Derecho Eléctrico y Desarrollo de Proyectos

DERECHO ELÉCTRICO Y DESARROLLO DE PROYECTOSProf. Diego Peña y Prof. Cristóbal Pellegrini

28.09.2015

Mayor consumo eléctrico y mayor capacidad en el Norte, el sistema interconectado central abastece

principalmente a las mineras. Hay sistemas menores como el caso de Aysén, que satisface este

sector y el de Magallanes que abastece a este lugar.

En el SINC hay cierta holgura, requiere de un flujo suficiente para trasladar energía eléctrica a

Santiago, lo que si no se logra provocara un incremento en las cuentas de luz. La voluntad del

gobierno es materializar este proyecto.

¿Qué consecuencias conlleva al derecho a tratar estos temas?

Al estado le interesa que exista regulación sobre la calidad del servicio y funcionamiento. Otro

punto en particular para una regulación tiene relación con la fijación de precios en los impactos

ambientales, la cual debe reflejar cual es verdaderamente el valor de esa energía y les atribuya

herramientas a los particulares en temas de abuso.

Lo más relevante en un proyecto eléctrico desde el financiamiento es el tema ambiental, la

autorización que requiere para llevar a cabo el proyecto en relación a su impacto ambiental.

Todo lo que es transporte de energía viaja por Chile atravesando predios públicos y privados, por lo

cual los dueños de estos proyectos requieren de la autorización de los dueños del predio, entonces la

ley eléctrica dice que si el dueño del predio no está de acuerdo debe ser indemnizado y si el

proyecto es más importante, entonces el dueño del predio puede incluso pedir concesión.

ASPECTOS GENERALES

ROL DE LA ENERGÍA

En las sociedades modernas y exigencias sociales asociadas a su desarrollo:

i. Seguridad

ii. Sustentabilidad

iii. Equidad

La energía no puede ser almacenada y corriente debe ser transmitida o transportada a través de una

red especialmente diseñada. El suministro eléctrico requiere conexiones entre oferentes y

demandantes (líneas de transmisión)

La electricidad se puede producir, generar, con medios:

Hídricos (ríos y embalses),

Térmicos (diésel, carbón, gas natural),

Nucleares,

ERNC (viento, mares, biomasa, geotermia, entre otros)

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SISTEMAS ELÉCTRICOS

Art. 225, letra a) LGSE Define sistema eléctrico como: “conjunto de instalaciones de centrales

eléctricas generadoras, líneas de transporte, subestaciones eléctricas y líneas de distribución,

interconectadas entre sí, que permiten, generar, transportar y distribuir energía eléctrica”

Sistema Interceptado Central (SIC)

Sistema Interconectado Central Norte Grande (SING)

Sistema de Aysén

Sistema de Magallanes

MERCADO ELÉCTRICO (generación, transmisión y distribución)

1. Segmento de Generación : Consiste en el proceso tecnológico destinado a transformar las fuentes

energéticas primarias en energía transportable y utilizable en los centros de consumo.

Régimen de mercado libre: no existen barreras legales de entrada

Mercado Competitivo

Regulación técnica de la seguridad y calidad de servicio: interconexión, coordinación,

confiabilidad.

Regulación económica: costo marginal (entre generadores), precio nudo (clientes

regulados) o venta a clientes libres

No se identifican monopolios naturales

Obligación legal de interconexión y operación coordinada.

¿Por qué hay deber legal de interconexión? Deber haber tal coordinación, ya que se habla de un

sistema eléctrico, es decir, un conjunto de estructuras que deben estar conectadas, para que funcione

un sistema eléctrico el sistema DEBE estar conectado con el transmisor y este a su vez con el

distribuidor.

Labores: Regula, planifica y fiscaliza

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2. Segmento Transmisión: Actividad destinada a transportar la energía desde los puntos de

generación hasta los centros de consumo masivo (o hasta subestaciones de transformación)

Se divide en 3 subsistemas (troncal, sub-transmisión y adicional): Art. 73 LE

Régimen de Servicio Público (salvo transmisión adicional): inciso 1 y 3 del art. 7 LE.

Significativas economías de escala e indivisibilidad en la inversión

Derechos de recaudación de pagos por todos los costos del servicio (peaje)

Tendencias al monopolio natural

La línea de transmisión adicional tiene un uso particular, por lo que pueden pactar libremente el

valor de la energía, a diferencia de la troncal y subtransmisión que es de interés público y es donde

se distribuyen las mayores cantidades de energía.

3. Segmento de Distribución: Actividad destinada a llevar la energía hacia los usuarios finales

localizados en cierta zona geográfica explícitamente limitada.

Mercado funciona como monopolio natural

Empresas funcionan bajo un régimen de concesión de servicio público de distribución

Existen economías de escala, por lo mismo, tarifas del suministro a consumidores finales

son fijadas por la autoridad

Regulación económica a través de tarifas públicas, remuneración del “valor agregado de

distribución” y figura de “empresas modelos” (art. 182 LE)

Derechos de cobro de tarifas y suspensión del servicio (art. 141 LE)

Se requiere la calificación del servicio público otorgado por la autoridad para realizar este servicio,

a diferencia de la transmisión donde no se requería regulación previa.

La ley de energía es una ley con un alto contenido económico, utilizando modelos matemáticos.

ESTATUTO JURÍDICO ELÉCTRICO

CARACTERÍSTICAS QUE DEBE TENER LA LEY ELÉCTRICA EN CHILE:

Debe ser una regulación: Técnica -Especializada, tanto desde el punto de vista de economía, calidad

del servicio, normas de funcionamiento del servicio -Regular un mercado que si se deja entregado a

agentes privados se pueden dar situaciones de abuso, a nivel de precio, como resolver reclamos,

entre otros- Este estatuto jurídico debe tener un carácter orgánico, debe haber interés por el

legislador de regular un derecho eléctrico den Chile.

i. Régimen Jurídico Orgánico especializado

ii. Parte de su Actividad es calificada como Servicio Público

iii. Alto contenido Económico

iv. Interconexión de los tres Sectores

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Cuando se regula un mercado eléctrico, es necesario incluir dentro la calidad, seguridad, servicio,

precios. Hay que integrar elementos económicos, difícilmente uno puede ver una ley donde se

conjuga la técnica, economía y derecho como es el sistema eléctrico.

El derecho eléctrico es una rama del derecho administrativo económico, es decir, una regulación

específica dentro de la amplia regulación constitucional y legal de la actividad económica en un

estado de derecho. Dentro de este marco regulatorio el estatuto jurídico eléctrico es el conjunto de

normas que regulan o rigen la actividad industrial eléctrica.

ANÁLISIS HISTÓRICO-LEGISLATIVO DEL SECTOR ELÉCTRICO

Las primeras manifestaciones de la ley eléctrica en Chile se encuentra en

a) Ley 9 de Octubre de 1871 sobre el paso de líneas telegráficas

b) Ley n° 1665: sobre “Prescripciones para la concesión de permisos para la instalación de

empresas eléctricas en la República” la cual fue complementado por la ley 2.068 de 1907

sobre “El aprovechamiento de aguas corrientes como fuerza matriz””.

En cuanto a ley eléctrica propiamente tal:

1. La primera ley eléctrica: Decreto Ley n° 252 de 1925

Se detalla y sistematiza ley eléctrica

Principales disposiciones tienden a posibilitar las acciones de los concesionarios privados.

2. Segunda LGE: DFL n° 244 de 1931

Es exclusivamente privado,

Creación de la dirección de servicios eléctricos,

Establece forma de fijación de indemnización a través de una “comisión de hombres

buenos”

3. Tercer LGE: DFL n°4 de 1959

Creciente participación empresarial del estado en el sector eléctrico

Mantuvo las estructuras de la ley de 1925 y 1931.

PRINCIPALES PROBLEMAS ESTRUCTURALES EN ESA ÉPOCA:

i. Participación estatal preponderante en el sector eléctrico

ii. Rol prácticamente monopólico de Endesa

iii. Dificultad de control

iv. Falta de definición entre el rol normativo y el empresarial en las empresas estatales

v. Tarifas ineficientes desde el punto de vista económico

PARA MATERIALIZAR UNA NUEVA ESTRATEGIA SE HIZO LO SIGUIENTE:

i. Separación de los roles normativos y empresariales del Estado

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ii. Coordinación por parte de la CNE de las grandes decisiones de inversión de las

empresas estatales

iii. Realización de ajustes institucionales tendientes a una gestión eficiente de las empresas

estatales y creación de espacios para capitales privados

iv. Establecimiento de un sistema de precios realista y eficiente, fiel reflejo del costo

alternativo de los productos energéticos.

CAMBIO EN LA POLÍTICA ECONÓMICA

i. Cambio en la política económica chilena en materia eléctrica a fines de la década de los 70

lo que provocara una reestructuración de la política energética

ii. Proceso de descentralización y privatización de las empresas eléctricas, aplicación el

principio de subsidiaridad (recogido más tarde en la CPR del 80)

iii. Dicha política fue implementada progresivamente, desde el punto de vista: (i) Orgánico, (ii)

de Gestión y (iii) Legal.

Beneficios del análisis de modificación

El DFL n° 1 de 1982, establece un régimen jurídico, orgánico, especializado, que regula

íntegramente la actividad eléctrica.

i. Se dota de mayor eficiencia al sector eléctrico

ii. Se deja al mercado como herramienta de asignación de los recursos

iii. En distribución, en donde no podía operar completamente el mercado, se idearon modelos

matemáticos

iv. Se crea una institucionalidad clara y objetiva

MODIFICACIONES RELEVANTES

i. Ley 18.922 de 1990 Se incorporan normas relativas a la servidumbre de paso de energía

eléctrica

ii. Ley 19.940 de 2004 regulación del segmento de transmisión, distinguiendo tres

subsistemas: (i) transmisión troncal, (ii) subtransmisión y (iii) transmisión adicional, y

calificando de servicio público a las dos primeras.

Establece también un nuevo régimen de tarifas para sistemas eléctricos medianos, regula un sistema

de peaje de distribución y crea Panel de Expertos de la LE

iii. Ley 20.018 de 2005 implementa mecanismos de incentivos a reducciones o aumentos de

consumo, buscando regular oferta y demanda, y además modifica el procedimiento de

cálculo del precio nudo de largo plazo.

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PRINCIPAL LEGISLACIÓN ELÉCTRICA VIGENTE:

1. CPR

Principio de legalidad y competencia, órganos deben actuar dentro de sus facultades, debe existir

potestad previa, etc.

El orden público económico constituye una de las bases generales de la actividad eléctrica. Las

garantías constitucionales, particularmente.

- Art. 19, n°21 derecho a desarrollar cualquiera actividad económica

- Art. 19, n°22 no discriminación arbitraria en el trato que deben dar el Estado y sus

organismos

2. DFL n°4: Ley general de Servicios Eléctrico de 2007

Cuerpo legal que rige de la producción, el transporte, la distribución, el régimen de concesiones y

tarifas de energía eléctrica y las funciones del Estado relacionadas con esta materia.

3. Decreto n° 327 de 1998: Reglamento de la LGSE

El reglamento, al emanar de la potestad reglamentaria para efectos de ejecutar una ley, su ámbito es

limitado y en cualquier cosa, vinculado a la ley. El reglamento no puede contradecir esa ni otra

norma legal ni constitucional.

4. Ley n° 20.402: crea el Ministerio de Energía

Se encarga de proponer las políticas sectoriales para ser implementadas a través de leyes y

reglamentos.

5. Ley 18.410 de 1985: Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC)

Órgano de fiscalización y supervigilancia que debe velar por el cumplimiento de las leyes y

reglamentos del área eléctrica y normas técnicas sobre generación transporte y distribución de

electricidad.

El cumplimiento de la ley eléctrica la desarrolla la SEC

6. Decreto Ley 2.224 de 1978: Crea la Comisión Nacional de energía

La CNE es un organismo técnico encargado de analizar precios, tarifas y normas técnicas a las que

deben ceñirse las empresas de producción, generación, transporte y distribución de energía, con el

objeto de disponer de un servicio suficiente, seguro y de calidad, compatible con la operación más

económica.

Es una comisión totalmente técnica, además requiere mucha información actual del funcionamiento

de las empresas para proyectar tarifas

7. DS 181 de 2004 : Reglamento del Panel de expertos

Organismo de naturaleza técnico-jurisdiccional creado “en forma exclusiva para el sector eléctrico,

con competencia acotada, integrado por profesionales expertos, cuya función es pronunciarse,

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mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre aquellas discrepancias y conflictos que se susciten

con motivo de la aplicación de la legislación eléctrica que le deben ser sometidas conforme a la ley

y sobre las demás que dos o más empresas del sector eléctrico, de común acuerdo, sometan a su

decisión” (CNE, 2009)

Tiene competencia acotada y al ser un organismo tan técnico está compuesto por ingenieros y

abogados.

8. Decreto 291 : reglamento que establece estructura funcionamiento y financiamiento del

centro de despacho económico de carga (CDEC)

9. Decreto 119 de 1989 : reglamento de sanciones

10. Normas y resoluciones : ministerio de economía. Tales como el Decreto Nº 152 del 2005 el

cual fija los precios de nudo para suministros de electricidad.

11. Ley 20.257 de 2008 y Ley 20.698 : se incluyen preceptos para incentivar la generación de

energía renovable no convencional.

LEGISLACIÓN VINCULADA AL SECTOR ELÉCTRICO

D.L 211

Ley 19.300 Ley Orgánica de Base del Medio Ambiente

Código de Aguas

Ley 18.695, Ley Orgánica Constitucional de Municipalidades

Código Civil

Código Penal 29.09.2015

INTRODUCCIÓN

IMPORTANCIA DE LA ENERGÍA

Es indispensable para la vida actual, y suele ocurrir el fenómeno en Chile que se produce más

energía de la que se necesita

Luz

Calor

Motores: industria

Gran incidencia en la competitividad de la industria y desarrollo de un país. Este punto es

importante debido a que la energía está disponible, pero lo importante es saber de dónde viene y sus

efectos.

Además de creciente debate sobre calidad de la energía. No es lo mismo producir energía con

carbón o petróleo y con sol.

Dado el carácter de insumo de primera necesidad para el desarrollo, deben considerarse:*

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i. Alta tasa de crecimiento del consumo eléctrico en el gobierno de Piñera se pensaba

aumentar la producción de energía a una cantidad salvajada, en Chile hay capacidad

instalada de 19.000 mw, en el gobierno de Piñera se pensaba que debía llegar a 34.000 mw,

es decir, se quería duplicar, ahora se cree que al 2025, deberíamos llegar a 30.000 mw.

