DERECHO ELÉCTRICO

Profesores Hugo Rosende y Eduardo del Río

ASPECTOS GENERALES

Estrategia Nacional de consumo

1. Eficiencia energética. Política pública para reducir consumo a través de diversos medios:

− Plan de acción de energía 2020: fomentar reducción de consumo a industrias.− Sellos de eficiencia: premiar a empresas líderes en ahorro.− Estándares mínimos de eficiencia energética para comercialización de productos y materiales.− Programas de iluminación residencial y de alumbrado público eficientes: educación en el

consumo.− Comisión interministerial que establezca políticas sectoriales destinadas a la eficiencia.

2. Fomento de ERNC. La ley estableció un subsidio para fomentarlas, el cual consiste en que el Estado compra a la empresa parte de su producción.

3. Rol de las energías tradicionales en la matriz energética. Incremento de producción hidráulica.

4. Nuevo enfoque del sector de transmisión. Establecimiento de carretera publica, la “carretera de transmisión de energía eléctrica”.

5. Mercado eléctrico más competitivo. Más generadores y Centros de Operación independientes qye reemplazarán a los CDEC.

6. Avanzar en la interconexión de energía eléctrica regional. Unir SING con SIC.

Legislación elé ctrica (DFL 4 Ley General de Servicios Eléctricos)

Artículo 1°.- La producción, el transporte, la distribución, el régimen de concesiones y tarifas de la energía eléctrica y las funciones del Estado relacionadas con estas materias se regirán por la presente ley.

DFL 4 constituye el régimen orgánico o estatuto jurídico especial que regula integralmente la actividad eléctrica. La CS ha dicho que el DFL 4 regula la actividad eléctrica por completo, y por tanto no pueden establecerse limitaciones derivadas de otros textos legales.

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La interconexión y coordinación de las instalaciones elé ctricas

Artículo 137º.- Los concesionarios de cualquier naturaleza están obligados a llevar a cabo la interconexión de sus instalaciones cuando con informe de la Comisión se determine mediante decreto supremo del Ministerio de Energía.

La operación de las instalaciones eléctricas que operen interconectadas entre sí, deberá coordinarse con el fin de:

1.- Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico;

2.- Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico, y

3.- Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión, en conformidad a esta ley.

1. Seguridad del servicio.

Confiabilidad del sistema eléctrico: cualidad de un sistema eléctrico determinada conjuntamente por la suficiencia, calidad y seguridad del servicio.

a) Suficiencia: atributo de un sistema eléctrico cuyas instalaciones son adecuadas para abastecer la demanda.

b) Calidad: atributo de un sistema eléctrico determinado conjuntamente por la calidad del producto, del suministro y del servicio comercial entregado a sus distintos usuarios y clientes.− Calidad del producto: permite calificar el producto entregado por los distintos agentes del

sistema eléctrico.− Calidad del suministro: permite calificar el suministro entregado por los distintos agentes del

sistema eléctrico y que se caracteriza por la frecuencia, profundidad y duración de las interrupciones de suministro.

c) Seguridad: capacidad de respuesta de un sistema eléctrico o parte de él para soportar contingencia y minimizar la pérdida de consumos a través de respaldos y servicios complementarios.El CDEC define, para los propietarios de instalaciones eléctricas, cuáles son los servicios complementarios: son recursos técnicos presentes en las instalaciones de generación, transmisión, distribución y clientes libres con que deberá contar cada sistema eléctrico para la operación coordinada. Son prestaciones que permiten efectuar control de frecuencia, detención y plan de recuperación de servicio tanto en condiciones normales como de contingencia.

2. Garantizar la operación más económica. La producción de energía se va a determinar por quien tenga, al momento en que se le requiere por el mercado de suministro, los costos variables más bajos para producir.

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3. Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión. A las generadoras se les garantiza que podrán evacuar la energía producida.

Institucionalidad

1. Presidente de la República.

Artículo 5°.- El Presidente de la República, a través del Ministerio de Bienes Nacionales, y cumpliendo las normas establecidas en el decreto ley 1.939 de 1977, podrá administrar y disponer de terrenos fiscales con la finalidad de que en ellos se efectúen instalaciones de obras eléctricas. Para estos efectos no regirán las limitaciones de plazos que señala ese cuerpo legal para arrendar o conceder en uso estos inmuebles.

Artículo 41º.- El Presidente de la República, mediante decreto supremo fundado, podrá declarar caducadas las concesiones de servicio público de distribución que se encuentren en explotación

2. Ministerio de Energía.

3. Comisión Nacional de Energía. Persona jurídica de derecho público encargada de analizar precios, tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas.

4. Superintendencia de electricidad y combustibles. Fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias, así como de las normas técnicas.

Algunas de sus facultades: otorgar concesiones provisionales, comprobar reclamos, aplicar multas, fiscalizar instalaciones.

5. Centro de Despacho Económico y de Carga (CDEC).

Hay dos: (i) SING de Tal Tal al norte, y (ii) SIC de Tal Tal al sur.

6. Panel de expertos. Resolver discrepancias entre los actores del sistema y evitar judicializar conflictos.

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7. Tribunales. La ley eléctrica los contempla de manera especial respecto de discusiones contractuales y servidumbres legales eléctricas.

Naturaleza jurídica de la electricidad

Cuando hablamos de electricidad nos referimos a dos componentes, la energía y la potencia. Estos elementos son apropiables desde un punto de vista jurídico y prestan utilidad, pueden ser objeto de transacción comercial. La energía como tal es un flujo de electrones que pasa en un periodo de tiempo determinado y se mide en Watts/hr. La potencia es o se vincula a la capacidad de producción de electrones en una unidad de tiempo determinada y se mide en Watts. La potencia máxima que puede producir un sistema eléctrico está condicionada por la capacidad instalada de generación, vale decir, por la generación máxima que es capaz de producir la totalidad de las unidades de generación interconectadas al sistema eléctrico. Se dice que la energía es la utilización de la potencia en el tiempo, así por ejemplo, si levantamos un objeto que pesa 1 kg con una mano y con la otra levantamos otro objeto que también pesa 1 kg, uno por un minuto y otro por 1 seg ambos van a requerir la misma potencia, pero el que lo hemos obtenido por 1 min ha requerido de mayor energía. Por esto se dice que sostener en el tiempo un suministro requiere de mucha energía. La potencia es motor, la energía es combustible.

Jurídicamente la energía eléctrica es un bien mueble, consumible, comerciable y fungible. Desde la perspectiva jurídica también se le trata en la ley eléctrica como un bien mueble desde el momento que el art. 215 del DFL 4 sostiene: “el que sustrajere energía eléctrica…”. Es también un bien futuro porque al momento de suscribir el contrato con una distribuidora la cosa no existe pero se espera que exista. La energía eléctrica desde la perspectiva de las obligaciones presenta algunas particularidades preferentemente en materia de relaciones contractuales que a su respecto se celebra.

T écnicas de intervención del Estado

1. Calificación de Servicio Público.

d) Generación: no es SP, domina el libre mercado. La empresa generadora es libre de decidir entrar en el mercado, pero no es libre de decidir cuándo producir, pues esto lo determina el CDEC según los costos de producción (aquellas empresas que tengan los costos más baratos serán electos de forma preferente).

e) Transmisión: es SP de acuerdo al inciso 3° del Art. 7, que dice: “Asimismo, es servicio público eléctrico el transporte de electricidad por sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión”. Estas empresas deben ser SAA y no pueden participar en los otros dos sectores.

Existen tres tipos de trasmisión: troncal y subtransmición que son SP, y las líneas adicionales que no son SP pues se trata de una línea privada.

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f) Distribución: es SP de acuerdo al inciso 1° del Art. 7, que dice: “Es servicio público eléctrico, el suministro que efectúe una empresa concesionaria de distribución a usuarios finales ubicados en sus zonas de concesión, o bien a usuarios ubicados fuera de dichas zonas, que se conecten a las instalaciones de la concesionaria mediante líneas propias o de terceros”.

El SP eléctrico comprende todos los suministros a usuarios finales, pero hay ciertas excepciones, que no constituyen SP:

− Suministros efectuados desde instalaciones de generación y transporte.− Distribución de energía que realicen cooperativas no concesionarias.− Distribución de energía que se realice sin concesión de distribución.− Suministros a usuarios no sometidos a regulación, los llamados clientes libres.− Suministros realizados utilizando bienes nacionales de uso público mediante permisos

otorgados previamente al establecimiento de una concesión.− Todo otro suministro que se efectúe mediante un contrato que acuerden directamente las

partes, incluidos los concesionarios.

2. Concesión eléctrica forzosa. El distribuidor no puede ejercer la actividad sin la concesión, en cambio para el transportista y el generador la concesión es facultativa.

3. Permisos.

Caracter ísticas del servicio público elé ctrico

1. Continuidad.

Se manifiesta en la obligación legal del distribuidor de dar servicio, y que para garantizar que sea continuo deba tener contratos suscritos que garanticen el consumo de los 3 años siguientes.

Se vincula a la seguridad y calidad del servicio.

2. Regularidad.

3. Uniformidad. El sistema eléctrico debe prestar sus servicios de igual forma a todos los clientes regulados.

Art. 77. No discriminación entre todos los usuarios.

Art. 163. Déficit debe distribuirse proporcionalmente y sin discriminación entre todas las generadoras.

4. Obligatoriedad. La prestación debe necesariamente cumplirse.5

Distribuidoras obligadas a dar servicio.

LA CONCESIÓN ELÉCTRICA

Artículo 2°.- Están comprendidas en las disposiciones de la presente ley:

1.- Las concesiones para establecer:

a) Centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica.

Los derechos de aprovechamiento sobre las aguas terrestres que se destinen a la producción de energía eléctrica se regirán por las disposiciones del Código de Aguas;

b) Subestaciones eléctricas;

c) Líneas de transporte de la energía eléctrica.

2.- Las concesiones para establecer, operar y explotar las instalaciones de servicio público de distribución.

Acto administrativo que otorga al titular un derecho subjetivo público unido a la asunción de obligaciones.

Crea dos situaciones jurídicas: (i) una legal que es de derecho público, y (ii) una contractual que atribuye derecho e impone obligaciones al concesionario.

