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CIGRE – Chile WG C6: Sistemas de Distribución y Recursos Dispersos La información contenida en este informe es propietaria y confidencial. La copia, reproducción o distribución total o parcial de este informe está expresamente prohibida sin la previa autorización de CIGRE Chile.
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CIGRE – Chile WG C6 Sistemas de Distribución y Recursos Dispersos
Recomendaciones de Cambios Regulatorios en la Distribución de Electricidad en Chile
Este informe contiene el trabajo realizado por WG C6 - Sistemas de Distribución y Recursos Dispersos - creado en noviembre de
2016, por encargo del Directorio de CIGRE Chile, para realizar una revisión y diagnóstico de la regulación de distribución de
electricidad en Chile, y emitir recomendaciones de perfeccionamientos, considerando escenarios de mercado actuales y futuros, así
como el estado del arte de los desarrollos tecnológicos y la experiencia internacional en distribución.
“As for the future, your task is not to foresee, but to enable it”
Antoine de Saint Éxupéry
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En septiembre de 2016, el Ministerio de Energía junto con la Comisión Nacional de Energía y otras instituciones de
Gobierno, iniciaron el proceso abierto de revisión y reformulación de la Ley de Distribución de Energía Eléctrica en
Chile, materia que reviste gran importancia por la relevancia que el segmento de la distribución tiene en el mercado
eléctrico del país.
Debido a los desafíos y necesidades que presenta el sector de la Distribución de Energía Eléctrica, CIGRE Chile impulsó
la formación del Comité Técnico de Sistemas de Distribución, Regulación y Generación Distribuida para abordar los
diferentes aspectos que intervienen en su regulación tales como la generación distribuida, el almacenamiento de
energía, la calidad de servicio, la comercialización de la energía, las redes inteligentes, la eficiencia energética y el
tamaño y limitaciones del mercado. Se realizó una revisión acabada de los temas señalados, algunos de los cuales han
estado en discusión durante los últimos años, y cuyas definiciones tendrán efectos en la satisfacción de las necesidades
de los consumidores, además de implicancias técnicas y comerciales.
CIGRE Chile cuenta con la participación activa de diferentes profesionales, académicos, consultores especializados y
empresas, tiene a su disposición la experiencia internacional del Comité de Sistemas de Distribución y Generación
Distribuida, SC C6, (http://www.cigre.org/Technical-activities/Study-Committees-Working-Groups/SC-C6-Distribution-
Systems-and-Dispersed-Generation), así como de una red internacional de expertos que aportan y comparten
conocimiento y experiencia en las materias que tratan las mesas de trabajo de CIGRE. Así, esta cooperación permite
elaborar una visión fundada acerca de cómo resolver las necesidades de una nueva regulación local en distribución
eléctrica con base en la experiencia internacional.
El objetivo de este trabajo es entregar una visión transversal de diferentes participantes expertos del sector eléctrico
acerca de aspectos relevantes que debe contener una nueva Regulación en Distribución Eléctrica. Lo anterior con el
propósito de generar un documento para ser compartido con los organismos reguladores de nuestro país, y con
aquellos que están interesados en esta materia, y que pueda servir durante la discusión de la nueva regulación de este
importante segmento de la industria eléctrica nacional.
La elaboración de esta propuesta fue desarrollada por el Comité Técnico convocado por CIGRE Chile, el que estuvo conformado por diversos profesionales del sector pertenecientes a empresas del área eléctrica, universidades, empresas consultoras de ingeniería e instituciones del sector público. Los integrantes permanentes del Comité desarrollaron los distintos análisis y prepararon los documentos de trabajo que dieron origen al presente documento. Además, integrantes con participación temporal asistieron a algunas de las reuniones de trabajo y tuvieron a su disposición, para sus comentarios y observaciones, los documentos de trabajo elaborados durante el proceso. El Comité sesionó entre el mes de noviembre de 2016 y abril de 2018, efectuando un total de 58 encuentros que sumado al trabajo en paralelo de las reuniones para la elaboración de las propuestas de cada sección, totalizan aproximadamente 1.800 horas hombre. El líder del Grupo de Trabajo fue el miembro de CIGRE Chile señor Sergio Barrientos B. -también representante ante el Comité de Estudio Internacional SC C6- y el coordinador de las mesas de trabajo fue el Secretario Ejecutivo de CIGRE Chile señor Manuel Silva P. CIGRE Chile agradece a los siguientes profesionales que pusieron a disposición su tiempo y experticia para cumplir con los objetivos de esta mesa de trabajo: Fernando Abara E., Felipe Andrews R., Renato Agurto C., Carlos Barria Q., Bernardo Bravo M., Eugenio Evans E., Juan Carlos Gómez, Katherine Hoelck T., Claudio Jacques, Rodrigo Jiménez B., Pablo Jofré U., Jorge Lira G., Rodrigo Miranda D., Pedro Miquel D., Juan Esteban Molina C., Waleska Moyano E., Jorge Muñoz S., Alejandro Navarro E., Gabriel Olguín P., Marco Peirano O., Tomás Reid M., Joan Romero U., Mario Rubio M., Cristián Salgado C., Rosa Serrano S., Carlos Silva M., Cristina Torres D., Juan Pablo Urrutia W., Francisco Valencia y Patricio Valenzuela V.