Cuando se planifica a largo plazo se debe pensar en que necesita. Cuando las industrias están

apretadas comienzan a ver cuánto consumir, tomando ciertas medidas para ahorrar como eliminar

un turno.

Se cree que con un aumento de PIB, también aumentara la tasa de consumo de energía.

ii. Alta tasa de intensidad de capital para producir electricidad construir una central es

mucha plata.

Entonces, tenemos un fuerte crecimiento y a la vez el consumo aumenta.

iii. Largo plazo para gestación de los proyectos eléctricos cuando se hace una planta, uno se

preocupa del terreno y luego de una infinidad de permisos. Se consigue una RSA, donde

luego se ira por una DIA o EIA. Luego se adquieren derechos mineros y de aguas.

Se toma mucho tiempo en reaccionar ante los cambios.

iv. Largo período para recuperación de las inversiones hay distintas formas de evaluar un

negocio, una de ellas es saber cuánto dinero ingresa a la oficina. Aquí no se recupera tan

rápido, una vez construida la central, para recuperar ese dinero hace falta mucho tiempo.

Acá no existe especulación, es un tema a largo plazo, son decisiones de largo plazo.

v. Gravedad del déficit de suministro en Chile en el año 99 tuvo cortes de energías

programados, cuando alguien llega al país y quiere invertir, crece mucho el consumo, es

difícil invertir, falta mucho tiempo.

COINCIDENCIA DE DISCIPLINAS

Para estudiar la regulación de la industria de la electricidad, debe tenerse en cuenta la coincidencia

de las siguientes disciplinas:

a) Ingeniería por ejemplo a cuanto corre la energía.

b) Economía no cualquiera se enfrenta a esto y mete plata, si no está diseñado

económicamente entonces nadie invertirá en esta área.

c) Derecho

ENERGÍA Y ELECTRICIDAD

La electricidad es una forma de energía, que puede manifestarse en reposo, como electricidad

estática, o en movimiento, como corriente eléctrica, que da lugar a luz, calor, movimiento,

mediante motores que transforman la energía eléctrica en energía mecánica, etc.

Como forma de energía, la electricidad se obtiene a partir de otras fuentes primarias de energía:

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i. Hidráulica (agua; abundante en Chile)

ii. Otras renovables, como solar, eólica, geotérmica, biomasa, mareas (abundantes en Chile)

iii. Combustibles fósiles como el petróleo, el gas o carbón (producción térmica; muy escasas en

Chile)

iv. Uranio, que da lugar a la energía nuclear (inexistente en Chile y poco estudiada)

La electricidad no necesita ensuciar el agua. La energía se produce a partir de movimiento.

Fuentes primarias de energía pueden clasificarse:

1. Renovables o no

- ER: agua, sol, viento, mareas

- ENR: combustibles fósiles

2. Convencionales o no

- EC: agua, carbón, gas, petróleo.

- ENC: sol, viento, mareas, vapor para geotermia

CENTRALES GENERADORAS

a) Hidroeléctricas: centrales de pasada y de embalse de agua (derechos de aguas no

consuntivos – usos combinables).

b) Termoeléctricas: carbón, gas, derivados del petróleo, biomasa, termosolares, geotérmicas,

nucleares.

c) Solares fotovoltaicas.

d) Eólicas

e) Mareomotrices

FUENTES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA

Características a considerar según cada fuente de energía

Costos (fijos y variables) – incide en el despacho de una central y en el costo marginal de la

energía (CMg)

Disponibilidad – incide en el despacho de centrales alternativas y en posibles

racionamientos

Impacto en el medioambiente – de importancia más reciente

Decisiones sobre lo anterior (técnicas, económicas y políticas) contribuyen a delimitar la “matriz

energética” de un país.

**Mw capacidad de producir energía en un momento dado.

Por ejemplo:

- Agua su costo es bajo al igual que la disponibilidad, sobre todo en el norte de Chile

donde no hay agua y su impacto ambiental es alto.

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- Paneles solares el costo es alto, su disponibilidad dependerá de distintos factores, es

distinto que funcione y que sea eficiente, como en el caso de zonas nubosas. En cuanto al

impacto en el medio ambiente también dependerá.

PROPIEDADES DE LA ENERGÍA A CONSIDERAR PARA SU REGULACIÓN

1) No es almacenable:

Simultaneidad entre oferta y demanda

Justifica la regulación de la actividad

Casos

a) Embalses

b) Embalses de regulación

c) Pilas y baterías

Hay ciertas formas de guardar energía como termo-solares

2) Debe transmitirse por una red especial

Sistemas interconectados

a) Realidad física determina su necesidad

b) Carga y curva de agua

c) Gestión de la oferta y la demanda: CDEC

d) Necesario por seguridad de suministro y eficiencia en aprovechamiento de recursos

Centrales dedicadas

Autoproducción

En el sistema chileno hay 19.000 mw instalados, y se espera llegar a 30.000 en los próximos años y

eso debe estar balanceado, entonces esto no es almacenable, no se libera cada vez que la gente

prende o apaga la luz. Por eso se requiere de por ejemplo un sistema interconectado.

Es algo instantáneo que regula el CDEC, estas tienen variaciones tanto por días, meses, etc.

ACTIVIDADES Y REGULACIÓN BÁSICA

En Chile la industria eléctrica está compuesta por las actividades de:

A) GENERACIÓN

i. Uso de suelo (zonificación – planes reguladores-, sistema concesional opcional para

centrales hidroeléctricas y líneas de transmisión)

ii. Explotación geotérmica

iii. Derechos de aguas

iv. Producción de energía nuclear

v. Evaluación ambiental (desde 3 MW)

vi. Emisiones atmosféricas

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vii. Medio humano: SEIA, consulta indígena

viii. Normas técnicas, por razones de seguridad y convivencia.

ix. Conexión a un sistema eléctrico

x. Organización de tarificación

xi. Concesiones, solo para hidroeléctricas

La generación se encuentra en buena parte en la 5,8 y 9 región, en cuanto a hidroeléctrica en el

Norte 0. En cuanto a la energía nuclear debiese tener regulación, sin embargo no hay.

B) TRANSMISIÓN

i. Similares a la actividad de generación (zonificación: líneas siempre autorizadas;

concesiones optativas, pero siempre aplicables)

ii. Franja de seguridad: prohibición de construir y plantar

iii. Servicio público de líneas troncales y subtransmisión

iv. Lo anterior deriva en tarificación regulada y acceso abierto para tales líneas

v. Acceso abierto para líneas no públicas (adicionales), cuando se favorecen de normativa de

uso de suelo.

vi. Desintegración vertical

La franja seguridad es que hay una franja por los costados donde habrá ciertas limitaciones, por eso

la afectación de por ejemplo Hidroaysén era tan grande como la avenida Apoquindo. Hay servicio

público en chile no en la generación, en cuanto a transmisión es libre.

Hay ciertas economías de escalas que requieren que exista monopolio, si hay acceso abierto porque

entiende que hay servicio público de tras, habría más competencia, sin embargo en la transmisión

hay monopolio.

C) DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD

i. Concesión:

a) Exclusividad de servicio

b) Obligación de prestar el servicio

c) Obligación de comprometer suministro con antelación

ii. Monopolio natural.

iii. Tarificación regulada

El tema del monopolio es importante, ya que por ejemplo no se tendrán dos metros porque sería

muy caro y por eso están las concesiones, las cuales genera derechos, como la exclusividad en la

zona y deberes, está obligada a prestar servicios en el lugar.

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**Generación, transmisión y distribución: Cada uno está regulado por separado y tienen un

tratamiento regulatorio diferenciado y en su conjunto conforman las tres etapas del “ciclo

eléctrico”.

REGULACIÓN BÁSICA DE LA INDUSTRIA

La Ley Eléctrica regula dos aspectos de la industria, el sistema y el mercado eléctrico.

Íntimamente relacionados

Dimensiones distintas

En cuanto a sistema, existen normas de construcción, busca que pueda funcionar de manera

interconectada y sin dañar al resto.

El sistema eléctrico está definido en la letra (a) del art. 225 de la Ley Eléctrica, “conjunto de

instalaciones de centrales eléctricas generadoras, líneas de transporte, subestaciones eléctricas y

líneas de distribución, interconectadas entre sí, que permite generar, transportar y distribuir

energía eléctrica”.

La Ley Eléctrica no contiene una definición de mercado eléctrico, pero puede concluirse que se

refiere al intercambio de los siguientes bienes:

a) Energía

b) Potencia

c) Servicios complementarios

Nos enfocaremos inicialmente en el sistema eléctrico

SISTEMAS ELÉCTRICOS EN CHILE

El sector eléctrico en Chile se organiza en base a conjuntos de instalaciones ordenados o

delimitados geográficamente denominados “sistemas eléctricos”.

Los sistemas mayores corresponden a aquellos con una capacidad instalada de generación igual o

superior a 200 MW, los medianos tienen una capacidad instalada superior a 1,5 MW e inferior a

200 MW y los pequeños una capacidad instalada igual o inferior a 1,5 MW.

Los principales sistemas eléctricos chilenos son cuatro:

1. Sistema Interconectado del Norte Grande (“SING”):

Sistema mayor que abastece desde Arica por el norte hasta la localidad de Coloso por el sur. El

consumo mayoritario corresponde a la minería e industria en general y, si bien constituye un 27,6%

de la capacidad instalada nacional, sólo abastece a un 5% de la población.

2. Sistema Interconectado Central (“SIC”):

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Sistema mayor que abastece la zona central del país, desde Taltal por el norte hasta Quellón, en la

isla de Chiloé, por el sur. La distancia entre ambas localidades es de aproximadamente 2.100 km.

Constituye el 71,2% de la capacidad instalada total del país y sirve al 93% de la población.

3. Sistema Eléctrico de Aysén :

En la práctica corresponde a cinco sistemas medianos ubicados en la zona sur del país: Palena,

Hornopirén, Carrera, Cochamó y Aysén. Su capacidad conjunta corresponde a sólo 0,4% de la

capacidad instalada nacional.

4. Sistema Eléctrico de Magallanes :

Corresponde a cuatro subsistemas medianos: Punta Arenas, Puerto Natales, Porvenir y Puerto

Williams, que abastecen a las ciudades del mismo nombre. Se localiza en el extremo más austral del

país. Su capacidad instalada conjunta corresponde al 0,6% de la capacidad instalada nacional.

En estos dos (Aysén y Magallanes) no hay organizador del sistema (CDEC), los precios son

pactados de manera distinta. Son zonas muy aisladas, por eso se habla de subsistemas, las cuales

tienen varias incidencias, como por ejemplo en relación a los precios.

La mayor cantidad de energía en el extremo sur se adquiere quemando petróleo. 30.09.2015

“Senado aprobó proyecto que permite a ENAP ingresar al rubro de generación eléctrica”

“Ministro Pacheco: el sector de energía es hoy el de mayor dinamismo en Chile”

“Energía: hoja de ruta propone que al menos un 70% de la matriz eléctrica al 2050 sea de fuentes

renovables”

El segmento de generación es de libre acceso y a la vez esta concentrado en compañías, para que

ENAP ingrese debe cumplir ciertos requisitos como ingresar con otro por ejemplo como consorcio.

El ministro está generando proyectos de gran escala con gran dinamismo debido al fenómeno en

minería, donde hay un bajón de nuevas inversiones, salvo Codelco, pero donde la energía ha pasado

a ocupar un lugar más relevante. La energía está muy ligado al sector de la minería. Se ven como

estas compañías generan proyectos de gran escala, atendiendo al sistema como general, donde de

aquí a 5 años no será suficiente para satisfacer la demanda que se quiere proyectar.

EPC contrato donde el mandante dice que es lo que quiere, donde el mandante debe

entregar el proyecto una vez finalizado. Y termina una vez que el parque solar, central

termoeléctrica o parque eólico, ya está funcionando. Aquí el contratista no tiene plena

libertad, en materia contractual hay libertad para contratar, pero al contratista por lo general

se le limita todo.

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¿Qué puede regular un subcontrato? También se regulan los contratos entre el contratista y

subcontratista, un empleado de un subcontratista, en el caso de como empleador no le haya pagado

a un empleado, este puede demandar al subcontratista y al mandante.

El subcontratista debe tener las mismas obligaciones del contratista, como mantener al día la

información al mandante, información sobre pagos, seguridad.

Contratos espejos contratos de subcontratistas debe ser consistente con los contratos entre

contratista y mandante. No deben tener condiciones más laxas.

MERCADO ELÉCTRICO

Existen 3 segmentos, que tienen ciertas diferencias: diferentes regulaciones, formas de tarificarse, y

tienen ciertas características que la hacen diferenciable.

1. Generación A pesar que el mercado este concentrado, existe competencia. Y cuenta con

libre acceso, un operador privado no necesita título legal habilitante para ingresar, a

diferencia de los otros segmentos.

2. Transmisión cuenta con monopolio natural, al Estado le interesa tener la “lupa” puesta

para que exista mayor competencia. Tiene una concesión pública de uso público.

3. Distribución

¿Por qué estudiar la regulación de un mercado en particular? ¿Cuáles son las problemáticas de los

mercados eléctricos y del desarrollo de los mismos? Estas preguntas son de la base del por qué

existe el derecho eléctrico. Es un servicio de gran importancia, donde solo se nota en su ausencia, la

economía de un país está atada al desarrollo de la energía eléctrica. La autoridad a nivel de

generación de interés público, le interesa regular.

Y como realiza esta intervención mediante técnicas legislativas como lo es la regulación económica.

REGULACIÓN ECONÓMICA DEL SECTOR ELÉCTRICO

¿Qué ocurriría si el estado no interviene? ¿Por qué es necesario u conjunto de normas para

determinados mercados?

Representa una afectación de la propiedad privada la voluntad de la ley. Si no existiera regulación

y se entregara a los privados el libre desarrollo del mercado, existiría un problema de asimetría

entre las partes y un problema de desinformación.

La falta de regulación derivaría en una desprotección al consumidor y abuso de las empresas

eléctricas.

Esta intervención de la regulación económica en el sector eléctrico ha sido bastante debatida, se

habla de un:

a) Acto privatorio donde se despoja al titular de todo dominio o bien desde un

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b) Acto regulatorio determina las reglas a las cuales debe ajustarse el ejercicio del

dominio.

Existen fuertes razones para promover y mantener el sector eléctrico como actividad privada:

i. Falta de incentivos para los gestores públicos para buscar la eficiencia

ii. La sobrevivencia de la empresa pública al margen de su rentabilidad y la interferencia

política en sus decisiones.