Derechos de los concesionarios

1. Imponer la servidumbre legal eléctrica.

2. Usar bienes nacionales de uso público para tender líneas aéreas o subterráneas destinadas a la distribución en la zona de concesión.

3. Obtener una rentabilidad económica asegurada.

Fijación de precios:

− Distribuidora. Se crea empresa modelo. Cobra precio de nuco más valor agregado de distribución.− Transporte. Licitación. Pago del peaje que realiza la generadora por usar los cables.

Deberes de los concesionarios

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1. Acceso abierto. Permitir que terceros usen instalaciones.

− Transporte: Artículo 77º.- Las instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y de los sistemas de subtransmisión de cada sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión que corresponda de acuerdo con las normas de este Título.

− Distribución:Artículo 115º.- Los concesionarios de servicio público de distribución de electricidad estarán obligados a prestar el servicio de transporte, permitiendo el acceso a sus instalaciones de distribución, tales como líneas aéreas o subterráneas, subestaciones y obras anexas, para que terceros den suministro a usuarios no sometidos a regulación de precios ubicados dentro de su zona de concesión.

2. Obligación de dar servicio.

Artículo 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 126.

Las condiciones del art. 126 consisten en que la empresa podrá exigir a los usuarios que soliciten servicio o que amplíen su potencia conectada, aportes de financiamiento reembolsable para la ejecución de las obras. EL aporte puede hacerse de dos formas: (i) peticionario construye obras sobre base de proyecto aprobado por la empresa, o (ii) peticionario financia las obras por el valor determinado por la empresa.

3. Interconectar (Art. 137).

Modalidades de otorgamiento

Artículo 13°.- Las concesiones eléctricas sólo podrán otorgarse a ciudadanos chilenos y a sociedades constituidas en conformidad a las leyes del país. Sin embargo, no podrán otorgarse concesiones eléctricas a sociedades en comandita por acciones.

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1. Provisionales. Permite el estudio de los proyectos de las obras de aprovechamiento de la concesión definitiva.

− Otorgadas mediante resolución de la Superintendencia.− La solicitud de concesión provisional deberá presentarse a la Superintendencia.− Toda solicitud de concesión provisional será publicada una sola vez, por cuenta del interesado, en el

Diario Oficial.− El Superintendente resolverá fundadamente acerca de las solicitudes de concesiones provisionales,

en un plazo máximo de 90 días contado a partir de la publicación de la solicitud en el Diario Oficial.− La resolución de concesión provisional será publicada por la Superintendencia en el Diario Oficial.− La resolución de concesión provisional otorga al concesionario el derecho para obtener del Juez de

Letras respectivo el permiso para practicar o hacer practicar en terrenos fiscales, municipales o particulares, las mediciones y estudios que sean necesarios para la preparación del proyecto definitivo de las obras comprendidas en su concesión.

− El mismo Juez determinará, cuando los afectados lo soliciten, las indemnizaciones a que tienen derecho por los perjuicios que les provocaren los permisos referidos en sus predios o heredades.

2. Definitivas. Tienen por objeto el establecimiento, operación y explotación de centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica, subestaciones eléctricas, líneas de transporte de energía eléctrica o instalaciones de servicio público de distribución (Art. 16 Reglamento).

− La solicitud de concesión definitiva se presentará al Ministro de Energía. Podrá solicitarse la concesión definitiva sin que sea necesaria la concesión provisional previa.

− El Ministro de Energía resolverá fundadamente acerca de la solicitud de concesión definitiva, en un plazo máximo de 120 días a contar de la fecha en que se efectuó la solicitud.

− Se otorga por decreto supremo y su duración es indefinida.− Servidumbres legales eléctricas quedan constituidas por el solo hecho de reducirse el decreto y la

aprobación de los planos de servidumbre a escritura pública.− Obligaciones: (i) cumplir con términos y condiciones establecidos en el decreto de concesión, (ii)

ejecutar las obras con sujeción a los planos presentados en la tramitación del decreto, (iii) interconexión (operación coordinada), (iv) soportar servidumbres, (v) cumplir con obligaciones impuestas por la ley y reglamentos, (vi) indemnizar a afectados con servidumbres.

PERMISOS

Artículo 2°.- Están comprendidas en las disposiciones de la presente ley:

3.- Los permisos para que las líneas de transporte y distribución de energía eléctrica no sujetas a concesión puedan usar y/o cruzar calles, otras líneas eléctricas y otros bienes nacionales de uso público.

1. Otorgados por la Municipalidad y la Dirección de Viabilidad.

Artículo 64 Reglamento.- Los permisos para que las líneas de transporte y distribución de energía eléctrica no sujetas a concesión puedan usar o cruzar

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calles, otras líneas eléctricas u otros bienes nacionales de uso público, deberán ser solicitados a las Municipalidades respectivas o a la Dirección de Vialidad, en su caso.

No pueden exceder de 30 años, y las Municipalidades pueden cobrar por estos permisos.

2. Otorgados por la SEC.

Artículo 30°.- Cuando se trate de servicios públicos de distribución de energía eléctrica, el decreto de concesión definitiva fijará los límites de la zona de concesión.

La zona mínima de concesión comprenderá una franja de cien metros circundantes a todas las líneas existentes de la empresa, sean aéreas o subterráneas.

Los concesionarios podrán solicitar a la Superintendencia permisos para efectuar extensiones provisorias de sus líneas de acuerdo a los procedimientos establecidos en el Capítulo III "De los permisos municipales". La

Superintendencia podrá otorgar dichos permisos por un plazo máximo de un año; debiendo, en el intertanto, el interesado solicitar la respectiva concesión.

Concesionario queda obligado a obtener la concesión definitiva dentro del plazo de vigencia del permiso, so pena de tener que retirar sus instalaciones.

SERVIDUMBRE LEGAL ELÉCTRICA

Artículo 2°.- Están comprendidas en las disposiciones de la presente ley:

4.- Las servidumbres a que están sujetos:

a) Las heredades, para la construcción, establecimiento y explotación de las instalaciones y obras anexas que posean concesión, mencionadas en los números 1 y 2 de este artículo;

b) Las postaciones y líneas eléctricas, en aquellas partes que usen bienes nacionales de uso público o heredades haciendo uso de las servidumbres que se mencionan en la letra anterior, para que personas distintas al propietario de esas instalaciones las puedan usar en el tendido de otras líneas o para que las Municipalidades puedan hacer el alumbrado público.

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La escritura pública es el título y el modo de adquirir la servidumbre.

Las servidumbres eléctricas están destinadas a generar proyectos enfocados al desarrollo de: (i) una planta o central hidroeléctrica de embalse (no de pasada); (ii) líneas de transmisión y subestación eléctrica; y (iii) líneas de distribución.

SERVIDUMBRES ELÉCTRICAS

Consideraciones generalesEl artículo 829 del Código Civil define las servidumbres como “un gravamen impuesto sobre un predio en utilidad de otro predio de distinto dueño”.

En cuanto al ejercicio y extensión de la servidumbre constituida sobre un predio sirviente, nuestra legislación ha establecido que ésta ha de atenerse a su fuente originaria. Así, por ejemplo, deberá estarse a lo dispuesto en la ley, si la servidumbre es legal o natural, o al contrato si es voluntaria.

En todo caso, cualquiera que sea el derecho o forma de ejercerse la servidumbre, siempre tendrán efectos las siguientes reglas generales:

– El que tiene derecho a una servidumbre, lo tiene a los medios necesarios para ejercerla.(artículo 828 del Código Civil)

– Las obras indispensables para ejercer la servidumbre son de cargo del que las goza. (artículo 829 del Código Civil)

– Inalterabilidad de la servidumbre. El dueño del predio sirviente no puede alterar, disminuir, ni hacer más incómoda la servidumbre con que está gravada el suyo. (artículo 830 del Código Civil)

Hay dos tipos: la predial y la eléctrica propiamente tal.

Servidumbres prediales eléctricasGravan un inmueble a favor del concesionario, para la construcción, establecimiento y explotación de sus instalaciones eléctricas. No hay predio dominante, sólo sirviente.

Las servidumbres prediales son aquellas que se establecen a favor de un concesionario para la construcción, establecimiento y explotación de sus instalaciones eléctricas. (Esto es según el artículo 2 de la Ley, para centrales hidráulicas, líneas de transmisión, subestaciones eléctricas e instalaciones de distribución)

A esta clase pertenecen las siguientes servidumbres:

1. En relación a centrales hidráulicas:Artículo 49°.- Las concesiones de centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica crean en favor del concesionario las servidumbres de obras hidroeléctricas, de acuerdo con las disposiciones de la presente ley.

Artículo 50°.- Las servidumbres a que se refiere el artículo anterior otorgan los siguientes derechos:

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1.- Para ocupar los terrenos que se necesitan para las obras;2.- 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, y3.- 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.

a) Ocupar los terrenos que se necesitan para las obras;b) Ocupar y cerrar, hasta la extensión de media hectárea, los terrenos contiguos a la bocatoma de una

central hidráulica, 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;

c) 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 faenas requeridas para las instalaciones hidroeléctricas;

2. En relación a líneas de transporte, subestaciones y de servicio público de distribución:Artículo 51°.- Las concesiones de líneas de transporte, subestaciones y de servicio público de distribución crean en favor del concesionario las servidumbres:1.- Para tender líneas aéreas o subterráneas a través de propiedades ajenas;2.- Para ocupar los terrenos necesarios para el transporte de la energía eléctrica, desde la central generadora o subestación, hasta los puntos de consumo o de aplicación;3.- Para ocupar y cerrar los terrenos necesarios para las subestaciones eléctricas, incluyendo las habitaciones para el personal de vigilancia.

a) Tender líneas aéreas y/o subterráneas, a través de propiedades ajenas;b) Ocupar los terrenos necesarios para el transporte de energía eléctrica desde una central

generadora o subestación, hasta los puntos de consumo o de aplicación;c) Ocupar y cerrar los terrenos necesarios para las subestaciones eléctricas, incluyendo las

habitaciones para el personal de vigilancia;

3. Comunes para 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 personal y materiales 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.