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Así también, CIGRE Chile reconoce a aquellas empresas que facilitaron la participación de sus profesionales en el Comité: AIC INGENIERÍA, ABARA ABOGADOS, CDEC SING, CDEC SIC, COLEGIO DE INGENIEROS, COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA, CHILECTRA, EMPRESAS ELÉCTRICAS AG, ENERGÉTICA CONSULTORES, GPM AG, GRUPO SAESA, GTD INGENIEROS CONSULTORES, HATCH INGENIEROS CONSULTORES, ICE INGENIERÍA, INACAP, INSTITUTO LIBERTAD Y DESARROLLO, MINISTERIO DE ENERGÍA, PANEL DE EXPERTOS (Ley General de Servicios Eléctricos), PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILE, SYNEX CONSULTORES, SYSRED CONSULTORES, SYSTEP CONSULTORES, SURENERGIA, UNIVERSIDAD ADOLFO IBAÑEZ y VALGESTA ENERGÍA. Del mismo modo, CIGRE Chile desea reconocer especialmente, por su valioso aporte profesional y permanencia, al grupo de trabajo denominado “petit comité”, que tuvo por misión guiar y revisar el documento que se presenta y que estuvo conformado por Felipe Andrews, Sergio Barrientos, Eugenio Evans, Gabriel Olguín y Manuel Silva.
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ÍNDICE Presentación del Informe…………………………………………………………………………………………………………………pág. 4 Abreviaturas…………………………………………………………………………………………………………………………………….pág. 6 Capítulo I - Recomendaciones de Cambios Regulatorios en Distribución de Electricidad en Chile……..pág. 7 I.1 Consideraciones previas……………………………………………………………………………………………………………pág. 7 I.2 Calidad de Concesionario de Servicio Público de Distribución y Tarificación de la Red………………pág. 9 I.3 Desarrollo de la Red de Distribución, Generación Distribuida y Sistemas de Almacenamiento de
Energía……………………………………………………………………………………………………………………………………pág. 12 I.4 Coordinación de la Operación en Sistemas de Distribución………………………………………………….….pág. 13 I.5 Prestadores del Servicio de Operador Independiente………………………………………………………………pág. 14 I.6 Mejoramiento de procedimientos administrativos………………………………………………………………….pág. 15 I.7 Despeje de árboles y franjas de servidumbres…………………………………………………………………………pág. 16 I.8 Acceso a predios……………………………………………………………………………………………………………………..pág. 17 Capítulo II - Introducción: La experiencia en otros países y qué esperar en distribución en Chile…….pág. 19 II.1 La experiencia en Italia……………………………………………………………………………………………………………pág. 21 II.2 Impulsores de cambios regulatorios………………………………………………………………………………………..pág. 23 II.3 The Future of reliability……………………………………………………………………………………………………….….pág. 24 Capítulo III - Visión de Futuro y la Regulación Eléctrica en Chile…………………………………………………….pág. 26 Capítulo IV – Diagnóstico……………………………………………………………………………………………………………….pág. 31 Bibliografía…………………………………………………………………………………………………………………………………….pág. 35 Anexo 1 - Mercado, Comercialización e Innovación………………………………………………………………………..pág. 37 Anexo 2 - Desarrollo de la Red y Generación distribuida…………………………………………………………………pág. 43 Anexo 3 - Remuneración y Pago de los Sistemas de Distribución…………………………………………………….pág. 49 Anexo 4 - Derechos y Deberes de los Concesionarios de Distribución………………………………………………pág. 52 Anexo 5 - Estado del Arte en Materia de Derechos y Deberes de los Concesionarios……………………….pág. 58
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Presentación del informe
En la preparación del presente informe ha participado un conjunto de profesionales convocados por WG C6
CIGRE Chile, en el marco de los trabajos realizados por el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de
Energía para identificar las modificaciones que fuese conveniente realizar en la regulación de la distribución
de electricidad en Chile, todo ello motivado a su vez por los avances en el estado del arte de la distribución
de electricidad y que en forma sintética es posible denominar Smart Grid.
El objetivo final de las recomendaciones de cambios regulatorios no es otro que abrir la posibilidad de
agregar valor económico al consumidor final ya sea por un menor costo de electricidad, mejor eficiencia,
mayor confiabilidad o el acceso a nuevos y mejores productos y servicios.
El informe del WG C6 - Sistemas de Distribución y Recursos Dispersos - de CIGRE Chile está organizado en
cuatro capítulos y cinco anexos. Se ha optado por incluir en el primer capítulo las Recomendaciones de
Cambios Regulatorios en Distribución de Electricidad en Chile, dejando para los capítulos II, III y IV del
informe, así como también para sus cinco Anexos, el análisis de las condiciones actuales en el mercado de la
distribución de electricidad en Chile, y aquellas que se prevén para el corto plazo, y los motivos que
respaldan las recomendaciones que se incluyen en el primer capítulo.