MODELO ECONÓMICO “SERVICIO PÚBLICO” EN MANO PRIVADA

Es la asunción por el Estado de la titularidad sobre la actividad eléctrica. Se delega o concede

gestión a particulares, pero por razones económicas y de buen servicio, la administración asume

poderes de regulación y control del servicio.

Art.7 incisos 1 y 3, declaran como servicio público eléctrico las actividades de distribución, y a las

actividades de transmisión (únicamente en sus fases troncal y subtransmisión). La adicional queda

fuera ya que el legislador no ve en ella una función de servicio publico relevante.

¿Qué significa esta figura de servicio público en mano privada? (criterio funcional) a nivel de la

legislación eléctrica el servicio público puede ser visto desde antes, de 2 maneras:

Orgánico

Funcional

Lo que adopta la legislación eléctrica es la funcional, no hay definición expresa, pero sí de la lectura

de la ley se pueden determinar factores para tener una noción del servicio público.

1. Es estrictamente económico, la ley regula el mercado donde tiene ciertas connotaciones y

sus actividades se deben ver como para la comunidad

2. Establecer tarificaciones

3. En el sentido funcional, las características de este sistema eléctrico hacen verlo como

servicio público (continuidad, calidad del suministro que debe contar con criterios de

confiabilidad, es decir, no debe haber interrupciones en el servicio)

Art. 225, w) calidad del suministro: componente de la calidad de servicio que permite

calificar el suministro entregado por los distintos agentes del sistema eléctrico y que se

caracteriza, entre otros, por la frecuencia, la profundidad y la duración de las interrupciones de

suministro.

Art. 225, t) seguridad del servicio: capacidad de respuesta de un sistema eléctrico, o parte de

él, para soportar contingencias y minimizar la pérdida de consumos, a través de respaldos y de

servicios complementarios.

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Hay temas de obligatoriedad en la prestación de servicio, esto recae muy fuerte en las compañías de

distribución.

Art. 125 En su zona de concesión, las empresas distribuidoras de servicio público estarán

obligadas a dar servicio a quien lo solicite, sea que el usuario esté ubicado en la zona de

concesión, o bien se conecte a las instalaciones de la empresa mediante líneas propias o de

terceros, bajo las condiciones estipuladas en el artículo 126º. La obligación de dar suministro se

entiende en la misma tensión de la línea sujeta a concesión a la cual se conecte el usuario.

En temas de distribución es bastante expreso, en cambio en transformación es un régimen abierto y

en cuanto a la generación esta obligatoriedad.

También hay una característica de funcionalidad del carácter del servicio eléctrico en mano privada,

este servicio caracterizarlo como público, se llevará a efecto siempre que las necesidades públicas

en relación a las cuales fue creado la norma o la actividad subsista, es decir, el día de mañana exista

un mecanismo que permite prescindir del sistema de transmisión troncal, no habría razones para

determinarlo como servicio público.

Si se puede concentrar esta intervención en materias concretas para ver “donde aprieta más el

zapato” para llevar a cabo un servicio justo, la materia económica se enfoca fundamentalmente en

materia de:

Precios

Calidad

CARACTERÍSTICAS DEL SERVICIO PÚBLICO EN TANTO SENTIDO FUNCIONAL

a) Continuidad: actividad no puede interrumpirse y debido a su carácter público es en

beneficio de la colectividad

b) Regularidad: servicio está sometido a las reglas y normas positivas

c) Uniformidad: servicio establecido en beneficio de toda la colectividad, por lo que sus

prestaciones son iguales para todos.

d) Obligatoriedad: la prestación es obligatoria, debe necesariamente cumplirse, sin beneficiar

a algunos ni negar a otros.

e) Permanencia: esto debido a la subsistencia de las necesidades públicas en relación con las

cuales fue creado, si ellas desaparecen el servicio se suprimirá.

01.10.2015

MERCADO DE LA ELECTRICIDAD, SEGMENTOS Y AGENTES

16


En Chile el mercado eléctrico está compuesto por las actividades de generación, transmisión y

distribución de electricidad, las cuales tienen un tratamiento regulatorio diferenciado y que en su

conjunto conforman las tres etapas del “ciclo eléctrico”.*

En términos generales, el mercado de electricidad en Chile se ha diseñado de forma tal que la

inversión y la operación de la infraestructura energética sean controladas en su totalidad por

capitales privados.

Esta organización promueve tanto la eficiencia económica como la entrada de nuevas tecnologías a

través de mercados competitivos en todos aquellos segmentos no monopólicos, mientras que el

estado sólo ejerce funciones de regulación, fiscalización y planificación.

En definitiva, el mercado eléctrico Chileno fomenta la competencia de forma tal que los precios

reflejen equilibrios libres de oferta y demanda, en un contexto de mercados abiertos, en los

segmentos de la actividad en que las condiciones económicas lo permitan.*

Busca una competencia dentro del mercado, la cual genera eficiencia, ya que todos querrán ser

eficiente.

En la regulación existe un muñequeo ya que el estado buscara bajar los gastos y las empresas

buscaran la ganancia.

Nuestra legislación eléctrica regula separadamente las actividades de generación, transmisión y

distribución, introduciendo ciertas limitaciones a la participación en más de un segmento.

Se espera así que las decisiones de agentes económicos distintos, operando en cada una de las

etapas de generación, transmisión y distribución, conduzcan a niveles de eficiencia superiores a

los que podría alcanzar un operador integrado verticalmente.*

AGENTES DEL MERCADO ELÉCTRICO

1. EMPRESAS

En la industria eléctrica nacional participan alrededor de 120 empresas, de las cuales

aproximadamente 50 son generadoras, 36 son transmisoras y 34, distribuidoras.*

Al igual como sucede en la mayoría de los sistemas a nivel internacional, el sector eléctrico

chileno tiene un alto nivel de concentración de mercado.*

Existe multiplicidad de empresas, es un mercado muy dinámico. Cuando el país se mueve poco, hay

menos trabajo y los salarios son más bajos, la industria que más se mueve en Chile es el mercado

eléctrico y esto porque en Chile por muchos años debido a distintos problemas, en Chile hay déficit

de infraestructura. En Chile hay capacidad de generar 19.000 mw y se consume cerca de 15.000

mw, se espera que a laño 2025 haya 30.000 mw, es decir, es un crecimiento notable ya que chile

tiene energía desde finales del siglo XIX y la demanda de energía va creciendo de manera

relacionada con el PIB del país.

17


Las distribuidoras son las que menos participantes tiene debido al monopolio natural, ya que el

consumo sube, en la medida que a la gente le va bien se preocupa menos de la cuenta de la luz.

Para el año 2012, tres empresas y sus filiales poseían el 82% de la potencia instalada de servicio

público del Sistema Interconectado Central *:

a) Endesa

b) Colbún

c) Gener

Otras 12 empresas se repartían el 18% restante

Otras empresas relevantes / entrantes:

a) Pacific Hydro

b) Statkraft (SN Power)

c) Origin (Energía Austral y Energía Minera

d) Israel Corporation

e) Mighty River Power

En el segmento de transmisión, una empresa y una entrante controlan la gran mayoría de las

instalaciones: Transelec, ISA interchile

El resto de las instalaciones están en manos de grandes generadoras o mineras.

2. CLIENTES LIBRES Y REGULADOS

Los consumos eléctricos en el país se agrupan en dos tipologías de clientes: regulados y libres,

conforme a la clasificación que hace el artículo 147 en relación con el artículo 149, ambos de la Ley

Eléctrica.

En Chile por temas de magnitud se entiende que los clientes con mayor de 500 kw es cliente libre y

puede optar, pero para eso debe quedarse en sistema por 4 años, la ley cambia y sube el umbral a

5.000, entonces clientes libres son los que consumen sobre 5.000 kw.

Consumo:

- 2.000 kw 2 mw firma PPA

- 500 kw 0,5 mw puede optar

- 5.000 kw 5 mw

No existe norma que se impone al contrato pero en transmisión sí. Lo que se hizo es que las

empresas cambiaran de situación en la medida que vencieran los contratos.

Existen cientos de empresas y cada cual tiene sus contratos, por ello si se bota el contrato se bota la

inversión, la que generaría inseguridad.

1) CLIENTES REGULADOS

18


Corresponden a consumidores finales con una potencia conectada igual o inferior a 2 MW, sin

perjuicio de lo cual aquéllos cuya potencia conectada sea superior a 500 kW y estén ubicados en

el área de concesión de una empresa distribuidora, pueden decidir acogerse al régimen aplicable

a los clientes libres.*

Como se trata de consumidores con bajo poder de negociación, pagan una tarifa definida por la

autoridad y al precio de compra por parte de la empresa de distribución, que resulta de licitaciones

públicas reguladas.

Estos consumidores representan, aproximadamente, un 66% del consumo total en el SIC, y

aproximadamente, un 10% del consumo del SING. **

2) CLIENTES LIBRES

Corresponden a consumidores finales cuya potencia conectada es superior a 2 MW o que,

superando los 0,5 MW, elige acogerse al régimen aplicable a este tipo de clientes.*

Habitualmente de tipo industrial o minero. Se trata de clientes no sujetos a regulación de precios y

que, por tanto, los negocian libremente, así como las condiciones del suministro eléctrico con las

empresas generadoras o distribuidoras.

En el SIC, los clientes de esta categoría concentran aproximadamente el 30% (cifra de referencia

de los últimos 5 años) del consumo total del sistema, en tanto que en el SING representan

alrededor del 90%.**

3. LOS CDEC

Centros de Despacho Económico de Carga: artículos 137, 138 y 225 letra b) de la Ley Eléctrica.

Son órganos de derecho privado con la responsabilidad de:

i. Preservar la seguridad global del sistema eléctrico,

ii. Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema

eléctrico,

iii. Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión y determinar los costos

marginales de energía y las transferencias económicas entre los integrantes del CDEC

Cada sistema interconectado mayor posee su propio CDEC y sus integrantes corresponden a

todas aquellas empresas que posean instalaciones de generación, transmisión, subtransmisión,

transmisión adicional y clientes libres conectados directamente a instalaciones de transmisión.

- En Chile existe el CDEC-SIC y el CDEC-SING.

Cada tipo de fuente tiene distintos costos variables de producción y disponibilidad, cada cual tiene

una curva de producción distinta (cantidad / horas), donde por lo general las más baratas son las

más caras.

GENERACIÓN DE ENERGÍA

19


IDEAS GENERALES

El segmento de generación se organiza de acuerdo a un modelo de mercado competitivo, con

diversas empresas generadoras compitiendo en el mercado de contratos e interactuando entre sí a

través del mercado spot basado, en costos marginales de corto plazo del sistema eléctrico.*

No existen barreras legales de entrada ni se requiere de permisos especiales (ej: concesiones, salvo

en el caso de proyectos geotérmicos) para participar de este segmento.

Sin perjuicio de ello, el mercado de generación en el SIC está controlado en más de un 80% por

sólo tres actores.

Existen dos mercados en la generación mercado de contratos y mercado spot (del momento)

Con respecto a la matriz de la generación de Chile, al año 2012 estaba compuesta en un 63% de

generación térmica, 34% de hidroelectricidad y sólo 3% de participación de ERNC.* hay que

hablar de la capacidad de generación y no generación.

“PRINCIPIO DE SUBSIDIARIEDAD” el estado solo entra en aquellos casos donde el particular no

puede resolver el problema. El estado no tiene plantas de generación.

- Sistema organizado bajo principio de subsidiariedad.

No se requieren autorizaciones (concesiones ni similares) para instalar una central generadora, sin

perjuicio del cumplimiento de la ley, la obtención de permisos sectoriales y autorización ambiental

en ciertos casos.

Obras físicas deben cumplir normas técnicas, para evitar peligro o daños a personas y cosas.

NATURALEZA DEL MERCADO DE GENERACIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE PRODUCTOS

El modelo económico del sector eléctrico chileno está pensado como un servicio público en manos

privadas, con el objetivo de la prestación del suministro de energía a los clientes finales, ejerciendo

el Estado funciones de regulación, fiscalización y planificación.

Al respecto, el Panel de Expertos ha señalado sobre este mercado, indicando que “el marco

regulatorio de la generación eléctrica en Chile está basado en un sistema competitivo y de libre

empresa en que las generadoras participan en dos actividades interrelacionadas: la producción

de energía y la comercialización de dicha energía a clientes libres y empresas distribuidoras”.*

Complementando lo anterior, indica el Panel que para la fase de producción, las normas

aplicables “intentan replicar el funcionamiento de un mercado perfectamente competitivo”,

priorizando “la operación de las unidades de menor costo variable” y las transferencias de

energía se valorizan de acuerdo a los costos marginales instantáneos del sistema”.*

Necesariamente lleva a la eficiencia, quien mejor administra la plata son las empresas privadas ante

las públicas, esto se puede dar porque en el primer caso si uno pierde la plata da lo mismo pero en la

otra lo echan.

20


Art. 225 letra f) LE “Costo marginal de suministro” como el “costo en que se incurre para

suministrar una unidad adicional de producto para un nivel dado de producción.

Alternativamente, dado un nivel de producción, es el costo que se evita al dejar de producir la

última unidad.”

Eugenio Evans explica el mismo concepto de manera más simple, indicando que los costos

marginales instantáneos del sistema eléctrico corresponden, para el mismo, al “costo de

producción de la unidad productora más ineficiente que esté despachando en un momento dado,

pues ese es, para el respectivo sistema eléctrico, el costo de producir las unidades adicionales o

las últimas unidades de electricidad que el sistema requiere”*

El CDEC (centro de despacho económico de cargas), regula el sistema desde que entra energía

hasta que sale, la cual entra por los generadores y sale por el consumidor no sujeto a la

distribuidora, pero esta recibe la energía porque le interesa controlar el funcionamiento de todo el

sistema interconectado.

COSTO VARIABLE DE PRODUCCIÓN por ejemplo pensemos que en el solar vale 10 dólares por

cada mw (10/mw). El eólico $20/mw, hidroeléctrico: $30/mw. Carbón: $50-60/ mw. Gas: $100-

120/mw. Petróleo: $150-200/mw

¿Por qué no todos se van a solar? Por la disponibilidad.

El recurso hidroeléctrico, carbón, gas y petróleo son energía de base.

Factor de carga o de planta Es cuanto porcentualmente producirá de la capacidad ideal. Toda

central tiene una potencia llamada potencia instalada, la potencia es la capacidad de producir en un

momento dado, se puede generar la misma energía pero el consumo puede ser distinto. La potencia

instalada de una planta va de la mano con lo que puede producir en un peack.