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Servidumbre eléctrica propiamente talEn este caso es la instalación eléctrica la gravada (sería el predio sirviente). El propietario de la instalación debe permitir a terceros que transmitan electricidad a través de sus líneas.

Pueden enunciarse las siguientes diferencias entre la servidumbre predial definida en el Código Civil y la servidumbre eléctrica:

a) En la servidumbre eléctrica el predio dominante no es una heredad (requisito esencial del la servidumbre del derecho común) sino que una instalación eléctrica.

b) Las instalaciones eléctricas (“predio dominante”) son también susceptibles de ser gravadas por servidumbres eléctricas, convirtiéndose en “predio sirviente”, así se distingue entre: (i) Servidumbres prediales, que las soporta un inmueble; y (ii) Servidumbres de paso de electricidad o de postación, que las soporta una concesión o instalación; clasificación que veremos más adelante.

Pueden ser:1. Servidumbre de paso de electricidad.

Los propietarios de líneas eléctricas están obligados a permitir el uso de sus instalaciones para permitir el paso de energía eléctrica por sus instalaciones. La obligación de permitir servidumbre de paso de energía eléctrica, la ley se la impone a los concesionarios y que sean propietarios de líneas eléctricas que atraviesen bienes nacionales de uso público (Art. 51).

Quienes deseen hacer uso de esta servidumbre estarán obligados a observar las reglas contenidas en los artículos 73 y siguientes del DFL N° 4. (Mercado de transmisión).

2. Servidumbre de postación.Los propietarios de líneas eléctricas estarán obligados a permitir el uso de sus postes o torres para el establecimiento de otras líneas eléctricas, a cuyo efecto debe estarse a las mismas normas contenidas en el artículo 52 y ss. del DFL Nº 4.

Artículo 52º.- Los propietarios de líneas eléctricas estarán obligados a permitir el uso de sus postes, torres y otras instalaciones necesarias, para el establecimiento de otras líneas eléctricas. Esta obligación sólo es válida para aquellas líneas que hagan uso de las servidumbres a que se refiere el artículo 51º y las que usen bienes nacionales de uso público, como calles y vías públicas, en su trazado.

Derechos del dueño del predio sirvienteLa ley confiere a los afectados, es decir, a las personas naturales o jurídicas -incluido el Fisco-, propietarias de los predios que estarán gravados con servidumbre, los siguientes derechos:

1. Indemnización (Art. 69). El propietario del predio sirviente tiene derecho a exigir el pago del valor de:

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a) Todo terreno ocupado por las obras hidroeléctricas, incluidas las de embalse y estanques, por los postes y las torres de líneas, por las zanjas de las líneas subterráneas, por los edificios y por los caminos de acceso, según el plano de servidumbre.

b) 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 causen las líneas aéreas.

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.

Si no se produjere acuerdo entre el interesado y el dueño de los terrenos sobre el valor de éstos, el Ministro de Economía designará una comisión compuesta de tres Hombres Buenos para que, oyendo a las partes, practique el avalúo de las indemnizaciones que deben pagarse al propietario del predio sirviente.

En este avalúo no se tomará en consideración el mayor valor que puedan adquirir los terrenos por las obras proyectadas.

Practicado el avalúo por la comisión de Hombres Buenos, será entregado a la Superintendencia, la cual pondrá una copia debidamente autorizada por ella, en conocimiento de los interesados y de los afectados, mediante carta certificada.

El valor fijado por la comisión de Hombres Buenos, más de veinte por ciento de que trata el artículo 70° será entregado al propietario y, en caso que éste se encontrare ausente o se negara a recibirlo, será depositado en la cuenta corriente del Tribunal respectivo a la orden del propietario.

Los afectados o el interesado podrán reclamar dentro del plazo de treinta días, a contar desde la fecha de su notificación, del avalúo practicado por la comisión de Hombres Buenos, conforme a las normas del procedimiento sumario.

2. Cuando se refiere a líneas de transmisión, puede modificar el trazado de la línea que quiere cruzar su terreno. Este derecho el propietario del predio sirviente puede ejercerlo en tres oportunidades, sin perjuicios, de los efectos y cargas que en cada ocasión se producen: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 de la ley).

b) Exigir que se modifique el trazado propuesto aprovechándose las líneas eléctricas existentes en sus terrenos propiedad. (Art. 53 de la Ley)

c) Derecho a modificar el trazado de las líneas con el fin de ejecutar construcciones en su predio, pero tal modificación es de su cargo. (Art. 54 inc.3)

3. Bienes excluidos de servidumbres:REGLA GENERAL: Los edificios no quedan sujetos a las servidumbres de obras hidroeléctricas ni de líneas de transporte y distribución de energía eléctrica. 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,

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pero están exentos de las demás servidumbres que establece la presente ley. 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 dispuesto anteriormente sobre los bienes excluidos de servidumbres, la ley establece que 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. Pero a petición del propietario deberá efectuarse la expropiación parcial o total del predio sirviente.

4. Acciones judiciales: Todas las dificultades o cuestiones posteriores de cualquier naturaleza a que dieren lugar las servidumbres eléctricas, ya sea por parte del concesionario o del dueño del predio sirviente, se tramitarán en juicio sumario en conformidad a las reglas establecidas en el Código de Procedimiento Civil. Será Juez competente para conocer de estos juicios, el de la comuna o agrupación de comunas donde se encuentre el predio sirviente.Con todo, cabe tener presente que los derechos que la ley confiere al concesionario para imponer las servidumbres se ejercerán plenamente, sin perjuicio de las acciones judiciales que estuvieren pendientes

Obligaciones del dueño del predio sirvienteEn cuanto a las obligaciones, además de la afectación del inmueble producto de la imposición de las servidumbres antes aludidas, el propietario de tiene la obligación de:

1. El dueño del predio sirviente no podrá hacer plantaciones, construcciones ni obras de otra naturaleza que perturben el libre ejercicio de las servidumbres eléctricas. Si infringiere esta disposición o sus plantaciones o arboledas crecieren de modo que perturben dicho ejercicio, el titular de la servidumbre podrá subsanar la infracción a costa del dueño del suelo.

2. El dueño del predio sirviente está obligado a permitir la entrada de inspectores y trabajadores debidamente identificados para efectuar trabajos de reparación, bajo la responsabilidad del concesionario a quien dichas líneas pertenecen.

3. Asimismo, está obligado a permitir la entrada de los materiales necesarios para estos trabajos. El Juez, a solicitud del propietario del suelo, regulará, atendidas las circunstancias, el tiempo y forma en que se ejercitará este derecho.

Servidumbres eléctricas sin concesión o voluntariasSi el interesado en construir instalaciones eléctricas opta por no solicitar concesión sobre las mismas,   deberá  convenir los contratos de  servidumbres con cada uno de los propietarios de los inmuebles sobre los cuales se construirían. Tales contratos, en todo caso, se regirán por las  normas del derecho común contenidas en los artículos 880 y siguientes del Código Civil.

Además,  bajo esta hipótesis el interesado deberá tramitar y  obtener de las correspondientes Municipalidades  los permisos para que sus líneas de transporte  de energía eléctrica puedan cruzar y/o

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usar calles, otras líneas eléctricas y otros bienes nacionales de uso público, conforme al procedimiento descrito en los artículos 35 y siguientes del DFL Nº 4.

En definitiva, esta alternativa priva al interesado de los beneficios de la concesión definitiva, y lo enfrenta a la necesidad de obtener el consentimiento de cada propietario de los predios sobre los cuales se pretende constituir servidumbre.

Constitución de la servidumbre elé ctrica Las servidumbres eléctricas, por regla general se constituyen por:

a) Por vía administrativa, por intermedio del decreto de concesión definitiva, donde se establecerán de conformidad a los planos de servidumbres que se hayan aprobado en el decreto de concesión.

b) Por vía voluntaria, cuando se conviene por un escritura pública el correspondiente contrato de servidumbre entre la empresa eléctrica y el propietario del predio sirviente.

Sin embargo, lo anterior, no obsta, a que las servidumbres eléctricas puedan también constituirse por los demás modos que establece el Código Civil, como por ejemplo por prescripción adquisitiva (artículo 882 C.C.), destinación del padre de familia (artículo 881 CC), etc.

ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES

Qu é es la ERNC El uso común asocia el concepto energía renovable a toda fuente energética que se encuentra naturalmente disponible y que tenga la capacidad de regenerarse de la misma manera en corto espacio de tiempo. En contraposición a la energía no renovable cuya fuente primaria de energía requiere de varios cientos de años para su formación (carbón, petróleo etc.).

La LGSE contiene una definición en la letra ab) del Art. 225: Energía renovable no convencional: aquella energía eléctrica generada por medios de generación renovables no convencionales.

Clasificación de fuentes energé ticas Dada la definición anterior, podemos señalar que existen tres fuentes energéticas disponibles:

1. Las fuentes no renovables. Son aquellas fuentes que se encuentran naturalmente en la naturaleza o en el ambiente, que requiere para su formación un largo período de tiempo. Ejemplos (combustibles fósiles como el petróleo, carbón, petcoke, gas).Su uso requiere la ejecución de diversos procesos productivos, tales como extracción, transporte, almacenamiento y consumo.Cada uno de los cuales se presenta por muchos como fuente de afectación del medio ambiente.

2. Las renovables convencionales.

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Son aquellas que utilizan recursos disponibles habituales y, en algunos casos, permanentemente e infinito en el medio ambiente, que no requieren gran espacio de tiempo para su formación.El ejemplo más común es el agua utilizada por las grandes centrales hidráulicas.Sin embargo, esta fuente tampoco está exenta de criticas por el fuente impacto que produce en el entorno natural, afectando a especies acuáticas y terrestres al transformar el cauce dinámico de un río a un embalse

3. Las renovables no convencionales.La definimos antes como toda fuente energética que se encuentra naturalmente disponible y que tenga la capacidad de regenerarse de la misma manera en corto espacio de tiempo.Se clasifican en:a) Renovables frías: Generan energía sin necesidad de ser quemadas (Ej.: Eólica).b) Renovables calientes: deben ser sometidas a un proceso de combustión (Ej.: biocombustibles).