Esta forma de organizar el informe, ubicando en primer lugar las recomendaciones del WG C6 CIGRE Chile,
supone que el lector tiene un cierto conocimiento de la industria de la distribución de electricidad y que
está familiarizado con las discusiones sobre los posibles cambios a su regulación. Quien estuviese en una
posición distinta, podría comenzar por el segundo capítulo y dejar para el final la lectura del primer capítulo
relativo a las recomendaciones.
En el capítulo II se hace una introducción al tema del informe con tres alcances a la realidad chilena: el
concepto de cliente en distribución, la magnitud que podría llegar a tener la generación de los PMGD y la
dimensión que podría llegar a alcanzar la generación distribuida en su conjunto. Además, en este capítulo se
presentan los resultados de tres estudios divulgados por CIGRE y que guardan relación con el presente
informe.
En el Capítulo III se desarrolla, desde el punto de vista del WG C6 CIGRE Chile, la visión de futuro y la
regulación del sector eléctrico en Chile. En el Capítulo IV se realiza un breve diagnóstico de la regulación en
distribución eléctrica, que data de 1982, a la luz de los cambios verificados desde ese entonces, tanto los
relativos a tecnologías como a sus costos de implementación, considerando los cambios sociales y de
comportamiento del consumidor ocurridos en igual lapso.
El presente informe se complementa con cinco anexos. El Anexo 1 incluye el desarrollo de los aspectos de
mercado, comercialización e innovación sobre la base de las posibilidades y alternativas que se crean en
distribución a partir de la medición inteligente y la generación distribuida.
En el Anexo 2 se desarrolla, desde un punto de vista técnico y regulatorio, lo que significa en distribución la
penetración de generación distribuida, incluyendo alcances a estándares de calidad y las tecnologías
disponibles actualmente.
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Por su parte, en el Anexo 3 se incluye el análisis y propuestas de cambios en relación con la tarificación de la
actividad de distribución, en el nuevo marco de modelos de negocio que surge de la integración de la
generación distribuida con las redes eléctricas.
En el Anexo 4 se analiza en detalle elementos claves que CIGRE Chile considera de gran relevancia para
conseguir una operación y mantención que otorgue los niveles de calidad y de seguridad que el país
requiere. Vale decir, la tramitación de concesiones, al uso y acceso tanto a bienes nacionales de uso público
como a bienes propiedad de privados y el manejo de árboles y franjas de servidumbre. Finalmente, en el
Anexo 5 se muestra el estado del arte en materia de derechos y deberes de los concesionarios.
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Abreviaturas empleadas en el informe
AVI + COMA: Anualidad del Valor de Inversión más los Costos de Operación, Mantenimiento y
Administración
BT: Baja tensión
CCD: Centros de Control de Distribución
Dx: Distribución de electricidad
ERNC: Energía renovable no convencional
GxD: Generación distribuida (pequeños medios de generación de hasta 100 kW instalados)
LGSE: Ley General de Servicios Eléctricos
MT: Media tensión
NTCSD: Norma Técnica de Calidad para Sistemas de Distribución
PMGD: Pequeños medios de generación conectados en redes de media tensión en sistemas de distribución
PMG: Pequeños medios de generación conectados en alta tensión en sistemas de transmisión
VAD: Valor agregado de distribución
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Capítulo I: Recomendaciones de Cambios Regulatorios en
Distribución de Electricidad en Chile
En el presente capítulo se muestran en forma sintética las recomendaciones de WG C6 - Sistemas de
Distribución y Recursos Dispersos - de CIGRE Chile. Se exponen principalmente las recomendaciones en
atención a que en los capítulos II a IV del informe, así como también en sus anexos, se analizan en detalle las
condiciones actuales y previstas en Chile en el mercado de la distribución de electricidad, junto con
identificar los motivos o razones que respaldan las recomendaciones que se incluyen en este capítulo.
I.1. Consideraciones previas
De los primeros comentarios realizados en el WG en torno a distribución y GxD, algunos cabe presentarlos
como consideraciones previas a las recomendaciones que realiza el WG. Ello tiene la conveniencia de
introducir algunas de las variables claves analizadas en el grupo de trabajo, antes de comenzar la discusión
regulatoria, y así tener una aproximación al contexto en que tal discusión se llevó a cabo. A continuación se
destacan cinco de tales consideraciones previas:
Eventuales costos regresivos de acceso a las redes de distribución: En caso de una penetración masiva de
generación distribuida del tipo GxD, sin modificar la actual regulación, podría ocurrir que los costos de las
redes de distribución, así como de sus procesos asociados de administración y operación, tendrían que ser
pagados principalmente por los clientes que no dispusieran de recursos para invertir en generación
distribuida.
En forma simplificada, hoy en día el valor agregado de distribución (VAD) es igual al costo de la empresa
modelada eficientemente dividido por la energía retirada por los clientes desde las redes de distribución.
