2
1,439.6
1,439.6
1,248.4
1,249.5
1,249.5
154.4
2,434.5
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
E-CL
569.5
569.5
INSTALACIONES COMUNES Y SS/AA
6,458.3
EDIFICACIONES ADICIONALES
1,142.2
TOTAL
11,216.1
604.8
604.8
3,615.6
1,364.8
1,364.8
0.0
8,935.9
92.4
92.4
2,280.2
605.0
1,457.2
1,457.2
154.4
9,540.9
2,434.5
El respaldo técnico y económico de los valores entregados por SYNEX y REICH
están disponibles en archivos magnéticos y en formato Excel y se acompañan en
Segundo Otrosí.
49
c) Peticiones concretas al H. Panel de Expertos.
En consecuencia, se solicita al H. Panel de Expertos que:
i)
Dictamine que ENOR hace uso del acceso abierto al Sistema
Interconectado del Norte Grande (SING) a través de las Instalaciones
de E.CL: transformación 13,8/66 kV ubicada en S/E Iquique, líneas de
transmisión Iquique-Pozo Almonte 1 e Iquique-Pozo Almonte 2, ambas
de 66 kV, instalaciones que le permiten a las centrales Zofri y
Estandartes de ENOR, comercializar energía y potencia en el SING.
ii)
Dictamine que corresponde a ENOR un pago a E.CL para efectos de
cumplir su obligación por el uso de las siguientes instalaciones de
transmisión adicional: transformación 13,8/66 kV ubicada en S/E
Iquique, líneas de transmisión Iquique-Pozo Almonte 1 e Iquique-Pozo
Almonte 2, ambas de 66 kV, instalaciones que le permiten a las
centrales Zofri y Estandartes de ENOR, comercializar energía y
potencia en el SING.
iii)
Dictamine que como una forma de resolver esta discrepancia, resulta
del todo razonable la propuesta económica considerando un criterio N1 y la determinación de un peaje adicional bajo la fórmula AVI+COMAIT por tramos.
iv)
Dictamine que el monto a pagar por ENOR a E.CL corresponde a los
valores indicados en la siguientes tabla:
Año
2011
US$
386.069
$
186.729.513
50
2012
2013
2014
447.332
447.562
418.243
217.623.394
221.712.698
238.554.021
Nota: Valores en pesos determinados con el tipo de cambio dólar
observado promedio de cada mes.
v)
Dictamine que le corresponde a ENOR pagar además los intereses
calculados de acuerdo al Procedimiento indicado en la Resolución
Exenta N°586/2010 de la CNE. Dichos intereses, determinados al 30 de
abril de 2015 y considerando como fechas de vencimiento para cada
cuota mensual, el último día de cada mes, ascienden a:
Año
2011
2012
2013
2014
Deuda en
$
186.729.513
217.623.394
221.712.698
238.554.021
Intereses
$
48.417.128
40.418.212
24.678.409
10.026.354
Nota: Detalle del cálculo se indica en Anexo.
vi)
Dictamine que ENOR debe suscribir con E.CL un contrato de Peaje
Adicional a partir de enero 2015.
Al H. Panel de Expertos respetuosamente pido: Tener por interpuesta la
presente solicitud de Dictamen del Honorable Panel de Expertos por E.CL S.A.
en razón de la discrepancia y conflicto referido en el cuerpo de esta
presentación, con ENORCHILE S.A., ambas ya individualizadas; admitirla a
tramitación y, en definitiva, acogerla, declarando que acoge la propuesta de
régimen económico presentada por E.CL S.A.
PRIMER OTROSÍ: Ruego al H. Panel de Expertos ordene oficiar al Centro de
Despacho Económico de Carga-SING (CDEC-SING): De acuerdo al art. 3° del
Reglamento de los Centros de Despacho Económico de Carga, estos organismos
deben garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión adicionales y
preservar la seguridad global del sistema eléctrico. Por lo tanto, su opinión en esta
51
discrepancia es de suma importancia.
SEGUNDO OTROSÍ: Por este acto acompaño la totalidad de los antecedentes
que se hacen valer y aquellos en que consta el acto o hecho que motiva la
discrepancia: Por tanto, solicito al H. Panel de Expertos, tenga por acompañados
los siguientes documentos:
A.
Actos Administrativos:
1.
Decreto Supremo N° 102 del 14 de marzo de 2005, emitido por el Ministerio
de Economía Fomento y Reconstrucción.
2.