Medios de generación renovables no convencionales (Art. 225 aa))

1. Biomasa.Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de la biomasa, correspondiente a la obtenida de materia orgánica y biodegradable, la que puede ser usada directamente como combustible o convertida en otros biocombustibles líquidos, sólidos o gaseosos. Se entenderá incluida la fracción biodegradable de los residuos sólidos domiciliarios y no domiciliarios.Se conoce como biomasa energética al conjunto de materia orgánica, de origen vegetal o animal, incluyendo los materiales procedentes de su transformación natural o artificial:– Residuos forestales, como aquellos provenientes de podas o limpieza de matorrales.  – Residuos agrícolas de diferentes podas de cultivos leñosos como olivos, vides y frutales. También

residuos de cultivos de cereales como el centeno, maíz, trigo, sorgo o arroz e incluso se utilizan los residuos del tabaco, remolacha, algodón y girasol. 

– Residuos de industrias forestales, procedentes en su mayoría de industrias de tratamiento de madera, chapa de madera, corcho o papel.

– Residuos biodegradables de industrias agroganaderas y agroalimentarias y también los procedentes de actividad urbana, entre los que destaca el biogas procedente de estaciones depuradoras de aguas residuales urbanas y de los Residuos Sólidos Urbanos. 

Al contrario de las energías eólica y solar, la de la biomasa es fácil de almacenar. Sin embargo, opera con enormes volúmenes de combustibles que hacen su transporte oneroso y constituyen un argumento en favor de una utilización local y sobre todo rural. Su rendimiento, expresado en relación a la energía solar incidente sobre las mismas superficies, es muy débil 0,5 % a 4 %, contra 10 % a 30 % para las pilas solares fotovoltaicas.También se discute la destinación de grandes extensiones de tierra para la producción de esta energía.

2. Hidráulicas menores a 20MW.Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía hidráulica y cuya potencia máxima sea inferior a 20.000 kilowatts.

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Central Hidroeléctrica de Pasada es aquella que aprovecha el caudal de los ríos y las diferencias de alturas para generar electricidad. Se capta parte del flujo de agua del río. La energía de la caída de agua se aprovecha para mover el rotor de la turbina, y luego el agua es devuelta al cauce natural.No cuenta con sistemas para acumulación de agua para uso posterior, de manera que el agua que no se usa en un instante, simplemente se pierde.Este tipo de central, requiere un caudal suficientemente constante para asegurar a lo largo del año una potencia determinada.

3. Geotermia.Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía geotérmica, entendiéndose por tal la que se obtiene del calor natural del interior de la tierra.Al descender hacia el interior de la corteza terrestre se produce un aumento gradual de temperatura, estimado en 1 grado cada 37 metros de profundidad. Sin embargo, en determinadas zonas de nuestro planeta, las altas temperaturas se encuentran a nivel de la superficie. En estos casos, es cuando una instalación geotérmica resulta más rentable. Para aprovechar la energía geotérmica se recurre a calentamiento de un líquido para producir vapor con el que se da impulso a la turbina, que a su vez mueve un generador eléctrico. El funcionamiento: una perforación practicada a gran profundidad sobre la corteza terrestre con objeto de obtener una temperatura mínima de 150º C, y en la cual se han introducido dos tubos en circuito cerrado en contacto directo con la fuente de calor. Desde la superficie se inyecta agua fría a través de uno de los extremos del tubo, la cual se calienta al llegar al fondo formando vapor de agua y regresando a chorro a la superficie a través del otro tubo. En el extremo de éste está acoplada una turbina-generador que suministra la energía eléctrica para su distribución. El agua enfriada es devuelta de nuevo al interior por el primer tubo para repetir el ciclo.

4. Solar.Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía solar, obtenida de la radiación solar. Estas centrales concentran los rayos solares sobre un fluido que alcanza el grado de ebullición; el vapor es usado para mover una turbina que genera electricidad.

5. Eólica.Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía eólica, correspondiente a la energía cinética del viento. No es más que el perfeccionamiento del antiguo molino de viento. El principio de la energía eólica como fuente de energía se basa en el movimiento de una turbina que a la vez mueve un generador (alternador) y este último es el encargado de producir el fenómeno eléctrico (la electricidad).Sin embargo la explotación de la energía eólica trae el inconveniente de la superficie ocupada, niveles de ruido y de contaminación visual que produce en el paisaje.

6. Mareomotriz.Aquellos cuya fuente de energía primaria sea la energía de los mares, correspondiente a toda forma de energía mecánica producida por el movimiento de las mareas, de las olas y de las corrientes, así como la obtenida del gradiente térmico de los mares.

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Las mareas y las olas producen fuerzas que pueden utilizarse para la generación de energía eléctrica. Existen varias tecnologías.Cómo funciona:– Cuando la marea sube, las compuertas del dique se abren y el agua ingresa en el embalse.– Al llegar el nivel del agua del embalse a su punto máximo se cierran las compuertas.– Durante la bajamar el nivel del mar desciende por debajo del nivel del embalse.– Cuando la diferencia entre el nivel del embalse y del mar alcanza su máxima amplitud, se abren las

compuertas dejando pasar el agua por las turbinas, acciona la hélice de la turbina y ésta, al girar, mueve un generador que produce electricidad.

7. Otros medios de generación determinados fundadamente por la Comisión, que utilicen energías renovables para la generación de electricidad, contribuyan a diversificar las fuentes de abastecimiento de energía en los sistemas eléctricos y causen un bajo impacto ambiental, conforme a los procedimientos que establezca el reglamento.

Dificultades de las ERNCIndependiente de las opiniones sobre la necesidad de contar o no con una política de incentivos o subsidios para el desarrollo de esta industria, existen las siguientes dificultades:

– Necesidad de redes de transmisión. En general en las zonas donde se ubica las ERNC las redes existentes son insuficientes para soportar el paso de energía adicional. Incluir en el proyecto ERNC la construcción de una lía o empalme, muchas veces hace inviable el proyecto.

– Tratamiento contractual: ERNC debe enfrentar estipulaciones contractuales similares a las de centrales térmicas e hidroeléctricas, en particular en lo que se refiere a la oferta firme de energía, que dada la naturaleza variable del recurso obliga a recurrir a terceros, con costos adicionales que impacta negativamente en la rentabilidad

– No existe distinción en el tratamiento de permisos y autorizaciones medio ambientales.– Mayores costos, los que deben ser asumidos por consumidores finales.– Bajos factores de planta (relación entre potencia y energía). MW vs. MW/hora. La térmica produce

permanentemente, la hidráulica también mientras tenga reservas de agua. La solar y fotovoltaica tienen factor de planta pequeño, cercano al 20%.

Pol í ticas de fomento de ERNC

A. Derecho comparado:

1. Sistema de tarifas mínimas (Feed in tariffo FIT). Mediante este instrumento se regula básicamente tres aspectos fundamentales de la actividad de la generación y compraventa de electricidad: – El acceso a las redes de transmisión: Se le otorga acceso a las redes de transmisión y la exención de

pago de peajes por este concepto. – El cálculo del precio de electricidad y estabilidad de precios: Sin perjuicio de su procedencia o de

su mayor costo aparente de producción, se obliga a los operadores de la red (Ej. CDEC) a despachar o recibir toda la electricidad recibida por estos ERNC y se fija una tarifa o precio mínimo a que deberá ser recibida.

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2. Prima o premio de generación.Se confiere una prima, que debe ser pagada por sobre el precio de mercado de la electricidad a los productores de ERNC.

3. Sistemas de cuotas de generación.Establece la obligación que un porcentaje determinado de energía eléctrica suministrada sea producida por ERNC. Este sistema a dado lugar en algunos países al establecimiento de un sistema de certificados llamados Renewable Energy Certificates, que se transan de manera independiente a le electricidad.

4. Licitaciones (tendering system). El legislador especifica el monto de capacidad instalada o de energía generada proveniente de ERNC que debe ser alcanzado, junto con incentivos y condiciones favorables a la inversión. La mejor oferta se adjudica los incentivos ofrecidos.

5. Incentivos tributarios.

B. Nuestra legislación:

1. Exención de pago de peaje de transmisión troncal (Art. 79).Artículo 79º.- Los propietarios de los medios de generación renovable no convencionales y de las instalaciones de cogeneración eficiente, definidos en las letras aa) y ac) del artículo 225° de esta ley, que se encuentren conectados al sistema eléctrico respectivo y cuyos excedentes de potencia suministrada al sistema sea inferior a 20.000 kilowatts, estarán exceptuados del pago total o de una porción de los peajes por el uso que las inyecciones de esos medios de generación hacen de los sistemas de transmisión troncal, conforme a los criterios establecidos en los incisos siguientes.Los peajes a pagar serán determinados ponderando los peajes que correspondería pagar conforme a las normas generales de peajes por un factor proporcional igual al exceso por sobre 9.000 kilowatts de los excedentes de potencia suministrada al sistema dividido por 11.000 kilowatts. En caso que dichos excedentes de potencia sean inferiores a 9.000 kilowatts, el factor será nulo.Si la capacidad conjunta exceptuada de peajes excede el 5% de la capacidad instalada total del sistema eléctrico, los propietarios de los medios de generación señalados en el inciso primero de este artículo deberán pagar además un peaje equivalente a los montos de los peajes exceptuados en virtud de la aplicación del inciso segundo de este artículo, multiplicados por un factor proporcional único igual al cuociente entre el señalado excedente por sobre el 5% de la capacidad instalada total del sistema eléctrico y la capacidad conjunta exceptuada de peajes.Para los efectos de lo señalado en el inciso anterior, se entenderá por capacidad conjunta exceptuada de peajes a la suma de los excedentes de potencia suministrados al sistema por cada uno de los medios de generación a los que se refiere este artículo, multiplicados por la diferencia entre 1 y el factor proporcional referido en el inciso segundo de este artículo.

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Los montos totales de peajes de transmisión troncal exceptuados de pago en virtud de la aplicación de este artículo, serán pagados por las demás empresas que efectúan inyecciones de energía al sistema, a prorrata de dichas inyecciones conforme a los procedimientos que para ello establezca el reglamento.