VAD = (AVI + COMA) /(Energía retirada en Dx) US$/kWh
AVI: Anualidad del valor de inversión de los activos de distribución. COMA: Costos de operación, mantención y administración.
En la medida que aumentase la penetración de GxD, menores serían los retiros en distribución y entonces
se reduciría el denominador de esta división, mientras que el numerador (AVI + COMA) no sufrirá cambios.
Por lo tanto, con la regulación vigente en Dx, céteris páribus, el VAD sería mayor que si no hubiere GxD, y el
mayor costo lo pagarían principalmente los clientes que no tuvieren GxD.
Una alternativa para resolver lo anterior, sería establecer en la Ley Eléctrica que la infraestructura en
distribución eléctrica se destina tanto para permitir que los consumidores retiren electricidad para
consumirla, como para que los generadores conectados en tensión de distribución inyecten su producción a
sus propios consumos y sus excedentes en las redes eléctricas. Dado que los GxD estarán necesariamente
asociados a un determinado consumo o cliente, sería posible medir la energía producida en su propia
unidad de generación y consumida por el cliente. Con ello, serían clientes o usuarios de las redes de
distribución los retiros desde las redes y las inyecciones de energía eléctrica a las redes de distribución. En
esa forma, ya no tan sólo serían clientes los retiros de energía, como se ha introducido en los cambios a la
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LGSE en 2016 a nivel de sistemas de transmisión nacional y zonal, sino que también las inyecciones de
energía.
Al considerar tanto a los retiros como a las inyecciones en el denominador de la fórmula para calcular el
VAD, el denominador será igual o mayor que aquel que se tendría en un sistema sin generación distribuida.
Se evita con ello el costo regresivo de uso de las redes de distribución por parte de los consumidores e
incluso es posible que los consumidores vean disminuir el costo y el correspondiente pago por uso de los
sistemas de distribución.
Un similar costo regresivo podría ocurrir a nivel de la transmisión zonal y nacional. En efecto, la Ley Eléctrica
considera que los costos de transmisión nacional y zonal sólo los paguen los retiros de energía y en ninguna
proporción las inyecciones de energía en esas instalaciones. Sin embargo, las magnitudes de potencia PMGD
y GxD que podrían llegar a conectarse al sistema eléctrico, requerirían de grandes inversiones en
transmisión nacional y zonal, las que no pareciera muy adecuado que sólo fuesen pagadas por quienes
retiren energía del sistema, es decir, por los consumidores. Es muy probable que a futuro deba volverse al
criterio que consideraba que las centrales de generación que usen las instalaciones de transmisión nacional
y zonal paguen por el uso real de ellas.
Dilema de Precios: Durante los períodos en que se espere que los costos en el mercado spot de generación
resultaren significativamente menores que los costos que se traspasarán mediante contratos licitados para
consumos regulados, como ha estado ocurriendo en 2017 – 2018, entonces se tendrá que los clientes
finales regulados quedarán atrapados en tales contratos y sin poder aprovechar las oportunidades de
menor costo de energía, como sí lo harán los clientes no sometidos a regulación de precios. Esto ya está
ocurriendo masivamente en el sistema eléctrico chileno.
Protocolos estandarizados: Al no existir una visión y política que aborde globalmente la penetración masiva
y a bajo costo de la generación distribuida, en el mediano plazo quizá resulte complejo y hasta imposible
hacer conversar distintos protocolos asociados a tecnologías de comunicación, medición, captura de datos y
producción de información. Con ello se crearán barreras artificiales en un mercado que se vislumbra tendría
mejores oportunidades sobre una base de protocolos estandarizados. Además, desde el punto de vista
económico de los clientes, los protocolos deben ser abiertos y no propietarios.
Servicio público de distribución de electricidad: Una regulación más adecuada a los cambios tecnológicos y
económicos que se prevén en el ámbito de la distribución eléctrica, requiere necesariamente de una
definición actualizada del servicio público de distribución de electricidad.
En una primera instancia el servicio público de distribución debe incluir la obligación de invertir en
infraestructura de distribución eléctrica y realizar su operación y mantención con una calidad prefijada,
junto con permitir la conexión en tales redes de los clientes finales, PMGD y todo medio de generación
distribuida, en el marco de normas técnicas y comerciales bien definidas e implementadas, y garantizar el
acceso de nuevos actores de comercialización a las redes eléctricas y la disponibilidad de información
comercial relevante.
Acceso expedito de los concesionarios a sus propias redes de distribución: Es necesario incorporar
herramientas normativas que permitan a las distribuidoras acceder de manera efectiva y expedita a sus
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redes de distribución para las labores de construcción, mantenimiento preventivo y correctivo. Es necesario
dotar a las distribuidoras de facilidades que les permitan atender las necesidades señaladas, despejando los
obstáculos que se contienen en otras normativas.