Por ejemplo la solar, produce los 30 mw desde la mañana a tarde, entonces cuando se suma la

producción (8760 horas anuales), se debe tomar la producción anual. Esta al igual que la eólica no

produce todo el día, es variable. En cambio las energías de base es menos variable.

Cuando se toma la generación anual y se divide en un máximo de generación anual se tiene que

estas plantas son capaces de producir un 25% en relación a la capacidad real (ideal de producción),

es por ello que las energías renovables son más caras.

Disponibilidad: Mientras más solar más producción, lo mismo que lo eólico, disponibilidad de sol y

viento hay todo el año. La hidroelectricidad dependerá del agua, pero esta no siempre es igual

dependerá de las temporadas, ríos, etc. Existe consumo diario

COSTO MARGINAL Lo que se necesita para producir la última, costo de producción final por

cada mega. El costo de la energía es el costo variable de producción del más ineficiente

funcionando en un minuto, es decir, por ejemplo 5 a.m el costo marginal será 30, 7 a.m 30-60 mw,

21


6 p.m (funcionan todas las industrias, gente llega a sus casas etc) su costo marginal ser de entre 120-

200 mw. ¿Que pasa? No todos viven en la RM, y en Chile hay problemas de transmisión, es decir,

aun cuando el país esté conectado por el SINC, las energías más débiles no llevan a todos los lados,

por ende el costo marginal no es igual en todo Chile.

De conformidad con la Ley Eléctrica, solamente las empresas de generación eléctrica que operen

instalaciones interconectadas pueden comercializar energía en el sistema.*

De esta forma, las empresas de distribución no retiran materialmente energía, sino que, fruto de

un contrato, es una o más generadoras las que lo hacen por ella. “En términos económicos, debe

entenderse que el suministro proviene de los generadores excedentarios a los deficitarios, para

luego ser entregado por los deficitarios a sus clientes libres.”**

- Nadie retira energía sin contrato

¿Quiénes comercializan energía en chile? Solo las generadoras venden energía en Chile, la cual es

inyectada o retirada ¿a quién? A los consumidores, habiendo 2 grandes grupos: clientes libres y

distribuidoras. Hay diferencia entre quien vende y el distribuidor que también será vendedor.

Mercado spot mercado del momento. La energía generada es vendida al costo marginal por hora.

Este es un mercado de ajuste donde antes de venderle a la distribuidora o clientes libres se ajustan

entero ellos.

Por ej: I R

Endesa 100 90 + 10

Gener 90 100 – 10

Endesa inyecta por 100, entonces lo que tiene derecho a recibir es 3000, luego retira. Hay que

recordar que este mercado es solo de generadores. Nadie consume sin contrato, o contrata la

distribuidora o los clientes libres.

Funcionan las plantas tienen los costos variables, donde el costo marginal será el último, se marca el

precio, dependiendo de la hora es lo que se paga.

**Entonces las generadoras ingresan al SINC inyectando, es decir, vendiendo cmg /h y luego vende

a precio de costo marginal. Finalmente vendería a distribuidor o cliente libre, a precio del contrato.

Por ejemplo Endesa inyecta 100 a 3.000, es decir cobra 3.000, luego retira 90 ¿Cuánto cobra? 2700.

Solo pagaran los generadores que hayan suscrito contrato con terceros para vender la energía.

Como las unidades de generación son despachadas por los CDEC atendiendo criterios económicos

y no a los compromisos comerciales que tenga su propietario u operador, puede darse el caso que

empresas produzcan sin tener contratos de venta de energía y que otras no produzcan lo suficiente

para honrar sus propios contratos.

22


Lo anterior no genera problemas, ya que el mercado, actuando dentro de la normalidad, generará

toda la energía que se esté demandando en cada momento y las empresas de generación

comprarán o venderán (según sea excedentarios o deficitarios) energía y potencia en el mercado

spot, de forma automática, lo que es calculado y valorizado por el CDEC respectivo.*

Entonces: un generador comienza a generar y vende al sistema (paso 1), eso se llama inyección,

después esa energía es consumida por un cliente libre a por nosotros mediante distribuidora, aquí se

produce que nadie consume sin contrato. Esos generadores que firmaron son quienes sacan la

energía del sistema, por medio del contrato (paso 2), entonces se adjudican la energía y requieren

dinero para los costos marginales. Se le dice al cliente “acabo de gastar ahora me debes pagar”.

En la actividad de la generación en Chile se han establecido dos mercados, uno “primario” y otro

“secundario”:

A. Primario es competitivo y se basa en la existencia de contratos bilaterales entre

generadores y grandes clientes, incluidas las distribuidoras en representación de los

pequeños clientes domiciliarios. Este mercado constituye el fin último del modelo

económico, que es el suministro de la demanda eléctrica.

Existen precios competitivos y estabilizados, derivados de la libre competencia y del libre juego de

la oferta y de la demanda.

B. Secundario : deriva de la política de despachar las unidades generadoras atendiendo al

principio de la operación económica del conjunto de ellas, con independencia de su

propiedad. Esto constituye el denominado mercado spot, que no es otra cosa que el ajuste

de los déficits contra los excedentes que han resultado de esta operación económica,

después de descontar los contratos bilaterales establecidos en el mercado primario.

Existen precios horarios eminentemente variables determinados por el despacho económico y por

una serie de restricciones propias de las contingencias del sistema eléctrico.

Lo anterior, con respecto al precio de la energía, ya que la potencia se vende en el mercado spot al

precio de nudo de la potencia, que fija periódicamente la autoridad.

En forma adicional, las empresas generadoras pueden vender lo que se ha denominado como

“Atributos ERNC” y que se explica más adelante.

Finalmente, las empresas eléctricas pueden cobrar por la prestación de servicios complementarios,

que corresponden a recursos técnicos presentes en las instalaciones eléctricas con que debe contar

cada sistema eléctrico para la coordinación de la operación del sistema, que permiten efectuar, a lo

menos, un adecuado control de frecuencia, control de tensión y plan de recuperación de servicio.

23


**Una forma de promocionar las energías convencionales no renovables (ERNC) fue imponiendo

una cuota, es decir, de la energía que se utilice un 20% debe ser de origen de las energías

renovables.

24


02.10.2015

Recordatorio:

1. MINISTERIO DE ENERGÍA (LEY N° 20.402)

Órgano superior de colaboración del presidente de la república en las funciones de gobierno y

administración del sector energía.

Le corresponde elaborar y coordinar los planes, políticas y normas para el buen funcionamiento y

desarrollo del sector, velar por su cumplimiento y asesorar al gobierno en todas aquellas materias

relacionadas con la energía (art.2 D.L n° 2.224)

Es un órgano más bien político

2. COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

Organismo técnico encargado de analizar precios, tarifas y normas técnicas a las que deben

ceñirse las empresas de producción, generación, transporte y distribución de energía, con el objeto

de disponer de un servicio suficiente, seguro y de calidad, compatible con la operación más

económica.

Desde el punto de vista orgánico, es una persona jurídica de derecho público,

funcionalmente descentralizada, con patrimonio propio y plena capacidad para adquirir y ejercer

derechos y contraer obligaciones

3. CENTRO DE DESPACHO ECONÓMICO DE CARGA

El Decreto 291, que aprueba reglamento que establece la estructura, funcionamiento y

financiamiento del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC)

Artículo 225, letra b) Ley Eléctrica “organismo encargado de determinar la operación del

conjunto de instalaciones de un sistema eléctrico, incluyendo las centrales eléctricas

generadoras; líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmsión y adicionales; subestaciones

eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de distribución y barras de consumo de

usuarios no sometidos a regulación de precios abastecidos directamente desde instalaciones de

un sistema de transmisión, interconectadas entre sí, que permite generar, transportar y

distribuir energía eléctrica de un sistema eléctrico, de modo que el costo del abastecimiento

eléctrico sea el mínimo posible, compatible con una seguridad prefijada”.

ESTRUCTURA

Cada CDEC cuenta con un directorio, que está compuesto por las empresas generadoras y

transmisoras troncales y de subtransmisión y por un representante de los clientes libres del

respectivo sistema, conforme se determine en el reglamento. Cuenta también con los organismos

técnicos necesarios para el cumplimiento de su función. Existirán, al menos, una DO y una DP. El

25


director y el personal de cada Dirección, deberán reunir condiciones de idoneidad e independencia

que garanticen su adecuado desempeño.

Los directores son nombrados y removidos por los 2/3 del directorio del CDEC. Duran 4 años en

sus cargos y pueden ser reelegidos por un solo período de igual plazo.

El CDEC se financia por sus integrantes, conforme lo determine el reglamento.

FINES U OBJETIVOS

Al margen de los objetivos que se desprenden de su definición, esta cuenta con 3 objetivos

esenciales (art. 137):

i. Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico respectivo

ii. Garantizar la operación mas económica para el conjunto de las instalaciones

iii. Garantizar el acceso abierto a los sistemas de TT y de SSTT, conforme a la ley.

El DS 291-2007, que contiene el Reglamento de los CDEC señala que al CDEC también le

corresponde garantizar el acceso abierto a los sistemas adicionales, cuando corresponda conforme a

la ley, determinar las transferencias económicas entre los integrantes y elaborar los estudios

requeridos por las autoridades sectoriales (Min. Energía, CNE, SEC) dentro de sus respectivas

atribuciones.

CUMPLIMIENTO NORMATIVO

I. SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLE (LEY N° 18.410)

Facultades (art. 3, n° 12, 23, 43 y 36)

i. Función fiscalizadora (impone multas, amonestaciones y administra provisionalmente el

servicio a expensas del concesionario), esta tiene importancia en cuanto a la fiscalización.

Los concesionarios de servicio público eléctricos están sometidos a la fiscalización estatal por la

prestación del servicio que ejecutan. La función fiscalizadora se manifiesta de dos formas:

a) Carácter preventivo : para evitar que las empresas eléctricas incurran en infracciones

técnicas, legales o reglamentarias que puedan afectar la continuidad y calidad de los

servicios y la seguridad del público.

Control de calidad y continuidad de los servicios eléctricos.

Velar porque las concesionarias cumplan las disposiciones legales, reglamentarias y

técnicas.

Supervigilancia preventiva en el proceso constitutivo de una nueva concesionaria. d.

Atribuciones fiscalizadoras en el ámbito tarifario. e. Facultad de requerir información.

b) Carácter sancionatorio : tiene por objeto detectar la infracción y persigue restablecer el

orden jurídico y técnico quebrantado, mediante la aplicación de sanciones.

Gestiones correspondientes en materia de caducidad de las concesiones definitivas.

26


Amonestar, multar o incluso, administrar provisionalmente el servicio a expensas del

concesionario.

Aunque no medie reclamo, y si se comprueba la infracción, aplicar multas u otras

sanciones.

Sancionar el incumplimiento de requerimiento de información o la obligación de

proporcionarla sin mediar aquél.

La SEC no podrá aplicar sanciones luego de transcurridos tres años desde la fecha en que hubiere

terminado de cometerse la infracción o de ocurrir la omisión sancionada (art. 17 bis, Ley 18.410).

ii. Función Interpretativa y Normativa

- Aplicar e interpretar administrativamente las disposiciones legales y reglamentarias cuyo

cumplimiento le corresponde vigilar, e impartir instrucciones de carácter general a las empresas

y entidades sujetas a fiscalización.

- Fijar normas de carácter general sobre la forma y modo de presentación de la información

- Pronunciarse sobre los reglamentos especiales de servicio que las empresas concesionarias de

servicio público sometan a su aprobación.

iii. Función Jurisdiccional

- Resolver fundadamente conflictos derivados de la obligación de los propietarios de líneas

eléctricas que hagan uso de servidumbre, en orden de permitir el uso de sus postes, torres y

demás instalaciones para el establecimiento de otras líneas eléctricas o para que las

Municipalidades puedan hacer el alumbrado público.

- Comprobar, en caso de reclamo, la exactitud de los instrumentos designados a la medición de

electricidad, suministrado a los consumidores, por intermedio de laboratorios y otras entidades.

- Resolver, oyendo a los afectados, los reclamos que se formulen por, entre o en contra de los

particulares, consumidores y propietarios de instalaciones eléctricas en general, y que se refieran

a cualquier cuestión derivada de los cuerpos legales o reglamentarios cuyo cumplimiento le

corresponda fiscalizar.

El artículo 3 N°39 de la Ley 18.410 otorga a la SEC una competencia amplia para ejercer las demás

funciones y atribuciones que el ordenamiento jurídico le confiera, es decir, la enumeración del

referido artículo 3 no es taxativa.

II. PANEL DE EXPERTOS

DS. N° 181, reglamento panel de control

Es el organismo de naturaleza técnico-jurisdiccional creado “en forma exclusiva para el sector

eléctrico, con competencia acotada, integrado por profesionales expertos, cuya función es

pronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre aquellas discrepancias y conflictos

27


que se susciten con motivo de la aplicación de la legislación eléctrica que le deben ser sometidas

conforme a la ley y sobre las demás que dos o más empresas del sector eléctrico, de común acuerdo,

sometan a su decisión” (CNE, 2009).

Está integrado por siete profesionales (5 ingenieros o licenciados en ciencias económicas y 2

abogados) y sus miembros son designados por el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia.

Integrantes del Panel de Expertos ejercen sus funciones por seis años y pueden ser designados por

un nuevo período.

LA SITUACIÓN ANTES DEL P.E.

Mecanismos de solución de conflictos:

1. Ponderación de la posición de las partes.

2. Decisión del Tribunal Arbitral.

3. Decisión de una Comisión Pericial.

4. Decisión de una Comisión de Hombre Buenos.

5. Decisión del Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción.

6. Decisión de la Contraloría General de la República.

7. Decisión de los Tribunales de Justicia.

Críticas a la solución de conflictos en el Sector:

1. Se ignoran las asimetrías de información.

2. Mala calidad técnica de las decisiones

3. Incertidumbre (riesgo regulatorio):

No se sabe qué se va a resolver

No se sabe cuándo se va a resolver

4. Demoras en entregar la solución.

5. Pérdida del aprendizaje.

6. Uso del lobby para solucionar los conflictos

7. Uso regulatorio de la solución de conflictos

PRINCIPALES FACTORES INSTITUCIONALES QUE INCIDEN EN EL BUEN DESEMPEÑO DEL P.E.

i. Carácter Técnico.

ii. Carácter Multidisciplinario.

iii. Forma de solución de conflictos.

iv. Ausencia de recursos en contra de sus dictámenes.

v. Existencia de breves plazos para resolver.

vi. Adecuada permanencia de los integrantes.

vii. Independencia respecto de los órganos públicos.