La ley establece que los excedentes de potencia que esas centrales inyecten al sistema que no excedan de 20.000kw estarán exceptuado total o proporcionalmente de pagar peajes por el sistema troncal. Si la capacidad conjunta exceptuada de peajes de estos medios es superior al 5% de la capacidad total deberán pagar en el exceso una proporcionalidad del peaje determinado conforme a las reglas que indica en art.79. Los montos de peajes exceptuados serán pagados a prorrata por las demás empresas que efectúen inyección al sistema.

2. Cuotas (Art. 150 bis).Artículo 150° bis.- Cada empresa eléctrica que efectúe retiros de energía desde los sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 200 megawatts para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales, estén o no sujetos a regulación de precios, deberá acreditar ante la Dirección de Peajes del CDEC respectivo, que una cantidad de energía equivalente al 10% de sus retiros en cada año calendario haya sido inyectada a cualquiera de dichos sistemas, por medios de generación renovables no convencionales, propios o contratados. La empresa eléctrica podrá también acreditar el cumplimiento de la obligación señalada en el inciso primero, mediante inyecciones de energía renovable no convencional realizadas a los sistemas eléctricos durante el año calendario inmediatamente anterior, en la medida que dichas inyecciones no hayan sido acreditadas para el cumplimiento de la obligación que correspondió a ese año.Cualquier empresa eléctrica que exceda el porcentaje señalado en el inciso primero de inyecciones de energía renovable no convencional dentro del año en que se debe cumplir la obligación, con energía propia o contratada y aunque no hubiese efectuado retiros, podrá convenir el traspaso de sus excedentes a otra empresa eléctrica, los que podrán realizarse incluso entre empresas de diferentes sistemas eléctricos. (…)La empresa eléctrica que no acredite el cumplimiento de la obligación a que se refiere este artículo al 1 de marzo siguiente al año calendario correspondiente, deberá pagar un cargo, cuyo monto será de 0,4 UTM por cada megawatt/hora de déficit respecto de su obligación. Si dentro de los tres años siguientes incurriese nuevamente en incumplimiento de su obligación, el cargo será de 0,6 UTM por cada megawatt/hora de déficit. Sin perjuicio de lo anterior, cualquier empresa eléctrica deficitaria podrá, con un límite de 50%, postergar hasta en un año la acreditación de la obligación (…).[Estos cargos señalados] se destinarán a los clientes finales y a los clientes de las distribuidoras cuyos suministros hubieren cumplido la obligación prevista en el inciso primero de este artículo.Las sumas de dinero que se recauden por estos cargos, se distribuirán a prorrata de la energía consumida por los clientes indicados en el inciso anterior durante el año calendario en que se incumplió la obligación del inciso primero.

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Esta obligación se aplica desde 1 de enero del año 2010, y se aplicará a todos los retiros de energía para comercializarla con distribuidoras o con clientes finales cuyos contratos se suscriban a partir del 31 de agosto de 2007, sean contratos nuevos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza. Con todo, la obligación será de un 5% para los años 2010 a 2014, aumentándose en un 0,5% anual a partir del año 2015. Este aumento progresivo se aplicará de tal manera que los retiros afectos a la obligación el año 2015 deberán cumplir con un 5,5%, los del año 2016 con un 6% y así sucesivamente, hasta alcanzar el año 2024 el 10%.

3. Proyecto de ley 20/20.Busca implementar las siguientes modificaciones:– Subir la cuota de ERNC a un 20% el año 2020.– Los retiros acreditados deben responder a lo menos un 50% a inyecciones realizadas en el sistema

eléctrico respectivo (incentiva el uso de ERNC en todo Chile). – La obligación no se entenderá extinguida por el pago del cargo (evita incumplimiento eficiente) y

deberá cumplirse en el próximo año calendario en conjunto con la obligación y respectiva de dicho periodo.

– Se efectuarán licitaciones públicas bianuales para la inyección de bloques de energía ERNC.– Los contratos, renovaciones, extensiones u otras convenciones de similar naturaleza suscritos

antes de la fecha señalada, quedarán afectos al cumplimiento de la totalidad de la obligación a partir del 1 de enero del año 2020.

– La obligación será de 5% para los años 2010 a 2013, aumentándose en 2% anual a partir del año 2014 hasta el año 2019; y aumentándose en un 3% en el año 2020, hasta alcanzar 20% en 2020.

Situación actual

Operación Construcción Aprobado sinconstruir

Encalificación

Mini hidráulica 246 64 368 93

Eólica 205 6 2269 1041

Biomasa 265 170 55 40

Solar 0 1 467 302

Geotermia 0 0 0 50

TOTAL 720 242 3159 1535

CONSIDERACIONES QUE SE DEBE TENER A LA HORA DE DESARROLLAR UN PROYECTO ELÉCTRICO

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Un conjunto de inversionistas tienen un interés en desarrollar un proyecto eléctrico en Chile ¿qué se debe considerar?

1. Clase de instalación eléctrica.Importante en cuanto a aspectos normativos de cada área del mercado (generación, transporte y distribución), por ejemplo exigencias legales para entrar al mercado, permisos y autorizaciones necesarias, obligaciones y cargas diversas (e.g. fijación tarifaria, pertenecer al CDEC, calidad del servicio, etc.).

2. Ubicación.a) Aspectos operacionales. Hay que considerar la materia prima que se utilizará para producir

energía. Así, por ejemplo, si se trata de central termoeléctrica, se necesita estar cerca de un puerto para abastecerse de carbón, puesto que el carbón generalmente es importando. Además, se necesita estar cerca de la costa por la utilización de grandes cantidades de agua para el enfriamiento de las turbinas.

b) Sistema del que se formará parte. Es importante la ubicación para determinar el mercado al que se accederá, las proyecciones de la demanda, y las obligaciones que le gravarán, pues estos elementos son diferentes si se opere en el SING, SIC o Magallanes (e.g. en SING y SIC se debe someter a la coordinación del CDEC respectivo).

c) Costos de transmisión para acceder a los mercados y operación segura del sistema (sistema troncal, subtransmisión o adicional).

d) Zona ambiental adecuada. Por ejemplo, el caso de la central Castilla en la III Región.

3. Aspectos inmobiliarios.a) Actividad compatible con plano regulador. Es necesario saber si el plano regulador de la comuna

permite la actividad industrial en el lugar donde se instalará la central.b) Existencia de comunidades indígenas. c) Existencia de diversos gravámenes a la propiedad (estudio de título). Antes de adquirir el terreno

hay que estudiar si existen hipotecas, servidumbres, concesiones mineras, etc., materias relevantes a la hora de buscar financiamiento.

d) Concesiones marítimas. Cabe recordar que si el proyecto está próximo al mar, existen concesiones marítimas de playa y terreno de playa que no se adquiere per se por la compraventa del inmueble.

4. Permisos y autorizaciones.a) Medioambientales. En primer lugar digamos que conforme al artículo 10 de la Ley N° 19300

dispone que “Los proyectos o actividades susceptibles de causar impacto ambiental, en cualquiera de sus fases, que deberán someterse al sistema de evaluación de impacto ambiental, son (…) b) líneas de transmisión eléctrica de alto voltaje y sus subestaciones; c) Centrales generadoras de energía mayores a 3 MW”.Puede procederse a través de dos mecanismos, dependiendo de si el proyecto presenta algunas de las características indicadas en el Art. 11 de la Ley 19.300:

i. Estudio de Impacto Ambiental (EIA): Cuando existen dudas, hay una institución llamada “carta de pertinencia”, en virtud de la cual se pregunta a la autoridad si debe someterse al

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estudio de impacto ambiental. El EIA se presenta a la Comisión de Evaluación Ambiental respectiva, que tiene un plazo de 120 días para pronunciarse sobre el Estudio de Impacto Ambiental. Dentro del mismo plazo la Comisión podrá solicitar las aclaraciones, rectificaciones o ampliaciones al contenido del EIA que estime necesarias, otorgando un plazo para tal efecto al interesado, suspendiéndose de pleno derecho, en el intertanto, el término que restare para finalizar el procedimiento de evaluación del respectivo Estudio. El proponente podrá solicitar la extensión del plazo otorgado para cada suspensión hasta por 2 veces. La calificación favorable sobre un Estudio de Impacto Ambiental será acompañada de los permisos o pronunciamientos ambientales que puedan ser otorgados en dicha oportunidad por los organismos del Estado.

ii. Declaración de Impacto Ambiental (DIA): Constituye una declaración jurada en la cual se

expresa que el proyecto cumple con la legislación ambiental vigente. No obstante esto, la DIA podrá contemplar compromisos ambientales voluntarios, no exigidos por la ley. En tal caso, el titular estará obligado a cumplirlos. La Comisión tendrá un plazo de 60 días para pronunciarse sobre la DIA. Si la DIA carece de información relevante o esencial para su evaluación que no pudiese ser subsanada mediante aclaraciones, rectificaciones o ampliaciones, o si el respectivo proyecto o actividad requiere de un EIA, según corresponda, así lo declarará mediante resolución fundada, ordenando devolver los antecedentes al titular y poniendo término al procedimiento.

Transcurridos los plazos señalados para la conclusión de la evaluación por la Comisión, sea para un EIA o DIA, sin que ésta se hubieren pronunciado sobre un Estudio o Declaración de Impacto Ambiental, y cumplidos los requisitos del artículo 64 de la ley Nº 19.880 (silencio positivo) dicho Estudio o Declaración, con sus aclaraciones, rectificaciones o ampliaciones, si las hubiere, se entenderá aprobado. El proceso de evaluación concluirá con una resolución que califica ambientalmente el proyecto o actividad (RCA). La RCA favorable de un proyecto o actividad caducará cuando hubieren transcurrido más de cinco años sin que se haya iniciado la ejecución del proyecto o actividad autorizada, contado desde su notificación.

b) Aguas Terrestres y Marítimas.

i. Marítimas. Concesión marítima: Son concesiones marítimas las que se otorgan sobre los bienes nacionales de uso público o bienes fiscales cuyo control, fiscalización y supervigilancia, corresponde al Ministerio de Defensa Nacional, Subsecretaría de Marina, cualquiera que sea el uso a que se destine la concesión y el lugar en que se encuentren ubicados los bienes.Se distinguen cuatro tipos:

1) Concesión de fondo de mar que corresponde a una extensión de suelo marítimo. Permite articular y utilizar el fondo marino para establecer pilotes, etc.