I.2. Calidad de concesionario de servicio público de distribución y tarificación de la
red
Recomendación 1: En relación con el horizonte de análisis de los cambios regulatorios a introducir en
distribución, éste ha de ajustarse a tres períodos tarifarios, esto es 12 años. Un horizonte de análisis más
extenso es percibido como un riesgo a la solución de las necesidades actuales, porque desviaría la mirada
hacia horizontes teóricos y con escenarios comercialmente no evaluados.
Recomendación 2: Para los clientes libres o no regulados y clientes sujetos a regulación de precios, todos en
distribución, la determinación de los pagos por uso de las redes de transmisión y distribución deben ser
iguales para ambas categorías de clientes.
Recomendación 3: Los precios de uso de la infraestructura de distribución eléctrica, dado su carácter de
monopolio natural, deben continuar siendo regulados.
Recomendación 4: Las fórmulas tarifarias que se implementen en distribución debieran considerar la
separación de las actividades de red (construcción, operación, mantenimiento y administración) de las
actividades de comercialización y otras que puedan surgir, y contener mecanismos que permitan incentivar
nuevos servicios basados en el uso de las redes de distribución, por ejemplo, eficiencia energética,
innovación y gestión de la demanda.
Recomendación 5: Reemplazar el actual procedimiento de determinación de VAD por áreas típicas de
distribución y posterior cálculo de fórmulas tarifarias, por un proceso de tarificación por empresa, o grupo
empresarial, destinado a determinar el nivel total de ingresos de cada distribuidora por el período tarifario
en estudio, para la prestación del servicio en su zona de operación. Tales ingresos luego se transformarían
en valores tarifarios para un conjunto de fórmulas tarifarias a definir.
Los ingresos de cada grupo empresarial de distribuidoras deberán estar equilibrados con los costos
eficientes de inversión, operación, mantenimiento y administración de sus redes, urbana o rural, con el
objetivo de asegurar el otorgamiento de los servicios entregados en base a tales redes y que tales ingresos
se perciban esencialmente justos, tanto por los propietarios de esas redes como por los diversos clientes de
las distribuidoras.
Además, introducir simplificaciones al procedimiento completo, el que debiera explicitar o definir
previamente todas las etapas a desarrollar hasta llegar a determinar el valor final del ingreso anual
esperado y su traducción a tarifas a cliente final, resguardando la debida participación de las distribuidoras,
de otros actores interesados y de los clientes. En la etapa de determinación de ingresos de cada
distribuidora, se deben introducir verificaciones de factibilidad financiera de la misma con los valores a fijar.
Para cumplir el propósito descrito se requiere avanzar en los siguientes ámbitos en el sector distribución
eléctrica:
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• Una estructura tarifaria simple, inteligible, reproducible y principalmente confiable para los clientes.
• Procedimientos transparentes y auditables de fiscalización de estándares de calidad, cumplimiento de
requerimientos técnicos, cobros a clientes y de ingresos a los que en el esquema propuesto tendrá
derecho cada grupo empresarial de distribuidoras.
• Reconocimiento de las nuevas tecnologías en distribución en la medida que ello resulte útil para el
sistema y los clientes, es decir, que el beneficio del avance tecnológico a introducir sea mayor que su
costo. Lo que se quiere destacar es que si incorporar tecnologías redunda en una baja en el costo de
suministro, entonces el privado las adoptará sin que se le imponga y el regulador la incorporará en el
modelo de VAD sin que necesariamente el distribuidor las instale. Existirán los incentivos económicos. Si
la tecnología mejora la calidad del servicio pero aumenta el costo para los clientes, que el regulador
dirima si sube o no los estándares de calidad. Si la nueva tecnología disminuye costos, sin afectar
negativamente otros aspectos, entonces que el regulador la incentive y la reconozca.
• Es importante considerar que los usuarios de la red ya no serán solamente los consumidores de
electricidad. También lo serán, entre otros, los generadores distribuidos y cualquier prestador de
servicios basados en el uso de las redes de distribución.
• Modificar la tasa de descuento definida para rentar la actividad de distribución, teniendo en cuenta los
riesgos específicos a que están sujetas las distribuidoras en el nuevo contexto que se avizora.
Recomendación 6: En un escenario con mayor penetración de generación distribuida y para aprovechar
económicamente sus beneficios, la comercialización de energía eléctrica debe ser realizada principalmente
por comercializadores puros o sin ninguna relación con los propietarios de la infraestructura de redes
eléctricas. Es decir, deben ser empresas distintas de las distribuidoras, excepto para el caso siguiente.
Los concesionarios propietarios de las redes de distribución, en su calidad de servicio público de distribución
de electricidad, deben tener la obligación de actuar como comercializador de aquellos consumidores que no
opten por un comercializador distinto a la distribuidora. En este escenario, los contratos de compraventa
entre distribuidoras y generadoras debieran ser de mediano plazo o similares a la vigencia de duración del
conjunto de clientes que hubieren optado por ser regulados, y no de plazos tan extensos como los que se
han licitado recientemente. Esta función de comercialización de las distribuidoras debe mantener su
carácter de actividad de precio regulado.