28


viii. Independencia de las partes.

ix. Regulación detallada del procedimiento.

ASPECTO A MEJORAR EN EL PANEL

1. Revisar las competencias del Panel.

2. Flexibilización de los plazos para dictaminar.

3. Obtención de asesoría externa en materias específicas.

4. Notificación al CDEC de la presentación de discrepancias.

5. Dedicación mínima de los panelistas a sus cargos.

6. Establecimiento de dos salas para posibilitar un control cruzado.

CONDICIONES PARA INCORPORARLO EN OTROS SECTORES

1. Existencia de procesos de fijación de tarifas.

2. Existencia de pluralidad de partes que necesiten coordinarse.

3. Existencia de conflictos de alta complejidad técnica, económica y legal.

4. Existencia de conflictos que puedan ser resueltos por arbitraje de oferta final.

5. Principios técnicos y económicos ampliamente compartidos.

6. Estabilidad tecnológica de la industria.

CONCLUSIONES

i. El Panel de Expertos fue incorporado como mecanismo especial de solución de determinados

conflictos en el sector eléctrico con el propósito de superar una serie de falencias que

presentaban las formas pre-existentes y que generaban incertidumbre.

ii. El Panel de Expertos ha tenido éxito en mejorar la solución de conflictos en el sector en varios

aspectos.

iii. El éxito del Panel de Expertos se debe, en gran parte, a determinados aspectos institucionales

considerados en su diseño.

iv. Aun cuando el Panel de Expertos ha tenido éxito, la institución no es necesariamente replicable

en otros sectores regulados, ya que su mejor desempeño se debe, también, a la adecuación de la

institución a determinadas características del mercado eléctrico y que no necesariamente están

presentes en otras regulaciones.

v. A pesar de su buen desempeño, existen ciertos aspectos del diseño institucional del Panel de

Expertos que deben ser revisados y, eventualmente mejorados.

DICTAMEN 4/2015

DEFINICIÓN DEL PROBLEMA

29


a) Conflicto entre propietario de instalación adicional por futuros proyectos de generación

propios versus acceso abierto a terceros interesados en conexión (se supone existe

capacidad técnica)

b) Definición de prioridad entre terceros interesados en hacer uso de capacidad disponible.

LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS:

1) Transmisión Troncal y Subtransmisión son servicio público eléctrico, en esta condición

tienen acceso abierto irrestricto.

2) Transmisión Adicional se rige por contratos privados entre partes.

Acceso abierto cuando hacen uso de servidumbres a que se refiere el artículo 51º, o en caso que

usen bienes nacionales de uso público, como calles y vías públicas, en su trazado, y sólo en caso

que exista capacidad técnica.

Descripción del caso:

Imposibilidad de concretar proyecto de conexión de Central Solar Chaka con línea Diego de

Almagro-Franke, por negativa injustificada de llegar a acuerdo por parte de la SCM Franke.

Consideraciones del Panel:

a) La capacidad disponible determinada por el CDEC conlleva como resultado el establecimiento

de una prelación para el acceso abierto a favor del propietario del proyecto declarado en

construcción, ya que le otorga preferencia ante otros terceros interesados. De otro modo el

estudio del CDEC, como organismo de coordinación que debe garantizar el acceso abierto,

devendría en una gestión inútil y errática. Por eso tiene prioridad dicho proyecto frente a

potenciales usuarios.

b) Los contratos no pueden afectar la prioridad en el uso de la capacidad que, se ha reconocido a la

Central Chaka, en su calidad de central en construcción.

c) El criterio fijado por la Dirección de Peajes permite establecer una prelación de los proyectos a

conectar de modo de evitar inversiones en generación que pudieran quedar ociosas, si no hubiere

capacidad disponible, estableciendo una forma objetiva de garantizar el acceso abierto para los

interesados hasta completar la capacidad del sistema de transmisión adicional.05.10.2015

PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO DE LOS SERVICIOS ELÉCTRICOS*

Tomando lo indicado por el artículo 3A de la Ley N° 18.410, que crea la Superintendencia de

Electricidad y Combustibles (“SEC”), la doctrina ha entendido como esenciales las siguientes

características de los servicios eléctricos:

i. Continuidad,

ii. Obligatoriedad,

30


iii. Regularidad

iv. Seguridad.

Lo anterior, tanto para las actividades de servicio público (distribución y transporte), como para las

que no lo son (generación).

Las características recién enunciadas se ven recogidas en los principios que trataremos a

continuación.

1. LA CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO

La Ley Eléctrica define este concepto como el “atributo de un sistema eléctrico determinado

conjuntamente por la calidad del producto, la calidad del suministro y la calidad de servicio

comercial, entregado a sus distintos usuarios o clientes” (letra u) del artículo 225). El mismo

artículo 225 ya citado regula el significado de estos conceptos, de la siguiente manera:

a) Calidad del producto : “componente de la calidad de servicio que permite calificar el

producto entregado por los distintos agentes del sistema eléctrico y que se caracteriza,

entre otros, por la magnitud, la frecuencia y la contaminación de la tensión instantánea de

suministro” (letra v)).

b) Calidad del suministro : “componente de la calidad de servicio que permite calificar el

suministro entregado por los distintos agentes del sistema eléctrico y que se caracteriza,

entre otros, por la frecuencia, profundidad y la duración de las interrupciones de

suministro” (letra w)).

c) Calidad de servicio comercial : “componente de la calidad de servicio que permite calificar

la atención comercial prestada por los distintos agentes del sistema eléctrico y que se

caracteriza, entre otros, por el plazo de restablecimiento de servicio, la información

proporcionada al cliente, la puntualidad en el envío de boletas o facturas y la atención de

nuevos suministros” (letra x)).

2. LA OBLIGATORIEDAD DEL SERVICIO PÚBLICO ELÉCTRICO

Vergara Blanco entiende este principio como “referido al servicio íntegro, o sea, a realizar la

explotación del servicio eléctrico de distribución a favor de unos usuarios finales; esto es,

distribuir la energía eléctrica: la prestación del servicio de distribución.”, dando cuenta que

igualmente engloba la obligación de “regularidad” en el suministro de energía, aun cuando no sea a

usuarios finales.

3. LA REGULARIDAD DEL SERVICIO PÚBLICO ELÉCTRICO

Principio consagrado en los artículos 3A inc. 4º y 15 incisos 3º Nº 4 y 4º Nº 3 de la Ley N° 18.410,

de la SEC, como adicional a los principios de la continuidad, calidad y seguridad.

31


Al respecto, algunos autores estiman que la regularidad deriva del principio de continuidad,

mientras que otros lo distinguen, dando cuenta que la regularidad dice relación con “ajustarse a

determinadas reglas, usos o condiciones preestablecidos”; “a las reglas que surgen del

reglamento que rige el servicio”; “que funciona acompasadamente, conservando un ritmo”; como

explica el mismo profesor Vergara Blanco.

4. LA CONTINUIDAD DEL SERVICIO PÚBLICO ELÉCTRICO

Vergara Blanco explica en este caso que la continuidad de servicio “impone el funcionamiento

ininterrumpido de la actividad respectiva; esto es, la prestación del suministro eléctrico sin

ninguna interrupción; sin apagones o black out, como se señala en la práctica; sin cortes de

energía, salvo las interrupciones aceptadas y previstas en la regulación por motivos de seguridad o

instalación, las cuales deben ser también previstas y acotadas.”

5. LA CONFIABILIDAD DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS

Según entiende el profesor Vergara Blanco, “el orden jurídico establece como finalidad de toda la

regulación eléctrica la “confiabilidad” de los sistemas eléctricos”, término que la Ley Eléctrica

define como la “cualidad de un sistema eléctrico, determinada conjuntamente por la suficiencia, la

seguridad y la calidad de servicio” (letra r) del artículo 225).

El artículo 225 de la Ley Eléctrica define los conceptos citados, de la siguiente forma:

Suficiencia “atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para

abastecer su demanda” (letra s)). Relacionada con mercado de potencia

Seguridad de servicio “capacidad de respuesta de un sistema eléctrico, o parte de él,

para soportar contingencias y minimizar la pérdida de consumos, a través de respaldos y de

servicios complementarios” (letra t)).

Calidad de servicio su definición legal ya fue incluida en el número 1 anterior. Relación

con servicios complementarios.

Cuando el proyecto ya está instalado el factor que deja de correr es el impacto ambiental. Debe

haber suficiencia, con ello se da más capacidad instalada.

Sistema de Ajuste El sistema paga por estar a disposición. El CDEC saca su propia estimación,

por ejemplo la capacidad es de 19.000, pero el CDEC estima 18.000, cada uno tendrá un porcentaje

sobre esta capacidad estimada por el CDEC, por ejemplo un 1%. Se consume un 15.000, quien

aporto paga, al retirar no solo paga energía, sino que también potencia.

Precio de nudo de la potencia (es decir, que está fijado por la autoridad) y al igual que al mercado

spot uno pagara por el exceso o déficit, es decir, por la parte que ellos no estaban generando.

32


Quien inyecta tiene derecho a cobrar y quien retira debe pagar la diferencia entre el aporte al

sistema y su retiro, por ejemplo Endesa tiene una inyección de 100 y un retiro de 90, ¿por qué se

entiende que retira? Porque hay contrato. Aquí Endesa tiene derecho a cobrar 10.

Quienes retiran tienen la obligación de la energía renovable.

Entonces la potencia se vende de 2 maneras: por contrato y a precio de nudo de la fábrica.

CASO CAMPANARIO

Primera empresa de generación que quiebra.

Campanario Generación fue la primera eléctrica que, debido a sus situaciones de no pago

en el mercado Spot, debió declararse en quiebra.

En febrero de 2009, se adjudicó los contratos de energía de CGE Distribución y SAESA

entre 110 US$/MWh y 120 US$/MWh.

Su unidad se despachaba a US$250/MWh.

Durante el año 2011, al no ser despachada se vio en la obligación de ir a comprar energía en

el mercado Spot, donde el costo marginal bordeaba los 200 US$/MWh en el SIC.

Mercado spot mercado de ajuste porque entre generadores se compensan entre superávit y

déficit, solo pueden tener déficit aquellos que tienen contrato.

Contratos Generadores: Clientes libres (Ej. Codelco, parque Arauco, metro, etc), distribuidores y

generadores.

La generación siempre esta pareada con el consumo.

Ganancia = Costo variable de producción + costo marginal de inyección - costo marginal de retiro

+ precio PPA = PPA- costo variable a esto aspira alguien que tiene contrato.

SANCIONES ANTE CORTES DE ELECTRICIDAD

1) Sanciones por infracción de la normativa aplicable:

Según sean infracciones en gravísimas, graves y leves, conforme los efectos que produzca,

estableciendo el artículo 16 A que las multas para tales infracciones pueden ir hasta 10.000

UTA (unos USD 10 millones), 5.000 UTA o 500 UTA, respectivamente.

Usualmente un black out conlleva multas para las empresas involucradas, que pueden ir de

los USD400 mil a los USD2 millones, variando según el evento, el momento político y la

autoridad a cargo.

2) Compensación a usuarios finales afectados por un black out:

El artículo 16 B de la misma Ley N° 18.410 obliga a las empresas de distribución a

compensar “a los usuarios sujetos a regulación de precios afectados (…) [el] equivalente

al duplo del valor de la energía no suministrada durante la interrupción o suspensión del

servicio, valorizada a costo de racionamiento”.

33


Lo anterior, para casos de “interrupción o suspensión del suministro de energía eléctrica

no autorizada en conformidad a la ley y los reglamentos”, refiriéndose a la tolerancia que

establezcan la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio y demás normas técnicas

aplicables.

ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES

Ley 20.257 del año 2007, considera como fuentes de ERNC a las energías

i. Solar,

ii. Geotérmica (en Chile no hay nada)

iii. Biomasa (a partir de desecho, esta puede ser la principal fuente en Chile)

iv. Eólica,

v. Biogás

vi. Océanos

vii. Hidráulica con una potencia máxima de 20 MW y,

viii. Otras posibles fuentes renovables que contribuyan a diversificar las fuentes de

abastecimiento y tengan un bajo impacto ambiental.

Atributo ERNC exigencia de que cierta cantidad de energía de la que retiran debe venir de

fuentes ERNC, esta exigencia es principalmente para las generadoras con contrato. Hoy en día es un

20%.

BENEFICIOS LEGALES

1. Exención total o parcial de peajes de transmisión troncal :

Total para quienes inyecten menos de 9 MW y parcial para quienes excedan ese monto, hasta 20

MW* (artículo 79 de la Ley Eléctrica)

2. Estabilización de precio spot :

Para todo proyecto que inyecte hasta 9 MW, sea o no ERNC. ** (Artículo 149 inciso quinto de la

Ley Eléctrica)

Esto porque se requiere financiamiento. Lo pedirán y no podrán tenerlo sin algo estable, por ende

les cuesta conseguir contratos, producto a la disponibilidad del producto.

3. Derecho a conectarse a redes de distribución :

Para todo proyecto que inyecte hasta 9 MW, sea o no ERNC. Sin perjuicio del cumplimiento de las

normas técnicas y de la ejecución de las obras necesarias para ello, que serán de cargo del

interesado.

4. Venta de Atributos ERNC :

Forma que tienen desarrolladores ERNC de beneficiarse de la cuota 20/25. Costo alternativo al

pago de la multa, de 0,4 UTM por cada MW de déficit. *** (Artículo 150 bis de la Ley Eléctrica).

34


**A mayor competencia, si se quiere que el proyecto sea viable, alguien debe apretar, ya que si se

da muy fácil, entonces la eficiencia tiende a disminuir.

DIVERSIFICACIÓN DE LA MATRIZ

DIAGNÓSTICO

Energía actualmente en Chile es:

a) Cara

Retraso de proyectos de generación de base

Retraso de proyectos de transmisión (islas)

b) Altamente dependiente del extranjero

Caso gas argentino

Carbón, gas, GNL, petróleo

c) Contaminante

Falta de proyectos de base, hidráulicos y a carbón, obligan a generar con gas y petróleo.