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2) De porción de agua. Espacio de mar destinado a mantener cualquier elemento flotante. Se puede extraer del mar un volumen determinado de agua para el proceso de enfriamiento de la central.

3) De playa. Extensión de tierra que las olas bañan y desocupan alternativamente hasta donde legan las más altas mareas. La playa es el terreno que comprende la diferencia entre las más altas y más bajas mareas.

4) De terreno de playa. La faja de terreno de propiedad del Fisco de hasta 80 metros de ancho, medida desde la línea de playa de la costa del litoral (línea de las más altas mareas hacia adentro del mar).

Las concesiones marítimas se solicitan al presidente de la República, por intermedio del Ministerio de Defensa (Subsecretaria de Marina), para cuya tramitación se debe presentar los antecedentes dispuestos en el reglamento a la capitanía de puerto respectiva para el trámite de admisibilidad. Es importante tener en cuenta que el otorgamiento de estas concesiones está gravado con el pago de una patente que su incumplimiento pueda hacer caducar la concesión.

ii. Terrestres. Se rigen por el Código de Aguas, y pueden ser superficiales o subterráneas.Las aguas son bienes nacionales de uso público (Art. 596 CC y 5 CA) y se otorga a los particulares un derecho de aprovechamiento para poder usar y gozar de ellas. El derecho de aprovechamiento de agua es un derecho real que recae sobre aguas y consiste en el uso y goce de ellas con los requisitos y en conformidad a las reglas del CA. El que tiene derecho de aprovechamiento tiene derecho a los medios necesarios para ejercerlo.

El derecho de aprovechamiento de las aguas, se constituye originariamente por acto de autoridad, que nuestra legislación normalmente la hace consistir en una resolución de la Dirección General de Aguas y excepcionalmente mediante decreto supremo del Presidente de la República. En cuanto a la posesión de los derechos de aprovechamientos de agua, se adquiere por la inscripción en el Registro de Propiedad de Aguas del Conservador de Bienes Raíces competente. En tanto que la transferencia, transmisión y la adquisición o pérdida por prescripción de los derechos de aprovechamiento, se rige por las disposiciones del Código Civil, salvo que no estén modificadas por el Código de Aguas.

Los derechos de aguas pueden clasificarse de diferentes formas:

1) Constitutivo: Faculta a consumir el agua en cualquier actividad.2) No consuntivo: Emplear el agua sin consumirla y obliga a restituirla en la forma

que lo determine el acto de adquisición o constitución de derecho.

Ambos tipos de derecho no son incompatibles. Los tribunales han dicho que la distinción se hace en cuanto al consumo del agua.

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¿Cuál necesito para una hidráulica de embalse? Si el agua está en el embalse, no se está consumiendo, pero se hará en el futuro. Así que basta con tener un derecho de aprovechamiento no consuntivo. Fue más bien una respuesta política, pues se habría generado el caos si se establecía que era consuntivo.

1) De ejercicio permanente (todo el año). Facultan para usar el agua en la dotación que corresponde, salvo que la fuente de abastecimiento no contenga cantidad suficiente para satisfacerlos en su integridad, en cuyo caso el caudal se distribuirá en partes alícuotas.

2) De ejercicio eventual. Sólo faculta para usar el agua en las épocas en que el caudal matriz tenga un sobrante después de abastecidos los derechos permanentes.

1) Continuo. Permite usar el agua ininterrumpidamente durante las 24 horas del día.

2) Discontinuo. Sólo permite usar el agua durante determinados períodos.3) Alternado. El uso del agua se distribuye entre dos o más personas que se turnan

sucesivamente.

c) Municipales. Permiso de construcción y patentes municipales.

d) CDEC-SIC. Hay que nutrirlo de información respecto de lo que se va a construir y el impacto que se va a producir en el mercado. En la etapa de prueba, puesta en marcha y servicio debe coordinarse con el CDEC, conforme a las normas de reglamento interno y normas técnicas de seguridad de servicio.

5. Tipo de sociedad.

a) Sujeto de concesión. Artículo 13°.- Las concesiones eléctricas sólo podrán otorgarse a ciudadanos chilenos y a sociedades constituidas en conformidad a las leyes del país. Sin embargo, no podrán otorgarse concesiones eléctricas a sociedades en comandita por acciones.

b) En el área de transporte troncal existe una limitación: la empresa debe ser sociedad anónima abierta. Si no cumple con los requisitos que hacen que sea abierta (500 accionistas o más, o que a lo menos 100 accionistas posean el 10% del capital), puede la sociedad inscribirse en la SVS de forma voluntaria, para lo que se creó el Registro de Entidades Informantes.

c) Elementos a considerar:i. Objetivos del inversionista, por ejemplo, si quiere ser una empresa de ERNC de pocos

megas, ¿para qué va a ser una sociedad anónima abierta?ii. Financiamiento y exigencias de los acreedores. Si ya se tiene financiamiento no necesitaría

de nuevos accionistas, por lo tanto no es necesario ser SA. En cambio, si se necesitan nuevos accionistas, tendrá que optarse por sociedades de capital.

iii. Aspectos tributarios.

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6. Financiamiento y Garantías.Dos alternativas:

a) Capital propio.

b) Deuda, la cual puede ser por:i. Sindicato de Bancos. Crédito sindicado. Cuando voy al Banco y pido un crédito para

financiar este tipo de proyectos, el riesgo del Banco es mayor. Los Bancos se reúnen y en conjunto van a firmar un contrato de crédito donde cada uno se compromete a financiar una parte.

ii. Emisión de bonos local (103 y siguientes de la LMV y NCG 30).iii. Crédito en el extranjero.iv. Crédito proveedor.

¿Que considerar en estos créditos?: − Tasa de interés.− Períodos de pagos de capital y amortizaciones. Existencia de período de gracias. Es muy

importante, pues los flujos no son inmediatos.− Condiciones de prepagos.− Garantías exigidas por el banco. Dónde se constituyen esas garantías y qué clase de

garantías (prendas comerciales, industriales, sin desplazamiento etc., hipotecas, prohibiciones, etc.) La garantía real del proyecto, ¿es el inmueble? ¿La prenda y la hipoteca son suficientes para garantizar ese crédito? ¿Cómo garantizo? ¿Los accionistas deben asumir solidaridad? La garantía que busca un Banco es viendo los contratos que estén celebrados. Se prendan los flujos. Debe firmar un PPA (contrato de suministro eléctrico) y lo prenda. Esa es la garantía. Es muy compleja esta negociación paralela con un cliente y un Banco.

− Covenants tanto de hacer como de no hacer para los inversionistas. Financieros: Tener un patrimonio mínimo de tanto, una relación de deuda-patrimonio, no distribuir más allá de X% de dividendo. ¿Se puede repartir menos de 30%? Cuando todos los accionistas lo pacten. Respecto a las consecuencias de incumplimientos a covenants ¿hay aceleración? Por ningún motivo. Figura del período remedio: Se da un plazo desde el evento incumplimiento antes de que me ejecuten. Si no puedo remediar, pasamos al estado de incumplimiento propiamente tal.

− Quórum y procedimientos de modificación de estipulaciones. Puede haber muchos sujetos involucrados. Es muy importante tener en cuenta los costos de transacción del lugar de litigación que corresponda.

− Ley aplicable y jurisdicción.

¿Pero el Banco nos considerará buenos clientes? ¿Qué nos falta en nuestro proyecto para que nos financien? Para responder se requiere EPC (Engineering, procurement and construction contract) y clientes. También debe negociarse en paralelo.

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7. Contrato de construcción. Tradicionalmente estos proyectos se desarrollan bajo la modalidad llave en mano, pero nada impide que el titular del proyecto contrate en forma independiente el suministro de equipos y al constructor. ¿Por qué es recomendable llave en mano (lump sum, turnkey)? La envergadura del proyecto requiere necesariamente la fortaleza de una gran compañía que se haga responsable ante inconvenientes. Acotar el riesgo. Enfrentarse uno a uno con alguien estableciendo limitaciones y reglas con él. Las subcontrataciones y riesgos hacia abajo, es recomendable que queden en los inversionistas. La existencia de dos contratistas, el proveedor y el constructor local, necesariamente hará difícil establecer y ejecutar presuntas responsabilidades.

El contrato de construcción debe contener especialmente:a) El objeto y especificación del encargo.b) Precio único y total que no se modifica, salvo excepcionalísimas circunstancias descritas en el

contrato. Incluye todos los costos de construcción, puesta en servicio, prueba y período de garantía.

c) Plazo de ejecución y entrega. ¿Por qué importante? Efectos en contratos de abajo: suministro, con el Banco, etc.

d) Las responsabilidades del contratista. Garantías bancarias, de suministro, operación, repuestos, etc., Tener presente que entre más exigencias el precio es más caro.

e) Impuestos.f) Ley aplicable y jurisdicción.

8. Clientes. Sin perjuicio de las políticas comerciales de la compañía que se formará, lo cierto es que una planta sin contrato difícilmente obtendrá financiamiento. Sólo los contratos garantizan a los acreedores flujos futuros. Cuanto y cuando contratar será decisión comercial. Ejemplo: Ley Corta II.

9. Relación con terceros que participan en el mercado. Autoridades y responsabilidad.a) Interconexión y coordinación. b) Integración al CDEC. Sólo si procede. c) Contratos de conexión y peajes. ¿Puede el transmisor oponerse? Troncal y subtransmisión no

pueden. Si es adicional, depende si tiene o no servidumbres en bienes nacionales de uso público o no.

d) Fiscalización de la SEC. Responsabilidad. Tiene facultades sancionatorias de hasta 10000 UTA.

TARIFAS

I. MERCADO GENERACI Ó N

1. Mercado de clientes libres.No hay regulación de precios por la autoridad. Son las partes contratantes las que determinan el precio vía contrato, de acuerdo a las normas del Código Civil y Código de Comercio.

¿Quiénes pueden ser clientes libres? El Art. 147 señala quiénes están sujetos a fijación tarifaria, y luego señala los casos en que puede convenirse libremente el precio.