Decreto Supremo N° 228 de fecha 17 de agosto de 2005, del Ministerio de
Economía Fomento y Reconstrucción.
3.
Decreto Supremo N° 363 de fecha 28 de diciembre de 2005, del Ministerio
de Economía Fomento y Reconstrucción.
4.
Decreto Supremo N°320 de fecha 10 de septiembre de 2008, del Ministerio
de Economía Fomento y Reconstrucción.
5.
Decreto Supremo N° 121 de fecha 20 de enero de 2010, del Ministerio de
Economía Fomento y Reconstrucción.
6.
Decreto Supremo N°89 de fecha 21 de abril de 2010, del Ministerio de
Energía.
7.
Decreto Supremo N°134 de fecha 9 de junio de 2010, del Ministerio de
Energía.
8.
Decreto Supremo N°14 de fecha 14 de febrero de 2012 del Ministerio de
Energía.
9.
Decreto Supremo N°61 de fecha 5 de septiembre de 2011, del Ministerio de
Energía.
10. Decreto 423 de 1973. Escritura Pública Concesión Definitiva Línea IquiquePozo Almonte circuito 1.
11. Decreto 447 del 3 de septiembre de 1985. Autoriza Servidumbre Pozo
Almonte-Iquique circuito 2.
52
12. Resolución Exenta N°586 del 13 de septiembre de 2010, Pagos por
Reliquidación y Cálculo de Intereses.
B.
Copia de las siguientes Cartas:
1.
Carta N° VPC/355/2013 de fecha 25 de octubre de 2013 de E.CL S.A. a
ENORCHILE S.A.
2.
Carta N° VPCN/405/2013 de fecha 13 de noviembre de 2013 de E.CL S.A. a
ENORCHILE S.A.
3.
Carta N° VPC/406/2013 de fecha 13 de noviembre de 2013 de E.CL S.A. a
ENORCHILE S.A.
4.
Carta N° VPC/407/2013 de fecha 13 de noviembre de 2013 de E.CL S.A. a
ENORCHILE S.A.
5.
Carta N° VPC/091/2014 de fecha 6 de marzo de 2014 de E.CL S.A. a
ENORCHILE S.A.
6.
Carta de fecha 20 de mayo de 2014 con respuesta de ENOR a nuestra
VPC/091/2014.
7.
Carta N° VPC/257/2014 de fecha 22 de agosto de 2014 de E.CL S.A. a
ENORCHILE S.A.
8.
Carta de fecha 22 de agosto de 2014 con respuesta de ENOR a nuestra
VPC/257/2014.
9.
Carta VPC/098/2015 de fecha 10 de abril de 2015, de E.CL S.A.
a
ENORCHILE S.A.
10. Carta CDEC-SING N°1397/2013, Aplicación DS14 Pagos por Reliquidación
de Subtransmisión Año 2011, 2012 y período enero-junio 2013.
C.-
Otros documentos.
1.
Cálculo de la deuda en pesos con intereses.
2.
Anexo Informe final VI COMA y VATT de fecha 7 de diciembre de 2011,
SYNEX-REICH.
53
D.-
Escrituras Públicas.
1.
Escritura pública otorgada con fecha 16 de febrero de 2011 en la Notaría de
don Iván Torrealba Acevedo.
2.
Escritura pública otorgada con fecha 17 de diciembre de 2008 en la Notaría
de don Iván Torrealba Acevedo.
TERCER OTROSÍ: Solicito al H. Panel de Expertos tener presente que la
personería de Aníbal Prieto Larraín para representar a E.CL S.A. consta en
escritura pública otorgada con fecha 16 de febrero de 2011 en la Notaría de don
Iván Torrealba Acevedo, documento acompañado en el Segundo Otrosí de este
libelo.
CUARTO OTROSI: Al H. Panel de Expertos solicito tener presente que, de
conformidad a lo dispuesto en el artículo 211 de la LGSE y del literal f) del artículo
36 del Reglamento del Panel de Expertos, fijo e indico como domicilio para
practicar todas las notificaciones que correspondieren en este procedimiento a
don Robin Cuevas domiciliado en Avenida Apoquindo 3721 piso 6, comuna de
Las Condes, Ciudad de Santiago.
QUINTO OTROSÍ: Solicitó al H. Panel de Expertos que por el presente acto
confiero patrocinio y poder a los abogados señores Aníbal Prieto Larrain, María
Guadalupe Orrego Sánchez y Andrés Hurtado Mujica para que representen a
E.CL S.A. ante este H. Panel de Expertos.
54