Como vimos en su momento, para revisar las fuentes de energía deben considerarse las siguientes

características:

i. Costo – incide en el despacho de una central y en el costo marginal de la energía (CMg)

ii. Disponibilidad – incide en el despacho de centrales alternativas y en posibles

racionamientos

iii. Impacto en el medioambiente – de importancia más reciente

Estudios 2010-2011:

“Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico” (“CADE”)*

“Comisión Ciudadana Técnico - Parlamentaria” (“CCTP”)**

Comisiones reúnen las dos grandes líneas de pensamiento que prevalecen en la discusión sobre

políticas públicas para el sector eléctrico, razón por la cual los temas que se debaten actualmente

tienen como fundamento los distintos puntos analizados por ambas comisiones.***

i. Análisis del mercado : ambas comisiones identifican problemas similares, aunque CADE los

enfoca desde las necesidades de la industria y el alza sostenida en la demanda de energía,

mientras que CCTP enfoca su informe desde el malestar ciudadano que percibe,

considerando la necesidad de cambios más profundos que la primera en el modelo

regulatorio actual del sistema.

ii. Diversificación de la matriz : las ERNC pueden contribuir a este objetivo, tanto para

aumentar la seguridad de suministro, como para hacer frente al alza en los combustibles y

cumplir con la creciente preocupación ciudadana por el medioambiente, para lo cual las

35


ERNC tendrían una gran aceptación. CCTP se centra en las ERNC, mientras que CADE

considera muy importante también la hidroelectricidad y las centrales a GNL.

iii. Desarrollo de proyectos ERNC : mientras CADE considera que ha sido positivo y que hay

gran variedad de nuevos actores, CCTP estima que se presenta una inequidad en la

negociación de los Atributos ERNC, entre los desarrolladores y las grandes empresas, que

no beneficia el desarrollo de estas tecnologías.

iv. Barreras de entrada a actores ERNC : ambas comisiones coinciden, identificando la

dificultad de financiamiento (CADE alude a la incertidumbre que genera la volatilidad del

costo marginal); los “cuellos de botella” en el sistema de transmisión; y la demora en la

tramitación administrativa. Por su parte, CADE añade la falta de información sobre

disponibilidad y potencialidades y la oposición ciudadana, mientras que CCTP hace

hincapié en las dificultades de acceso a las líneas de transmisión, que demoran los

proyectos.

CUOTA ERNC mientras CCTP propone obligar al desarrollo de ERNC mediante el alza de la

cuota que debe representar dicha energía a 20% el año 2020, CADE propone aumentar al 15% al

2024 (50% superior al vigente a ese momento), procurando evitar beneficios normativos que

alienten proyectos ineficientes, sin perjuicio de identificar y remover las barreras de entrada.

AGENDA NACIONAL DE ENERGÍA

Busca dar lugar a una Política de Estado “que tenga valoración social, política y técnica”. A fin de

obtener “energía que sea confiable, sustentable, inclusiva y de precios razonables, con una matriz

eléctrica diversificada, equilibrada y que garantice al país mayores niveles de soberanía en sus

requerimientos de energía”.

ROL ACTIVO DEL ESTADO:

a) Canalizando el debate público;

b) Determinando políticas que aseguren el desarrollo de la industria, por la vía de coordinar

autoridades y desarrolladores para la concreción de proyectos necesarios para el país;

c) Rol más preponderante de ENAP, especialmente en GNL.

1. REDUCCIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA:

i. Aumentar la competencia, eficiencia y diversificación en el mercado energético, entre otros,

mediante:

Rediseño de las bases de licitación para clientes regulados;

Promoción del GNL en reemplazo del diesel.

ii. Desacuerdo de la industria

2. DESARROLLO DE RECURSOS ENERGÉTICOS PROPIOS:

36


i. Especialmente energía hidroeléctrica y ERNC.

Eliminó de antemano la hidroelectricidad de Aysén.

No toma el riesgo de proyectos a carbón

Nueva normativa sobre derechos de aprovechamiento de aguas, tratado en forma separada

de la Agenda.

3. IMPULSO A LA INVERSIÓN EN INFRAESTRUCTURA ENERGÉTICA :

Coordinación de autoridades y apoyo al “desarrollo sustentable de proyectos de generación de base

termoeléctricos”.

“Impuestos verdes”, incorporado en RT antes de publicación de la Agenda

“Desmitificar la termoelectricidad”

Simplificación de evaluaciones ambientales

4. MEJORAS EN LA CONECTIVIDAD:

i. Interconexión SIC y SING

ii. Explorar interconexión internacional

Caso gas argentino y boliviano

iii. Solucionar cuellos de botella existentes en el desarrollo de instalaciones de transmisión en

Chile.

Gestiones para 2017 Posible “apoyo a proyecto existente” (GDF Suez / E-CL)06.10.2015

CONCESIONES ELÉCTRICAS

Es una de varias figuras del acto administrativo.

Un título a partir del cual se crea un derecho.

La concesión eléctrica es producto de un procedimiento reglado.

Procedimiento concesional formalmente idéntico para generación, transporte y distribución

de energía eléctrica.

Son capaces para ser titulares de una concesión eléctrica los ciudadanos chilenos y las

sociedades constituidas en conformidad con las leyes del país.

Crea el derecho para establecer:

a) Centrales hidráulicas y obras anexas (generación);

b) Subestaciones eléctricas;

c) Líneas de transporte;

d) Explotar instalaciones de servicio público de distribución.

Crea el derecho del concesionario a percibir la justa recompensa por el establecimiento y operación

de las instalaciones y por la prestación de un servicio público, según sea el caso.

37


Impone obligaciones, por cuanto quien resulte titular deberá operar sus instalaciones y, en su caso,

prestar el servicio, cumpliendo la regulación existente al efecto y quedará sujeto al sistema tarifario

que le sea aplicable.

TIPOS CONCESIONALES

1. CONCESIÓN PROVISIONAL

La “concesión provisional” es la que se otorga por resolución de la Superintendencia de

Electricidad y Combustible, por un plazo que no puede exceder de dos años contados desde su

otorgamiento, para permitir el estudio de los proyectos de las obras de aprovechamiento de la

concesión definitiva (Art. 15 del Reglamento).

El titular de la concesión provisional tendrá el derecho de solicitar y obtener del tribunal

competente (Juez de Letras) el permiso para practicar las mediciones y estudios que sean

necesarios.

Tramitación Concesión provisional

i. Solicitud de concesión:

SEC efectúa examen de admisibilidad (15 días)

ii. Publicación de solicitud:

- 15 días siguientes a declaración de admisibilidad, concesión provisional debe ser publicada tres

días consecutivos en un diario de circulación nacional y tres días en un diario de circulación

regional.

- Solicitante deberá comunicar además un extracto de la solicitud por medio de 3 mensajes radiales.

iii. Reclamos de los afectados:

Dueños de propiedades u otros interesados tienen 30 días, a contar de la última publicación para

formular “observaciones”.

iv. Resolución de la SEC que otorga o deniega la concesión:

SEC resolverá fundadamente en un plazo de 20 días contado desde el vencimiento del plazo para

contestar las observaciones

2. CONCESIÓN DEFINITIVA

La “concesión definitiva” tiene por objeto el establecimiento, operación y explotación de centrales

hidráulicas productoras de energía eléctrica, subestaciones eléctricas, líneas de transmisión de

energía eléctrica o instalaciones de servicio público de distribución (Art. 16 del Reglamento).

Se otorgan por un plazo indefinido mediante Decreto Supremo otorgado por el Ministerio de

Energía.

La concesión provisional no constituye un requisito previo para obtener la concesión definitiva y

tampoco obligan a obtener ésta última.

38


Tramitación Concesión definitiva

i. Solicitud de concesión

Se presenta ante la SEC con copia al M. de Energía.

SEC efectúa examen de admisibilidad (15 días)

ii. Publicación de la solicitud

- 15 días siguientes a declaración de admisibilidad, concesión debe ser publicada tres días

consecutivos en un diario de circulación nacional y tres días en un diario de circulación regional.

- Solicitante deberá comunicar además un extracto de la solicitud por medio de 7 mensajes radiales.

iii. Notificación de los planos especiales de servidumbre

iv. Observaciones y oposiciones de los afectados

Dueños de propiedades u otros interesados tienen 30 días, a contar de la última publicación para

formular observaciones u oposiciones.

v. Informe de la SEC

SEC dispone de 60 días para evacuar informe contado desde el vencimiento del plazo para contestar

las observaciones u oposiciones)

vi. Decreto Supremo del Ministerio de Energía que otorga o deniega la concesión

M. de Energía resuelve fundadamente en un plazo de 15 días.

Tanto la concesión provisional como la definitiva confieren derechos al concesionario relativos a la

ocupación del suelo ajeno.

Título concesional otorga ciertos privilegios y garantías en la ocupación y utilización de espacios

públicos y privados.

a) La concesión provisional otorga el derecho a obtener un permiso del juez competente para

ocupar y utilizar espacios públicos y privados que se requieran;

b) La concesión definitiva otorga derecho a ocupar bienes nacionales de uso público y derecho

a imponer servidumbres. En este caso, el título concesional crea las servidumbres cuyos

planos fueron aprobados.

SERVIDUMBRES OTORGADAS POR UN CONCESIÓN DEFINITIVA

Art. 820 CC “Servidumbre predial, o simplemente servidumbre, es un gravamen

impuesto sobre un predio en utilidad de otro predio de distinto dueño.

Elementos:

a) Es un gravamen impuesto en beneficio de un predio (no de su dueño)

b) El gravamen debe soportarlo otro predio

c) Los predios deben ser de distintos dueños.

ASPECTOS GENERALES DE LAS SERVIDUMBRE ELÉCTRICAS

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Existen varias diferencias entre la servidumbre predial definida en el Código Civil y la servidumbre

eléctrica.

El predio dominante no es una heredad sino que una instalación eléctrica.

Las instalaciones eléctricas (predio dominante) son también susceptibles de ser gravadas

por servidumbres eléctricas, convirtiéndose en predio sirviente.

Así, la ley eléctrica distingue entre:

a) Servidumbres prediales, para la ocupación de terrenos públicos o privados (las soporta el

inmueble);

b) Servidumbres de paso de electricidad o de postación, para la utilización de instalaciones o

líneas ajenas (que las soporta una concesión o instalación eléctrica).

CONSTITUCIÓN DE LA SERVIDUMBRE ELÉCTRICA

Las servidumbres eléctricas, por regla general se constituyen por:

a. La vía administrativa Por intermedio del decreto de concesión definitiva. Todas las

servidumbres que señalan los decretos de concesiones eléctricas definitivas se deben

establecer en conformidad a los planos especiales de servidumbres que se hayan aprobado

en el decreto de concesión (art. 48 LGSE)

b. Por la vía voluntaria Cuando se conviene por una escritura pública el correspondiente

contrato de servidumbre entre la empresa eléctrica y el propietario del predio sirviente.

CLASIFICACIÓN DE LAS SERVIDUMBRES ELÉCTRICAS

Existen dos clases de servidumbres:

1) Aquéllas que se establecen a favor de un concesionario para la construcción,

establecimiento, y explotación de sus instalaciones eléctricas (art. 71 Decreto 327);

2) Aquellas que debe soportar un concesionario o el propietario de una instalación eléctrica a

favor de terceros (art. 71 Decreto 327).

En el primer caso, es decir, aquéllas servidumbres que se establecen a favor de un concesionario

para la construcción, establecimiento, y explotación de sus instalaciones eléctricas, el dueño del

predio sirviente está obligado a:

i. Permitir la entrada de inspectores y trabajadores para efectuar trabajos de reparación, bajo

la responsabilidad del concesionario a quien dichas líneas pertenecen;

ii. Permitir la entrada de los materiales necesarios para estos trabajos

iii. No podrá hacer plantaciones, construcciones ni obras de otra naturaleza que perturben el

libre ejercicio de las servidumbres establecidas por la ley;

iv. Si no existieren caminos adecuados para la unión del camino público o vecinal más

próximo con el sitio ocupado por las obras, el concesionarios tendrá derecho a las

40


servidumbres de tránsito por los predios que sea necesario ocupar para establecer el camino

de acceso (art. 58 Ley Eléctrica)

Aquellas que debe soportar un concesionario o el propietario de una instalación eléctrica a favor

de terceros, en los casos que se especifican más adelante (art. 71 Decreto 327).

A la esta segunda clase pertenecen las servidumbres que autorizan a:

i. Usar postes o torres ajenos para el establecimiento de otras líneas eléctricas (servidumbres

de postación); y,

ii. Usar las demás instalaciones ajenas necesarias para el paso de energía eléctrica, tales como

líneas aéreas o subterráneas, subestaciones y obras anexas (servidumbres de paso o

transmisión).

SERVIDUMBRES PREDIALES ELÉCTRICAS

Las servidumbres prediales son aquellas que se establecen a favor de un concesionario para la

construcción, establecimiento y explotación de sus instalaciones eléctricas (art. 2 DFL 4). Esto es

para las centrales hidráulicas, líneas de transmisión, subestaciones eléctricas e instalaciones de

distribución.

1. Las servidumbres de obras hidroeléctricas otorgan los siguientes derechos (art. 50 LGSE):

a) Para ocupar los terrenos que se necesitan para las obras;

b) Para ocupar y cerrar hasta en una extensión de media hectárea los terrenos contiguos a la

bocatoma, con el fin de dedicarlos a construir habitaciones de las personas encargadas de la

vigilancia y conservación de las obras, y a guardar los materiales necesarios para la

seguridad y reparación de las mismas, y;

c) Para ocupar y cerrar los terrenos necesarios para embalses, vertederos, clarificadores,

estanques de acumulación de aguas, cámaras de presión, cañerías, centrales hidroeléctricas

con sus dependencias, habitaciones para el personal de vigilancia, caminos de acceso,

depósitos de materiales y, en general, todas las obras requeridas para las instalaciones

hidroeléctricas.

2. Las concesiones de líneas de transporte, subestaciones y de servicio público de distribución

crean a favor del concesionario las servidumbres (art. 51 LGSE).

a) Para tender líneas aéreas o subterráneas a través de propiedades ajenas;

b) Para ocupar terrenos necesarios para el transporte de la energía eléctrica, desde la central

generadora o subestación, hasta los puntos de consumo o de aplicación;

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c) Para ocupar y cerrar los terrenos necesarios para las subestaciones eléctricas, incluyendo las

habitaciones para el personal de vigilancia.

3. Reglas comunes a ambas

a) Establecer caminos de acceso, si no existieren las vías adecuadas para la unión del camino

público o vecinal más próximo con el sitio ocupado por las obras;

b) Ingresar inspectores y trabajadores debidamente identificados los cuales sean necesarios

para efectuar trabajos de reparación;

c) Ocupar, temporalmente, los terrenos municipales o particulares necesarios para el

establecimiento de caminos provisorios, talleres, almacenes, depósitos de materiales y

cualesquiera otros servicios que se requieran para asegurar la expedita construcción de las

obras de una concesión.