Al crear estos comercializadores puros deberá contemplarse el debido equilibrio entre sus deberes y
derechos.
Recomendación 7: En el caso de los proyectos de innovación y eficiencia energética, existirán fuertes
incentivos para desarrollarlos en caso que efectivamente se cambie a un esquema tarifario que fije un nivel
de ingresos a grupos empresariales de distribuidoras (Recomendación 5), junto con el pleno acceso abierto
a las redes de distribución e información comercial. Es lo que puede observarse en otros mercados de
distribución de electricidad, en particular en algunos estados de USA, como por ejemplo con el servicio de
gestión de demanda (demand response). En caso contrario, será necesario introducir en la regulación
eléctrica mecanismos que incentiven o premien inicialmente a los desarrolladores de tales iniciativas.
Recomendación 8: Evaluar los costos y beneficios de abordar un proyecto de incorporación de medición
inteligente para la totalidad de la generación y consumos en distribución, en forma similar al previsto en la
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vigente NTCSD - Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, aprobada mediante
Resolución Exenta N° 706 de fecha 7 de diciembre de 2017 y publicada en el Diario Oficial del 18 de
diciembre del mismo año - pero en plazos más breves. Es decir, un proyecto a nivel país y gestionado
eficientemente en costos y plazos, similar al que se incluye en la reciente norma técnica de distribución,
resolviendo antes la compatibilidad de protocolos de captura, comunicación y acceso de datos, las normas
de ciberseguridad, hoy en día imprescindibles, los procedimientos permitidos para la elaboración de
información y los mecanismos de seguridad de la información.
También se debe analizar quién debe ser el propietario de los medidores, el responsable de su eventual
mantención y reemplazo, y el encargado de los sistemas de almacenamiento y procesamiento de la
información obtenida en los medidores. Las alternativas son:
• las distribuidoras,
• los clientes,
• un proveedor dedicado sólo al servicio de medición, incluyendo instalación, mantención y reemplazo, y
procesamiento de la información obtenida en medidores.
Cabe destacar que un beneficio importante en caso de contar con medidores inteligentes para la totalidad
de los clientes, sería poder aplicar una tarificación por consumo de potencia a todos los clientes del sistema,
posibilitando con ello llevar señales económicas a todos los consumidores para un mejor uso de los recursos
energéticos, así como de las capacidades de los sistemas de transmisión y distribución.
Recomendación 9: Una condición necesaria para la separación de los negocios entre infraestructura de
redes de distribución y comercialización de electricidad, es que todos los clientes, independientemente de
su nivel de consumo de electricidad, puedan elegir libremente entre ser un cliente sometido a regulación de
precios o un cliente de precio no regulado, y por períodos definidos.
Recomendación 10: Es importante que los comercializadores puros tengan acceso al mercado spot de
electricidad y que puedan convenir libremente con sus clientes el precio del suministro de energía eléctrica.
Las condiciones técnicas y comerciales complementarias deben ser las mismas para todo tipo de clientes,
libres o regulados, excepto que el cliente libre acepte voluntariamente y por escrito algo distinto.
Recomendación 11: Permitir la creación y funcionamiento de terceros prestadores de servicios a los clientes
de distribución, quienes deben tener acceso a la información comercial necesaria, previa autorización de los
clientes. Estos nuevos prestadores de servicio podrán enfocarse, por ejemplo, en leasing de generación
distribuida, administración de la demanda de los clientes, planes de eficiencia energética y reemplazo de
equipamiento ineficiente.
Recomendación 12: Mientras en Chile no se avance y se implementen tecnologías de transacción digital, en
particular aquellas que permiten transacciones sin intermediarios, como blockchain, se recomienda asignar
al Coordinador Eléctrico Nacional, junto con dotarlo con las capacidades necesarias y suficientes para ello, la
tarea de coordinar un gran número de comercializadores de energía (compras y ventas físicas y comerciales
de energía, potencia y otros servicios en Dx).
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Recomendación 13: En cuanto a los aspectos operativos del sistema eléctrico, analizar la necesidad y
conveniencia de crear centros de operación de distribución por zonas geográficas, independientes o no de
las distribuidoras, encargados de la operación de todos los recursos distribuidos y de coordinar sus acciones
con el Coordinador Eléctrico Nacional.
Recomendación 14: Modificar las condiciones regulatorias para que se permita a los consumidores finales
acceder con mayor facilidad a generación distribuida, especialmente fotovoltaica, para autoconsumo y
venta de excedentes. Por ejemplo, disminuyendo el plazo en que los clientes reciben sus ingresos por sus
inyecciones de energía a la red de distribución, y no introducir barreras financieras artificiales a los
interesados en contar con GxD, como lo es limitar la venta de sus excedentes de autogeneración.