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Artículo 147º.- Están sujetos a fijación de precios los suministros de energía eléctrica y los servicios que a continuación se indican:1.- Los suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kilowatts, ubicados en zonas de concesión de servicio público de distribución o que se conecten mediante líneas de su propiedad o de terceros a las instalaciones de distribución de la respectiva concesionaria;2.- Los suministros a usuarios finales de potencia conectada inferior o igual a 2.000 kilowatts, efectuados desde instalaciones de generación o transporte de una empresa eléctrica, en sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación (…).

No obstante, los suministros a que se refieren los números 1 y 2 anteriores podrán ser contratados a precios libres cuando ocurra alguna de las circunstancias siguientes:a) Cuando se trate de servicio por menos de doce meses;b) Cuando se trate de calidades especiales de servicio a que se refiere el inciso segundo del artículo 130º;c) Cuando el momento de carga del cliente respecto de la subestación de distribución primaria sea superior a 20 megawatts-kilómetro, yd) Cuando la potencia conectada del usuario final sea superior a 500 kilowatts. En este caso, el usuario final tendrá derecho a optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre, por un período mínimo de cuatro años de permanencia en cada régimen. El cambio de opción deberá ser comunicado a la concesionaria de distribución con una antelación de, al menos, 12 meses.

2. Mercado de clientes regulados.De acuerdo al número 1 del Art. 147, los clientes regulados son aquellos “cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kilowatts (2MW), ubicados en zonas de concesión de servicio público de distribución o que se conecten mediante líneas de su propiedad o de terceros a las instalaciones de distribución de la respectiva concesionaria”.

A los clientes regulados, por concepto de generación (porque se les cobra además por el transporte y la distribución) se les cobra el precio de nudo.

Hay dos tipos de precio de nudo:

a) Precio de nudo de corto plazo: rige contratos de suministro entre generadora y distribuidora celebrados con anterioridad a la Ley Corta II de 2006.Lo determina semestralmente el Ministerio de Energía previo informe de la CNE (en abril y octubre de cada año).De acuerdo al Art. 159, los precios de nudo “deberán reflejar un promedio en el tiempo de los costos marginales de suministro a nivel de generación-transporte para usuarios permanentes de muy bajo riesgo”.El Art. 162 se encarga de señalar la forma en que se fijarán los precios de nudo de corto plazo.

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i. De energía: CNE hace previsión de la demanda de energía del sistema de los próximos 10 años. A partir de ello realiza un programa de obra, considerando centrales existentes y en construcción para proyectar cómo se va a abastecer y cumplir con esa demanda prevista. Con estos dos elementos, calcula cuál va a hacer el costo marginal del sistema, el precio que resulte será el precio básico de la energía.

ii. De potencia:La CNE debe determinar la unidad generadora más económica para suministrar una potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual de sistema: ¿cuál unidad es la que necesito para satisfacer la demanda máxima que proyecto? Se determina con la reserva de potencia teórica y sobre ella, se determina el precio básico de la potencia.

Dentro de los primeros quince días de marzo y septiembre de cada año, la CNE deberá dar a conocer a las empresas y al CDEC un informe técnico del cálculo de los precios de nudo. Estos actores comunicarán a la CNE su conformidad o sus observaciones al informe, junto con esto, las empresas deberán comunicar a la CNE cierta información respecto de sus clientes libres (energía demandada por ellos, y los precios promedio a los que les venden).El precio que se determine deberá estar dentro de los límites de la Banda de Precios de Mercado.La CNE deberá comunicar antes del 15 de abril y 15 de octubre de cada año, al Ministerio de Energía y a las empresas eléctricas que corresponda, los precios de nudo y la fórmula de indexación (para ajustar precios).

b) Precio de nudo de largo plazo: rige contratos de suministro entre generadora y distribuidora celebrados con posterioridad a la Ley Corta II de 2006. Fue introducido por esta ley por la inestabilidad que provocaba la fijación de precios cada seis meses, lo cual desincentivaba la inversión.El precio viene dado por los procesos de licitación que son dirigidos por la CNE.

3. Mercado spot.Mercado en el que se transa energía y potencia al precio marginal (corresponde al costo marginal, que es el costo por una unidad adicional de energía) que el CDEC calcula a intervalos horarios. Las transacciones se llevan a cabo entre generadoras o entre éstas y clientes libres.

Inc. 2° y 3° Art. 149. Las transferencias de energía entre empresas eléctricas, que posean medios de generación operados en sincronismo con un sistema eléctrico y que resulten de la aplicación de la coordinación de la operación a que se refiere el artículo 137°, serán valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantáneos del sistema eléctrico.Estos costos serán calculados por el organismo de coordinación de la operación o CDEC.

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El precio spot es el precio que resulta al interior del CDEC de la transferencia de energía entre empresas generadoras, en razón de su calidad excedentaria o deficitaria de inyección de energía respecto de sus obligaciones con clientes.

Si con motivo del despacho una central generadora inyecta menos energía que la retirada por sus clientes, esa empresa tiene la calidad de deficitaria y como consecuencia, le debe pagar a las empresas excedentarias (que inyectaron mas energía que la que retiraron sus clientes) el costo marginal de esa energía retirada para abastecer sus consumos.

¿Cómo funciona este mercado? Un ejemplo:Una demanda de energía de 250 MW. Una oferta proveniente de tres centrales de las siguientes características:

Central Potencia máxima Costo de producción Contratos celebrados

A 150 MW 10 mill. Ninguno

B 150 MW 35 mill. Con cliente libre por 50 MW a 50 mill.Con cliente regulado por 50 MW a 55 mill.

C 150 MW 60 mill. Con cliente libre por 150 MW a 65 mill.

Las tres están disponibles: ¿cuáles son despachadas por el CDEC y por cuántos MW?− Central A es despachada por 150MW (plena capacidad). Como el precio es de 35 mill. y sus

costos son de 10 mill., está ganando 25 mill.Esta central pone en el mercado spot energía que no comprometió con terceros, en consecuencia, es una central excedentaria, recibirá pago de la deficitaria por 35.

− Central B por los 100MW faltantes para completar demanda. Como es la última despachada marca el precio del mercado spot, entonces el precio será de 35 mill.

− Central C no fue despachada. Está recibiendo los 65 mill. por su contrato con clientes libres.

4. Precio de falla o racionamiento.El Art. 163 establece un estado de excepción a la regulación eléctrica. Se trata de un estado de excepción, porque a propósito de la dictación de un decreto de racionamiento, pueden alterarse las reglas generales de operación del sistema. Por ejemplo, puede alterarse lo dicho sobre costos marginales, calidad del suministro (Art. 140).

Artículo 163°.- El Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, podrá dictar un decreto de racionamiento, en caso de producirse o proyectarse fundadamente un déficit de generación en un sistema eléctrico, a consecuencia de fallas prolongadas de centrales eléctricas o de situaciones de sequía.

El decreto (…) dispondrá las medidas que, dentro de sus facultades, la autoridad estime conducentes y necesarias para evitar, manejar, disminuir o superar el déficit, en el más breve plazo prudencial. Dichas medidas se orientarán,

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principalmente, a reducir los impactos del déficit para los usuarios, a incentivar y fomentar el aumento de capacidad de generación en el respectivo sistema, a estimular o premiar el ahorro voluntario y a aminorar los costos económicos que dicho déficit pueda ocasionar al país.

El déficit registrado en el sistema deberá distribuirse proporcionalmente y sin discriminación de ninguna especie entre todas las empresas generadoras, tomando como base la globalidad de sus compromisos. Estas, por su parte, deberán pagar a sus clientes distribuidores o finales sometidos a regulación de precios, cada kilowatt-hora de déficit que los haya afectado, determinado sobre la base de sus consumos normales, a un valor igual a la diferencia entre el costo de racionamiento y el precio básico de la energía, a los que se refiere el artículo anterior.Para estos efectos se entenderá como consumo normal de un cliente en un período, aquel que resulte de considerar el consumo de energía facturado por el generador en el mismo período del último año sin racionamiento, incrementado en la tasa anual de crecimiento del consumo que se hubiere considerado en la previsión de demandas de energía para el sistema eléctrico, en la última fijación de precios de nudo a que se refiere el artículo 162º. Los clientes distribuidores, a su vez, deberán traspasar íntegramente el monto recibido a sus clientes finales sometidos a regulación de precios.

Para los efectos de este artículo, las situaciones de sequía o las fallas de centrales eléctricas que originen un déficit de generación eléctrica que determine la dictación de un decreto de racionamiento, en ningún caso podrán ser calificadas como fuerza mayor o caso fortuito.

¿Qué pasa con el mercado spot? Las transferencias serán a precio de falla establecido en el decreto de racionamiento.

Las transferencias de energía que se produzcan en un CDEC, resultantes de la dictación de un decreto de racionamiento, también se valorizarán al costo marginal instantáneo aplicable a las transacciones de energía en el sistema, el que en horas de racionamiento equivale al costo de falla.

¿Qué pasa con los clientes regulados? Tienen derecho a compensación, la que paga la distribuidora al cliente. Luego la distribuidora repite contra la generadora.

Artículo 164º.- Todo cliente sometido a regulación de precios tiene derecho a recibir las compensaciones del artículo anterior, independientemente del origen de la obligación de abastecer a la concesionaria de servicio público de distribución por las empresas generadoras.

Se permite que las empresas con sus clientes pacten reducciones voluntarias de consumo las que son remuneradas de acuerdo al procedimiento establecido en el Art. 148.

Artículo 148º.- Los generadores que suministren energía eléctrica a consumidores sujetos a regulación de precios, conforme a los números 1 y 2 del artículo 147°, y

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cuya potencia conectada del usuario final sea igual o superior a 500 kilowatts, podrán convenir con éstos, reducciones o aumentos temporales de sus consumos, las que se imputarán a los suministros comprometidos por el respectivo generador.Asimismo, los generadores, en forma directa o a través de las empresas concesionarias de servicio público de distribución, podrán ofrecer y/o convenir con los consumidores de menos de 500 kilowatts reducciones o aumentos temporales de consumo, las que se imputarán a los suministros comprometidos por el respectivo generador.