DERECHOS DEL DUEÑO DEL PREDIO SIRVIENTE

La ley confiere a los afectados, es decir, a las personas naturales o jurídicas, incluidas fisco,

propietarias de los predios que estarán gravados con servidumbre, los siguientes derechos;

I. DERECHO A INDEMNIZACIÓN

El dueño del predio sirviente tendrá derecho que se le pague (art. 69 LGSE):

a) El valor de todo terreno ocupado por las obras hidroeléctricas, incluidas las de embalse y

estanques, por los postes y las torres de las líneas, por las zanjas de las líneas subterráneas,

por los edificios y por los caminos de acceso, según los planos de servidumbres (100% del

valor de tasación del predio utilizada por la servidumbre, más un 20% conforme al artículo

70 de la LGSE);

b) El valor de los perjuicios ocasionados durante la construcción de las obras o como

consecuencia de ellas o del ejercicio de las servidumbres. Igualmente el valor de los

perjuicios que causan las líneas aéreas, y;

c) Una indemnización por el tránsito que el concesionario tiene derecho a hacer para los

efectos de la custodia, conservación y reparación de las líneas. Esta indemnización no podrá

ser superior al valor de una faja de terreno de dos metros de ancho, en la parte del predio

ocupado por las líneas.

II. DERECHO A MODIFICAR EL TRAZADO

Este derecho el propietario del predio sirviente puede ejercerlo en tres oportunidades, sin perjuicio

de los efectos y cargas que en cada ocasión se producen:

42


a) La primera oportunidad es durante el procedimiento de concesión definitiva, cuando los

afectados pueden presentar sus observaciones y oposiciones a los trazados de las

servidumbres que se impondrán o utilizarán (art. 27 del LGSE);

b) Exigir que se modifique el trazado propuesto aprovechándose las líneas eléctricas existentes

en sus terrenos. La Superintendencia, oídos los interesados, resolverá si el nuevo

concesionario debe aceptar esta obligación (art. 53 LGSE );

c) Derecho a modificar el trazado de las líneas con el fin de ejecutar construcciones en su

predio, pero tal modificación es de cargo del dueño del predio (art. 54 inc 3 LGSE).

III. BIENES EXCLUIDOS DE SERVIDUMBRES

Regla General (Art 54 LGSE).

a) Los edificios no quedan sujetos a las servidumbres de obras hidroeléctricas ni de líneas de

transporte y distribución de energía eléctrica;

b) Los corrales, huertos, parques, jardines o patios que dependan de edificios, quedan sujetos

sólo a la servidumbre de ser cruzados por líneas aéreas de distribución de energía eléctrica

de baja tensión, pero están exentos de las demás servidumbres que establece la LGSE. El

trazado de estas líneas deberá proyectarse en forma que no perjudique la estética de

jardines, parques, huertos o patios del predio.

•EXCEPCIÓN No obstante lo anterior, cuando se trate de centrales hidráulicas productoras de

energía de 25.000 o más kilowatts de potencia, los edificios, corrales, huertos, parques, jardines o

patios que de ellos dependan estarán sujetos a la servidumbre de acueducto y de las obras

hidroeléctricas. Con todo, si al constituirse una servidumbre quedaren terrenos inutilizados para su

natural aprovechamiento, el concesionario estará obligado a extender la servidumbre a todo el

terreno (art. 54 en función del inciso final del artículo 69 de la LGSE).

IV. ACCIONES JUDICIALES

a) Todas las dificultades o cuestiones posteriores de cualquier naturaleza a que dieren lugar las

servidumbres, ya sea por parte del concesionario o del dueño del predio sirviente, se

tramitarán en juicio sumario en conformidad a las reglas establecidas Título XI del Libro III

del Código de Procedimiento Civil (Procedimiento Sumario) (art. 68 de la LGSE);

b) La apelación de la sentencia definitiva en estos juicios se concederá sólo en el efecto

devolutivo (art. 71 de la LGSE);

c) Será juez competente para conocer de los juicios a que se refiere el presente Título, el de la

comuna o agrupación de comunas donde se encuentre el predio sirviente y si los predios

sirvientes estuvieren en dos o más comunas, el juez de cualquiera de ellas;

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d) Todos los derechos concedido en los artículos 50, 51 y 52 de la LGSE se ejercerán

plenamente, sin perjuicio de las acciones judiciales que hubiere pendientes (art. 60 de la

LGSE).

EFECTOS EN EL RETRASO EN LA OBTENCIÓN DE LA CONCESIÓN

i. Dificulta y a veces imposibilita el cumplimiento de los plazos establecidos en los decretos

de adjudicación.

ii. Dificultad para evaluar los proyectos frente a incertidumbre del momento en que se

obtendrá la concesión y servidumbres.

iii. Acciones legales que paralizan las obras en tanto no se tiene la concesión, privándose de

una herramienta para evitar enriquecimientos injustificados producto de especulaciones.

iv. Los mayores costos de las servidumbres se traspasan a todos los usuarios vía incremento de

tarifas. Suben los precios de la energía.

PRINCIPALES MODIFICACIONES DEL LEY N° 20.701 DE 2013

i. Se otorga la posibilidad de dividir la solicitud de concesión;

ii. Establecimiento de un mecanismo para la solución de conflictos entre diferentes tipos de

concesión;

iii. Reconocimiento de la calidad de concesionario eléctrico

iv. Creación de la nueva “Comisión Tasadora”

DESARROLLO DE PROYECTOS

PARQUE EÓLICO

Proyecto ERNC:

Incentivos regulatorios para el desarrollo de ERNC (Cuota ERNC 20/25, venta de atributos

ERNC, exención de peajes de transmisión troncal)

Inversionistas (know how), financiamiento (project finance, financiamiento corporativo),

vehículo y estructura corporativa, pactos, etc

Ventajas de elegir un proyecto de energía eólica (plazo de construcción, costos operación).

TÍTULOS DE OCUPACIÓN DE SUELO Y PERMISOS

¿Cuáles son nuestras alternativas? Aspectos ambientales y permisología del Proyecto.

EJEMPLOS DE PERMISOS SECTORIALES

1. Ejemplo de permisos ambientales previos a la construcción:

Permiso de almacenamiento y disposición de residuos domésticos e industriales peligrosos,

ante la Autoridad Sanitaria.

Cierre perimetral para mantener un área de protección para los hallazgos arqueológicos

encontrados, según lo ordenado por el Consejo de Monumentos Nacionales.

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2. Ejemplo de permisos sanitarios previos al inicio de la construcción:

Calificación Sanitaria de instalaciones, por la Autoridad Sanitaria, conforme lo dispone el

artículo 4.14.2 de la Ordenanza General de Urbanismo y Construcciones (OGUC)

Plan de Manejo de residuos peligrosos según el DS N° 148/2004, MINSAL.

3. Permisos ante la Dirección de Vialidad previos a la construcción:

Permiso de acceso a caminos públicos, ante la Dirección de Vialidad del Ministerio de

Obras Públicas.

4. Permisos ambientales durante la construcción:

Permiso Ambiental Sectorial N° 96. Cambio de Uso de Suelo, ante el Ministerio de

Agricultura.

5. Permisos sanitarios durante la construcción:

Autorización necesaria para construcción de alcantarillado e instalación de un casino.

6. Permisos ante la Superintendencia de Electricidad y Combustible durante la construcción:

Autorización necesaria para instalación de estanques de combustible de almacenamiento de

tipo móvil.

7. Permisos municipales durante la construcción:

Permiso de edificación para la subestación, ante la Dirección de Obras Municipales.

8. Permisos ante la Superintendencia de Electricidad y Combustible durante la construcción:

Notificación de puesta en servicio de las nuevas instalaciones, ante la SEC.

Es necesario notificar a la SEC para comenzar a operar el parque eólico, a fin que el CDEC lo

considere para el despacho. El artículo 223 de la Ley Eléctrica señala que no será requisito para

poner en servicio nuevas instalaciones eléctricas la aprobación de éstas, pero deberán ser

comunicadas a la SEC.

9. Permisos municipales durante la construcción:

Recepción definitiva de la construcción del edificio de control y de la subestación, ante la

Dirección de Obras Municipales.

PRINCIPALES CONTRATOS DEL PROYECTO

1. Financiamiento y Garantías del Proyecto.

2. Contratos de suministros.

3. Contrato de prestación de servicios portuarios.

4. Contrato de Construcción (EPC, BOT)

5. Contrato de Operación y Mantenimiento.

6. PPAs07.10.2015

45


AGENDA NACIONAL DE ENERGÍA (CONTINUACIÓN)

1. Eficiencia energética como política de Estado.

2. Participación ciudadana: Inclusión orgánica.

3. Ordenamiento territorial

4. Exploración de cuencas hidrográficas: Especialmente las del Aconcagua y del Puelo.

EFECTOS QUE PUEDE CONLLEVAR EL ATRASO DE LOS PROYECTOS EN EL PAÍS

1. Retroceso en el desarrollo económico

2. Atraso en el país

FORMAS DE FOMENTAR LA ERNC

a) Establecer una cuota que da derecho a vender un atributo

b) Licitaciones de las distribuidoras

**Todo generador puede retener energía aunque no esté andando. El generador participa por haber

hecho andar su proyecto en el mercado spot. ¿Cómo gana plata un generador? Vendiendo a mayor

precio que al costo de producción, la plata que gana es= $PPA-CM3.

*PPA contrato de suministro eléctrico.

SEGMENTO DE TRANSMISIÓN

1. Segmento altamente regulado

Legalmente un servicio público, salvo líneas privadas

Obligatoriedad de servicio

Presenta grandes economías de escala de su estructura de costo particular, por lo que la LE

regula en la mayoría de los casos los pagos por el uso de estas instalaciones, conforme a un

procedimiento que busca cubrir sus costo de capital y de operación**

Salvo excepciones, instalaciones sometidas a acceso abierto

2. Sujeto a coordinación del CDEEC respectivo

El sistema de transmisión se divide en 3 segmentos:

a) Transmisión Troncal

b) Sub-transmisión

c) Transmisión Adicional

TRANSMISIÓN TRONCAL

Es la columna vertebral, es como la energía en chile va de Norte a Sur y viceversa y no tiene

dirección, no se direcciona. Como piso, son de 220 kv.

Columna vertebral del sistema del país, transmitiendo energía del norte al sur del país en

tensiones superiores a 220 kV.

Calificado legalmente como servicio público.

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Está preferentemente conectado con instalaciones de subtransmisión.

La Ley Eléctrica establece en su artículo 74 los requisitos necesarios (técnicos) para

considerar una instalación como perteneciente a este sistema, en función de lo cual son

calificadas por la autoridad.

El principal actor de este mercado es Transelec S.A., con una participación de mercado

cercana al 85%.

ACCESO ABIERTO

La ley Corta 2, establece un régimen de acceso abierto.

Todas las instalaciones que componen el sistema de transmisión troncal están sometidas a un

régimen de acceso abierto.**

Bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias

A cambio del pago de una tarifa fijada por la autoridad.

Tanto la SEC como el CDEC deben garantizar el acceso abierto.

En el caso del CDEC, el artículo 137 de la Ley Eléctrica identifica esto como uno de los

tres objetivos de la coordinación de la operación de instalaciones interconectadas.

TARIFICACIÓN REGULADA

Esta es tarificada porque se entiende como servicio público,

Si no hay producción no se produce energía nueva, por ende se sigue con la vieja que es más

contaminante.

El uso del STT está sujeto a una tarifa regulada por la autoridad. **

Empresas tienen derecho a recaudar anualmente el “valor anual de transmisión” por cada tramo de

sus instalaciones (VATT).

VATT = AVI + COMA Es lo que pagan los generadores y destruidoras, según el lugar donde se

encuentren:

Anualidad del valor de inversión de las instalaciones (VI)

Más el costo anual de operación, mantenimiento y administración de cada tramo de

instalaciones (COMA).

VATT se establece por la autoridad cada cuatro años.

El “derecho a recaudar” significa que puede cobrar el 100% del VATT, a diferencia de la

subtransmisión.

El VATT lo pagan los generadores y distribuidores, según el lugar en que se encuentren.**

- Para recaudar el 100% del VATT, se cobran peajes.

- Peajes son = VATT – ingresos tarifarios (IT).

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- IT = diferencia entre los costos marginales de la energía y potencia inyectada y retirada en

un tramo respectivo del sistema.

SISTEMA DE SUBTRANSMISIÓN *

Formado por aquellas instalaciones que están interconectadas al sistema eléctrico y dispuestas para

el abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores finales libres o regulados, ubicados en

zonas de concesión de empresas distribuidoras.**

La CNE describe el sistema de subtransmisión como un proceso intermedio entre el transporte a

gran escala y su posterior distribución hacia clientes finales.***

Calificado legalmente como servicio público.

En general, los sistemas de subtransmisión operan a niveles de tensión mayores a 23 kV y menores

o iguales a 110 kV.

ACCESO ABIERTO Y TARIFAS REGULADAS*

Las instalaciones de subtransmisión están sometidas a un régimen de acceso abierto** y tarificación

regulada, en los mismos términos que el sistema de transmisión troncal, .***

Las tarifas de subtransmisión se establecen en forma similar a las del sistema de transmisión

troncal, aunque no consideran una remuneración anual a ser cubierta, sino que la estiman,

dependiendo su pago efectivo del uso real de las instalaciones. ***

SISTEMA DE TRANSMISIÓN ADICIONAL*

Formado por aquellas instalaciones destinadas 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.

Esta característica de uso particular justifica que los sistemas adicionales sean el único de los

sistemas de transporte en la red eléctrica que no tiene calificación de servicio público.**

TARIFAS*

Las instalaciones adicionales son de uso privado y la tarifa que se cobre a terceros por su utilización

dependerá de lo que ellos acuerden con su propietario.