Recomendación 15: Establecer, a nivel reglamentario, las condiciones técnicas y económicas a partir de las
cuales la incorporación de PMGD en el sistema eléctrico deba realizarse usando el procedimiento
establecido en la LGSE para polos de desarrollo en transmisión. Sería el caso, por ejemplo, cuando la suma
de la potencia en PMGD que busque conectarse en un cierto sector de las redes de distribución, superase la
capacidad de las redes de distribución y/o la capacidad de las redes de transmisión a las que terminaría
inyectándose la energía producida en tales PMGD.
I.3. Desarrollo de la Red de Distribución, Generación Distribuida y Sistemas de
Almacenamiento de Energía:
De cara a la introducción de las nuevas tecnologías en Dx, para adaptar el marco regulatorio se requiere
modificar fundamentalmente los cuerpos normativos a nivel de reglamentos y normas técnicas, habiéndose
dado un primer paso importante con la reciente NTCSD, así como también con algunas modificaciones a la
Ley Eléctrica.
Recomendación 16:
• Introducir los conceptos de redes troncales e islas eléctricas.
• Explicitar normas de diseño de redes urbanas MT bidireccionales y flexibles. Por flexibilidad se
entendería, por ejemplo, la capacidad de la red MT de reconfigurarse ante fallas en alguno de sus
componentes o de mantener con suministro a la mayor cantidad posible de clientes ante interrupciones
o fallas.
• Explicitar normas de diseño para redes rurales MT bidireccionales con participación de PMGD,
generación distribuida y sistemas de almacenamiento de energía.
• Introducir exigencias para el uso de sistemas SCADA en monitoreo, supervisión y control.
• Evaluar la conveniencia de establecer índices de continuidad de suministro (TIC, FIC u otros) por
alimentador, asociados a las componentes principales (alimentador, isla eléctrica, etc.), siempre que
ellos resultasen superiores a los índices por clientes para monitorear y mejorar la calidad de servicio.
• Evaluar la conveniencia de entregar incentivos a las distribuidoras en caso de obtener estándares de
calidad de servicio por sobre los mínimos establecidos, en otras palabras, crear círculos virtuosos.
Recomendación 17: Evaluar la conveniencia económica de mejorar la norma actual para escoger
tecnologías capaces de resolver en determinados sectores geográficos, lo siguiente:
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• Mantener el servicio frente a fallas en la red, con recursos dispersos dotados de medios para hacer
control de frecuencia y con partida autónoma, para operar en isla eléctrica.
• Colaborar eficazmente en el control de tensión y los flujos de potencia reactiva.
• Disponer de sistemas de control que admitan operación remota.
Recomendación 18: En el aspecto de diseño de redes urbanas y rurales de MT:
• Elaborar normas de diseño de redes rurales MT bidireccionales y flexibles, bajo el concepto de redes
troncales e islas eléctricas.
• Evaluar el uso de interruptores con protecciones direccionales diferenciadas y capaces de sincronizar
islas eléctricas a la red.
• Evaluar beneficios y costos de introducir exigencias para el uso de sistemas SCADA en monitoreo,
supervisión y control.
Recomendación 19: Modificar la Ley y/o el Reglamento para incorporar en distribución los servicios
complementarios de control de tensión, regulación de frecuencia y de partida autónoma.
Recomendación 20: Modificar la Ley y/o el Reglamento para crear la opción de entregar servicios
complementarios por PMGD y generación distribuida, de tal manera que permitan configurar y abastecer
islas eléctricas.
En el caso de los PMGD, además podría establecerse que puedan realizar servicios complementarios de
control de tensión y manejo de potencia reactiva.
I.4. Coordinación de la Operación en Sistemas de Distribución MT
En la migración de operador a coordinador de la operación en distribución, el desafío para las distribuidoras
es básicamente el tránsito desde operador de redes pasivas a coordinador de redes activas, sin renunciar a
su rol primario de asegurar la continuidad de servicio y calidad de suministro. Esto es ejercer el rol de
operador de redes y de generación, con la responsabilidad de apoyar al Coordinador.
Respecto de la coordinación de la operación en sistemas de distribución en MT, se proponen los siguientes
cambios:
Recomendación 21: Establecer normas para la coordinación de la operación en sistemas de distribución MT
con presencia de PMGD, generación distribuida y almacenamiento, de modo que los operadores de redes
de distribución puedan coordinar la operación de todos los recursos distribuidos.
Recomendación 22: Normas técnicas de operación. Todas las empresas tienen sus propios procedimientos
o reglamentos internos de operación. Se estima relevante desarrollar una norma técnica única de operación
para sistemas de distribución en MT. Esto permite estandarizar las exigencias, reducir los costos de
capacitación, facilitar la formación de personal especializado, recoger las experiencias de las compañías y
facilitar que el personal de operación de una empresa pueda intervenir en otras empresas cuando ello fuere
necesario, con el debido resguardo de la seguridad de las personas de operación y mantención.
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Recomendación 23: Centros de control, sistemas de monitoreo y de telecomunicaciones. Se estima
necesario desarrollar normas técnicas para exigencias de confiabilidad, disponibilidad y desempeño para la
tecnología y el diseño de Centros de Control de Distribución, o CCD, sus aplicaciones y la confiabilidad de las
telecomunicaciones. Un punto de partida es estudiar si las exigencias de la actual NTSyCS son adecuadas en
este caso.