¿Qué pasa con los clientes libres? En los contratos celebrados con la generadora debe estipularse la forma en que debe comportarse el suministrador en caso de racionamiento

II. MERCADO DE TRANSMISI Ó N

¿Quiénes son obligados al pago del sistema de transmisión? La causa del pago al propietario de las instalaciones de transmisión es el uso de dichas instalaciones.El Art. 78 contiene una presunción de uso del sistema de transmisión al indicar que toda empresa eléctrica que inyecte energía y potencia al sistema, así como toda empresa que efectúe retiros de energía y potencia desde el sistema, hace uso de aquellas instalaciones del sistema de transmisión troncal, subtransmisión y adicional que corresponda y deberá pagar los respectivos costos de transmisión.

El pago de los costos de transmisión que deben pagar los usuarios deberá ajustarse a la liquidación que efectúe la Dirección de Peajes del CDEC. (Art.80).Tener presente la excepción establecida en el Art. 79 respecto de las ERNC.

¿Cómo se remuneran los distintos sistemas de transmisión?:

1. Sistema de Transmisión Troncal.Constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que sean económicamente eficientes y necesarias para posibilitar el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico, bajo los diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio.

Cada tramo del sistema de transmisión troncal estará compuesto por el conjunto mínimo de instalaciones económicamente identificables.

Para cada tramo de un sistema de transmisión troncal se determinar un “valor anual de la transmisión por tramo” (VATT), compuesto por la anualidad del “valor de inversión (VI) más los costos anuales de operación, mantenimiento y administración del tramo respectivo (COMA).

Entonces, el peaje se compone de dos variables: VI + COMA

Costo de Transmisión: VATT= VI + COMA

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El VI de una instalación de transmisión es la suma de los costos de adquisición e instalación de sus componentes, de acuerdo a sus valores de mercado.En cuanto a las instalaciones futuras que resulten recomendadas para la expansión óptima del sistema troncal, su VI económicamente eficiente será determinado en carácter referencial por el correspondiente decreto y en forma definitiva según el resultado de la licitación de las obras.Recaudación por transmisión troncal:

Artículo 101º.- En cada sistema interconectado y en cada tramo, las empresas de transmisión troncal que correspondan deberán recaudar anualmente el valor anual de la transmisión por tramo de las instalaciones existentes, definido en el artículo 81º. Este valor constituirá el total de su remuneración anual.Para efectos del inciso anterior, la empresa deberá cobrar un peaje por tramo, equivalente al valor anual de la transmisión por tramo, definido en el artículo 81º, menos el ingreso tarifario esperado por tramo.El "ingreso tarifario esperado por tramo" es la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación esperada del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo, calculados según se señala en el artículo 104º.Asimismo, el propietario del sistema de transmisión troncal tendrá derecho a percibir provisionalmente los ingresos tarifarios reales por tramo que se produzcan. El "ingreso tarifario real por tramo" es la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación real del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo.

La empresa cobrará por tramo un Peaje equivalente al VATT menos el Ingreso Tarifario (IT) esperado, consistente en la diferencia que resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación esperada del sistema, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía en dicho tramo.

Empresa percibe: VATT – IT

Contribución al pago del troncal:

Para los efectos de la remuneración del sistema troncal, se entiende por Área de Influencia Común: el conjunto mínimo de instalaciones troncales entre dos nudos de dicho sistema, en las que se totalice al menos un 75% de la inyección total de energía del sistema; el 75% de la demanda total del sistema y que la densidad de la utilización sea máxima.

En los tramos de AIC del sistema troncal el pago del peaje total se repartirá en:

− En un 80% entre los propietarios de centrales generadoras a prorrata del uso esperado que sus inyecciones hacen en cada tramo.

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− En un 20% entre las empresas que efectúan retiros a prorrata del uso esperado que sus retiros hacen de cada tramo.

En los tramos del troncal fuera del área de influencia común, el pago del peaje total por su uso se asignará el pago final:

− A las empresas generadoras ubicadas aguas arriba, cuando el sentido del flujo del tramo sea hacia el área de influencia común, a prorrata del uso que sus inyecciones hacen de esos tramos.

− A cada empresa que efectúe retiros aguas abajo, cuando el sentido del flujo del tramo sea desde el área de influencia común, a prorrata del uso que sus retiros hacen de esos tramos.

Procedimiento tarificación:Artículo 83º.- El valor anual de la transmisión por tramo [VATT] de cada sistema de transmisión troncal se fijará cada cuatro años por el Ministerio de Energía conforme al procedimiento establecido en los artículos siguientes.

El procedimiento se compone de varias etapas:a) Estudio de Transmisión Troncal.

La CNE establece las bases sobre la cual se debe desarrollar un estudio de ingeniería que identi-fique cuáles son las instalaciones del sistema existentes hoy y las necesarias para abastecer el mercado en los próximos 10 años. Cuáles deben ampliarse y cuáles deben construirse.El proceso de fijación tarifaria parte con un estudio de transmisión troncal para distintos escenarios de expansión de la generación y de interconexión con otros sistemas eléctricos, cuyo proceso de elaboración será dirigido y coordinado por la CNE.

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El estudio identificará el sistema troncal inicial, sus alternativas de ampliación futura, el área de influencia común, alternativas de nuevas obras de transmisión troncal, el VATT, indexación, etc. considerando las condiciones básicas de seguridad y calidad de servicio y las proyecciones de demanda

Sin embargo, el estudio deberá considerar instalaciones que resulten económicamente eficientes y necesarias para el desarrollo del respectivo sistema para los siguientes 4 años, sin perjuicio de considerar un período de análisis de al menos de 10 años.

b) Procedimiento y Licitación del Estudio de Transmisión Troncal.Para la confección de ese estudio, la CNE tres meses antes de la publicación de las bases preliminares de los estudios, abrirá un registro de usuarios (Los “Usuarios o instituciones interesadas” que son distintos de los “Participantes”) que tendrán acceso a los antecedentes y resultados del estudio.

A más tardar 15 meses antes del término del período de vigencia de las tarifas de transmisión troncal, la Comisión enviará a los Participantes y Usuarios o instituciones interesadas” las bases técnicas y administrativas preliminares para la realización del estudio del sistema troncal.

A partir de la fecha de recepción de las bases técnicas preliminares y dentro del plazo de 15 días, los “Participantes” y “Usuarios e instituciones interesadas” podrán presentar sus observaciones a la CNE.

Vencido ese plazo y dentro de los próximos 15 días la CNE comunicará las bases técnicas y administrativas definitivas, aceptando o rechazando fundadamente las observaciones planteadas.

Si hubiere controversia, cualquier “Participante” o “Usuario e institución interesada” podrá recurrir al Panel de Expertos.

El estudio de transmisión troncal será licitado, adjudicado y supervisado, en conformidad a las bases, por un Comité conformado por un representante del Ministerio de Economía, uno de la CNE, dos de las empresas propietarias de instalaciones del sistema troncal, dos de empresas que inyectan al troncal, un distribuidor y un cliente libre.

La licitación deberá publicarse por medios nacionales e internacionales. No podrán participar en ella empresas relacionadas a aquellos cuyos ingresos, directa o indirectamente, hayan provenido de prestación de servicios a empresas de transmisión troncal o a compañías “Participantes” en un monto bruto superior al 20% anual, en los últimos dos años.

El estudio deberá realizarse dentro de 8 meses desde la adjudicación.

c) Estudio de Transmisión troncal e Informe Técnico.

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Dentro de los veinte días siguientes de recepción del estudio la CNE convocará a una audiencia pública a los “Participantes y “Usuarios e Instituciones Interesadas”, en la que el Adjudicatario (o Consultor) expondrá los resultados de su estudio de transmisión troncal.En el plazo de 15 días los “Participantes y “Usuarios e Instituciones Interesadas” podrán formular observaciones.

Luego, dentro del plazo de 45 días la CNE deberá elaborar un informe técnico basado en los resultados del estudio y considerando las observaciones realizadas.A partir de la recepción del informe técnico, los “Participantes” y “Usuarios e Instituciones Interesadas” dispondrán de un plazo de 10 días para presentar sus discrepancias, que serán resueltas por el Panel de Expertos.

Luego, la CNE remitirá el informe técnico (Art.91) al Ministerio de Economía, quién por decreto emitido por orden del Presidente de la República:

− Fijará las instalaciones del sistema troncal, el área de influencia común el VATT, AVI. COMA y su Indexación por los siguientes 4 años.

− Identificará las obras de ampliación con sus AVI y COMA referenciales y las empresas responsables.

− Proyectos de nuevas obras, con sus AVI y COMA referenciales.− Respuestas fundadas a las consultas que se le formularon

Decreto que se publicará en el Diario Oficial antes del 15 de diciembre del año en que vence el decreto vigente.

Obras de ampliación del sistema troncal:Las empresas de transmisión troncal identificadas como responsables de realizar las obras de ampliación del estudio de transmisión troncal tendrán la obligación de efectuar dichas obras de acuerdo a la Ley. (Consecuencia de la calidad de Servicio Público) e iniciar las obras en el plazo indicado en el respectivo decreto de adecuación al plan de expansión. (Art.94)

La empresa de transmisión troncal deberá licitar la construcción de las obras a empresas calificadas a través de un proceso de licitación público y abierto, debiendo incluirse en la licitación que el V.I. no puede excederse en más de un 15% del V.I referencial.Si la licitación fuere fundadamente declarada desierta, el Ministerio de Economía, previa entrega por el licitador de del estudio respectivo e informe de la CNE, podrá determinar un nuevo V.I. Provisional, para una nueva licitación.

Se podrá ceder este derecho previo informe a la SEC y CNE, la nueva empresa debe cumplir los requisitos de toda empresa de transmisión troncal y subrogarse en los derechos y obligaciones de la cedente, siendo esta subsidiariamente responsable de su cumplimiento.

Si la empresa responsable de la licitación no da cumplimiento a las obligaciones y condiciones impuesta por la ley y el decreto, perderá el derecho a ejecutar la obra, las que serán licitadas

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Si una ampliación de transmisión troncal establecida en el decreto de expansión se atrasa por culpa del propietario del respectivo tramo, éste deberá retribuir mensualmente a los propietarios de centrales generadoras afectadas el monto equivalente al mayor costo de despacho que se incurriere por la congestión debido a la limitación de capacidad de la línea.

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