ACCESO ABIERTO*

Estas instalaciones estarán sometidas a un régimen de acceso abierto en el evento que, para su

construcción, se hayan valido de servidumbres otorgadas fruto de una concesión eléctrica.**

Desarrollo de proyectos

Especulación: caso Transelec

Para el caso del acceso abierto a estas instalaciones, la Ley Eléctrica contempla que el peaje a que

da derecho dicho transporte se calcule conforme parámetros establecidos, haciéndolo en base a un

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“valor de transmisión anual, equivalente al valor presente de las inversiones menos el valor residual,

más los costos proyectados de operación y mantenimiento, más los costos de administración”.**

Este acceso abierto y tarificación regulada pueden hacerse valer en procesos relativamente breves

(usualmente no superan los 60 días) ante el Panel de Expertos.***

SISTEMAS DE TRANSMISIÓN EN CHILE*

1. DESINTEGRACIÓN VERTICAL

Como una forma de desconcentrar verticalmente la industria, facilitando el acceso a líneas de

transmisión y, con ello, la inversión en centrales generadoras, el legislador estableció a través de la

Ley Corta I limitaciones a los generadores, distribuidores y clientes libres para:

Participar en la propiedad y/o

Operación de instalaciones troncales.

Al respecto, estableció lo siguiente:

Las empresas operadoras o propietarias de los sistemas de transmisión troncal deben constituirse

como sociedades anónimas abiertas (informantes), lo que supone que estarán bajo la supervigilancia

de la SVS, aparte de la SEC.

Estas sociedades no podrán dedicarse, por sí, ni a través de personas relacionadas, a actividades que

comprendan en cualquier forma, el giro de generación o distribución de electricidad.

Para instalaciones del STT existentes al momento de su calificación, se establece un límite de

participación en ellas para las empresas de generación o distribución o de clientes libres, así como

un límite a su participación conjunta, en términos porcentuales.*

Al respecto, estableció lo siguiente:

a) Las empresas operadoras o propietarias de los sistemas de transmisión troncal deben

constituirse como sociedades anónimas abiertas (informantes), lo que supone que estarán

bajo la supervigilancia de la SVS, aparte de la SEC.

b) Estas sociedades no podrán dedicarse, por sí, ni a través de personas relacionadas, a

actividades que comprendan en cualquier forma, el giro de generación o distribución de

electricidad.

c) Para instalaciones del STT existentes al momento de su calificación, se establece un límite

de participación en ellas para las empresas de generación o distribución o de clientes libres,

así como un límite a su participación conjunta, en términos porcentuales.*

SEGMENTO DE DISTRIBUCIÓN

Monopolio natural, no legal, en cada área geográfica servida por estas instalaciones, por la

inconveniencia económica de duplicar o superponer redes.* **

Servicio público, por disposición legal.***

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CONCESIONADO

Atendida su naturaleza monopólica y la existencia de grandes economías de escala, esta actividad se

organiza conforme a la figura de empresas concesionarias, con:

exclusividad de servicio en la zona respectiva, con excepciones

obligación de servicio en sus respectivas zonas de concesión y

sujetas a la fijación de sus tarifas por parte de la autoridad, las que se obtienen del análisis

de los costos de capital y de operación de empresas modelo eficientes.**

Único segmento que requiere concesión (permiso previo).

Los alimentadores de los sistemas de distribución (alta tensión en distribución) operan en diferentes

tensiones (12, 13,2, 15 y 23 kV).*

TARIFICACIÓN REGULADA*

Las distribuidoras traspasan a sus clientes regulados el denominado “Precio de Nudo Promedio”, a

lo que se agrega el denominado Valor Agregado de Distribución (“VAD”), calculado en procesos

tarifarios en base a costos medios de distribución que se realizan cada 4 años.

En estos procesos, a través de modelos basados en el concepto de una empresa modelo (empresa

eficiente), se estima una tarifa que permite cubrir los costos de distribución con una rentabilidad de

un 10%.

Los Precios de Nudo Promedio corresponden, para cada empresa de distribución en particular, a

un promedio ponderado de los precios que ella misma paga por el suministro que recibe de

empresas de generación y que corresponden a:

i. “Precios de Nudo de Largo Plazo” de energía y potencia, que son aquellos resultantes de

licitaciones públicas reguladas; y

ii. “Precios de Nudo de Corto Plazo” de energía y potencia de punta, fijados por la autoridad.

Efecto del término de contratos “baratos”

SUMINISTRO

Empresas adquieren energía de empresas generadoras, para:

Clientes libres, a precio libre

Clientes regulados, a precio regulado/licitado

Empresas deben contar con suministro para sus clientes regulados, con al menos cinco años de

anticipación (hasta principios de 2015 se exigían tres años de anticipación)

Licitaciones desiertas

RM 88

Consumo sobre lo contratado

Nuevo marco de licitaciones, ERNC, mayores plazos

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08.10.2015

DESARROLLO Y JUDICIALIZACIÓN DE PROYECTOS

INSTITUCIONALIDAD AMBIENTAL

Antes existía la CONAMA y COREMA, estas oficinas dependían de la secretaria general de la

presidencia. Un ministro desde el año 90al 2010 estaba a cargo de este sector ¿por qué? ¿Por qué no

hacienda o economía? Se considera que la temática medioambiental atraviesa muchos conceptos y

estamentos, por ello entregárselo a alguien particular llevaría a que no se abarque todos los

elementos que conforman el sector.

El ministerio del medio ambiente y la ley promueve la sustentabilidad:

a) Crecimiento económico

b) Igualdad Social

c) Cuidado Medio Ambiente.

POST LEY 20471

1. Ministerio del Medio Ambiente (Secretarías Regionales)

Se preocupa de políticas, programas planes y normas que tengan por fin el cuidado del medio

ambiente, se desconcentra en secretarias regionales (SEREMIS)

2. Consejo de Ministros para la Sustentabilidad

Toma lo que hacia la SEGPRES, es un órgano integrado por ministros de distintas carteras y lo que

hace es visar determinadas normas, por ejemplo sobre una norma de calidad de agua o emisión de

contaminantes. Y ello es lo que llega a la presidencia

3. Servicio de Evaluación Ambiental (Servicios Regionales)

Rol de distintas carteras en que toman decisiones respecto a determinadas políticas. Evalúa

proyectos y actividades.

4. Superintendencia del Medio Ambiente

Fiscaliza y sanciona temas ambientales.

5. Tribunal Ambiental

Por ley son 3 actualmente hay 2 constituidas (Santiago y Valparaíso), falta el del Norte

6. Servicio de Biodiversidad y Áreas Protegidas

SISTEMA DE EVALUACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

¿QUÉ ES?

Es un procedimiento administrativo que evalúa los impactos que tengan proyectos o actividades. El

sistema está hecho para facilitar las cosas al accionista, por RG una actividad económica no

requiere ningún permiso especial emanado de una autoridad.

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Hay actividades que requieren permisos sectoriales, por ejemplo en un carrito de hot dog se requiere

un permiso sanitario. Y hay otros proyectos más complejos contemplados en la ley 19.300, art. 3,

donde el legislador considera que tiene tal envergadura que deben ser evaluados anteriormente.

CONCEPTOS RELEVANTES:

a) Ventanilla Única: RCA y PAS

Si se tiene un proyecto que debe ser evaluado ambientalmente, debe entregarse una RCA, pero

como es complejo debe tener otros permisos solicitados, como sanitarios, monumentos nacionales,

etc. Entonces lo que hace la RCA es que por medio de un PAS el órgano competente se declara

conforme y lo otorga entonces se aplica la misma para todos los permisos.

Lo que dice la RCA es que se otorga la mitad de los permisos, porque cumple con los requisitos de

fondo porque una vez otorgado este permiso se debe recurrir a la autoridad correspondiente para

que continúe la tramitación del permiso, entonces lo que hace esta RCA es evitar que estas

autoridades rechacen el permiso por cuestiones de fondo.

b) Línea de Base

Se tiene una situación “A” (cuenca rio Baker), y la línea de base es la cantidad de la cuenca sin

proyecto, implicando caudal del rio, características de la roca, medio humano, y animales. Si se

quiere hacer una cuenca en este rio, se puede plantear un cambio en la línea de base, lo que se

denomina “impactos”

c) Impactos

Cualquier actividad humana genera impactos pero aquellos que son tratados son los impactos

significativos.

d) Mitigación, reparación y compensación

Si es un ruido se mitiga, un relleno sanitario (tienen vida útil), una vez terminada la vida útil se

repara. Y la compensación, por ejemplo cortar árboles pero plantar otros, cuando no se puede

mitigar un reparar, entonces se compensa.

¿QUÉ PROYECTOS O ACTIVIDADES SE SOMETEN A ÉL?

Los más relevantes son la línea eléctrica de alto voltaje de subestaciones, en general los tratados en

el art. 3 de la ley 19.300.

ENERGÍA Y SEIA: ESTUDIO DE IMPACTO AMBIENTAL Y DECLARACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL

- ¿Por qué uno y por qué el otro?

Por RG siempre se es evaluado por declaración de impacto ambiental, a menos que este tenga como

efectos los contenidos en el art. 11 de la Ley 19.300.

- Semejanzas y Diferencias

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En la práctica son casi lo mismo ya que ambos involucran un acto administrativo, un dialogo con la

administración.

La diferencia más relevante es que por RG la DIA no consideran participación ciudadana, lo que

tiene relevancia con la impugnación de la RIA.

- PAC y Posibilidad de Reclamación por Particulares Afectados

PROCEDIMIENTO

1. Admisibilidad

Central eólica de 10 mw requiere DIA, dentro de los primero 5 días se debe presentar al SEA, el

cual hace un examen de admisibilidad, el cual en la práctica es a muy groso modo.

El SEA tiene un rol como órgano de la administración y es coordinar el SIA, toma el proyecto y lo

reparte a los órganos de la administración del estado con competencia ambiental, así si es eólica, se

enviara al ministerio de energía, de bienes nacionales, seremi, agricultura, etc. Estos órganos se

pronuncian sobre el proyecto, siendo entonces como un dialogo entre el titular que quiere llevar a

cabo el proyecto y los órganos de la administración, donde el que hace de vocero es el SEA.

2. Posibilidad de IRE

3. ICSARA/ Adenda

Si es admisible se manda a los órganos, cada cual tendrá sus propias observaciones, vuelve la pelota

al SEA, el que hace un ICSARA (informa consolidado de solicitud de aclaraciones, rectificaciones

y/o ampliaciones.

4. ICE

Si la administración está conforme o incluso no conforme pero siguiendo adelante, el SEA crea un

ICE (informe consolidado de evaluación), este es sometido a la comisión de evaluación para su

aprobación o rechazo. El ICE viene con una recomendación, o sea el SEA lo entrega con una

recomendación de aprobación o rechazo.

5. Aprobación/ Rechazo

6. RCA

7. Impugnación de la RCA.

CASO CASTILLA

HECHOS

Son 2 proyectos, central termoeléctrica y un puerto. Lo que se quema en este caso es carbón,

entonces Castilla tiene un puerto y una central, cada proyecto ingresa con su respectivo DIA.

Distintas comunidades interponen recurso de protección en contra la RCA y la calificación

industrial de la termoeléctrica y en caso del puerto solo contra la RCA.

La recurrida señala que el art. 10 del reglamento.

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DECISIÓN DE LA CS Y ARGUMENTOS

La CS señala que efectivamente ambos proyectos se encuentran en letras separados del reglamento,

pero eso no es lo importante. También es cierto que no hay ninguna norma que prohíba el ingreso

conjunto de proyectos relacionados, lo que hace la corte es ir al fondo de las RSA, tanto del puerto

como de la central, y en cada una la relación entre ambos no se presentó de una para otro y

viceversa, sino que en distintos aspectos, existiendo incoherencia, por ello analiza 3 actividades.

- Unidad puerto

- Unidad conexión

- Unidad central

Tras esto llega a la conclusión de que era un proyecto único que debe evaluarse conjuntamente. Al

momento del ICE, el mismo RSA reconoce que debe ser demandado conjuntamente, pero esto en

verdad es un solo proyecto. Otro punto está relacionado con la ventanilla única.

Este caso es importante ya que se echa abajo un proyecto gigantesco, produciendo incluso

conflictos políticos.

(Pauta) A diferencia de Hidroaysén, fue rechazada en tribunales, quienes hicieron una interpretación

extensa de la ley y basaron su sentencia en aspectos técnicos para los que no tienen preparación ni

experiencia. Ambas instancias (políticas y judiciales) se arrogaron conocimientos que no tienen,

dejando la duda si sus fallos no fueron más que reacción a la presión social. Esta práctica lleva a la

incerteza jurídica, que ha paralizado a la industria y debe solucionarse con reglas claras e

instituciones fuertes, que eviten falencias que permitan la revocación de una RCA.

CASO PUNTA ALCALDE

La mayor discusión de los proyectos se da en sede administrativa.

EIA, tiene PAC (participación ciudadana), las cuales deben ser debidamente ponderadas, esto nunca

ha quedado del todo claro. Al haber participación ciudadana se llega a la RCA, la cual le interesara

a personas: titular del proyecto y personas que participaron (comunidades y personas que

participaron en PAC), para estos dos la Ley Ambiental establece un recurso administrativo especial

que es la “reclamación al comité de ministros”, entonces la decisión final de la RCA es tomada

por el comité de ministros.

HECHOS

Proyecto termoeléctrico fue rechazado, el titular reclama al comité de ministros los cuales dan

vuelta la RCA. Este comité, hace las veces de órgano evaluador ya que establece una medida de

mitigación de impacto una vez realizada la evaluación ambiental a propósitos de una acción de

impugnación.

DECISIÓN DEL COMITÉ DE MINISTROS Y ARGUMENTOS

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Una RCA es un acto administrativo bastante particular, ya que es un permiso transable, es decir, se

puede vender, una vez que esta existe se entiende como una autorización de funcionamiento que se

puede usar cuando se cumpla con las condiciones por las cuales fue otorgada. La mayoría de las

RCA son periódicas.

La Superintendencia del medio ambiente es un órgano muy poderoso, ahora puede imponer multas

de hasta 6 millones de dólares, pudiendo incluso clausurarlas. Esta busque que se page caro por el

incumplimiento, donde la multa parte por la cifra del daño. Por lo mismo se plantea como

contrapeso al tribunal ambiental, mientras más invasiva sea la super mas frenos podrá poner el

tribunal ambiental.

Lo que resuelve el Tribunal Ambiental puede llegar a la CS pero por casación.

Una de las criticas recae en que para reclamar primero se debe recurrir ante el comité de ministros,

y luego se puede subir al tribunal ambiental, lo cual puede demorar mucho tiempo.

**Ver en Castilla lo que dice el tribunal (se debe evaluar conjuntamente), ver el principio

preventivo

**Ver Punta Alcalde por qué el comité de ministro puede dar vuelta un proyecto y si puede o no

imponer condiciones

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Derecho Eléctrico y Desarrollo de Proyectos

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