Recomendación 24: Migración de operador a coordinador de la operación. Introducir los cambios
pertinentes para establecer las condiciones que definan la coordinación de la operación en sistemas de
distribución en MT con presencia de PMGD y generación distribuida. Ello exige de parte de la autoridad un
cambio en la Ley y el Reglamento, la dictación de normas técnicas que reglen la programación de la
operación, la operación en tiempo real, la interacción y las jerarquías de los centros de control y la relación
con el Coordinador.
I.5 Prestadores del servicio de operador independiente
Un CCD requiere de inversión en tecnología, contratos de telecomunicación y contratación de personal
especializado que trabaje en turnos 24x7. Una plataforma así por pequeña que sea, quedaría
sobredimensionada para administrar sólo a un PMGD y representa parte importante de los costos de
operación a esa escala. Es evidente que un prestador del servicio de operación, u operador independiente,
es atractivo si es económicamente óptimo para un sistema de distribución. Si se normalizan los
requerimientos tecnológicos y la calificación del personal, se pueden certificar centros operadores zonales
independientes puros no poseedores de activos de generación/transmisión/distribución.
Estos operadores independientes tendrían básicamente dos roles:
• Agrupar la operación de centrales generadoras y sistemas de almacenamiento de energía.
• Servir como centro de control coordinado de otro de jerarquía superior, como el de la distribuidora para
PMGD, o de un centro de control de transmisión zonal e incluso del Coordinador si se trata de un
conjunto importante de PMG o PMGD.
Lo anterior exige un cambo en la Ley y el Reglamento para admitir un operador independiente puro y
precisar cuáles serían sus responsabilidades y derechos.
Recomendación 25:. Definir los estándares mínimos en la Ley y el Reglamento en cuanto a requerimientos
tecnológicos, calificación del personal, autonomía y seguridad para que se puedan habilitar y certificar
centros operadores zonales independientes..
Recomendación 26: Remunerar los servicios de operación. Establecer un marco regulatorio que permita
definir y remunerar los servicios de operación que presten las distribuidoras y los operadores
independientes, tomando como referencias iniciales los descritos en I.3 e I.4 anteriores. Tales servicios
debieran ser regulados si no hubiere un mercado competitivo, o bien de precio libre si lo hubiera.
16
I.6. Mejoramiento de procedimientos administrativos
Los principios orientadores de las propuestas que se plantean son los siguientes:
a. Agilizar la tramitación de las concesiones eléctricas eliminando trámites que se estiman innecesarios o
modificando otros.
b. Resolver los conflictos que se pueden suscitar con otros derechos igualmente legítimos y evitar las
especulaciones de terceros.
c. Facilitar el acceso a los predios para efectuar la construcción de la infraestructura eléctrica y hacer el
mantenimiento con autorizaciones administrativas y no judiciales.
d. Clarificar la responsabilidad de las empresas, los propietarios y la autoridad en relación con la corta de la
vegetación y árboles, sincerando el costo y quién lo debe pagar.
e. Establecer una normativa sobre el uso de apoyos en postación de distribución.
Recomendación 27: Hacer vinculante para la autoridad los plazos establecidos en la LGSE para la
tramitación de las concesiones y se termine con la interpretación de que a los órganos de la administración
del Estado no le corren los plazos. Ello es particularmente válido para el Ministerio de Bienes Nacionales,
quien debe responder los oficios que SEC le remita notificando los planos especiales de servidumbre cuando
el Fisco es el propietario de inmuebles.
Recomendación 28: Se propone modificar el artículo 25º inciso tercero de la LGSE, incrementando el plazo
de la prórroga de 7 a 15 días hábiles, con posibilidad de una nueva prórroga por otros 7 días.
El inciso tercero, quedaría del siguiente modo:
“Si de la revisión de los antecedentes la Superintendencia advirtiera el incumplimiento de alguna de las
exigencias antes mencionadas, comunicará dicha situación al solicitante. Dicha comunicación señalará los
antecedentes que hayan sido omitidos o que requieran complementarse. El solicitante deberá acompañarlos
o complementarlos dentro del plazo de quince días, contado desde la notificación de la comunicación
anterior, pudiendo solicitar su prórroga por un nuevo plazo de quince días, antes del vencimiento del
primero. En caso de que los antecedentes fueren insuficientes o no fueren presentados dentro de los
correspondientes plazos, la Superintendencia podrá otorgar un nuevo plazo de hasta siete días para
subsanar las deficiencias y si no se cumple en tiempo y forma lo ordenado, la Superintendencia desechará la
solicitud de plano mediante resolución, que se informará al Ministerio de Energía, lo que pondrá fin al
procedimiento. De resultar suficientes los antecedentes, la Superintendencia declarará admisible la solicitud,
publicándola en su sitio electrónico conforme a lo señalado en el inciso anterior”.
Recomendación 29: Se propone que la notificación por avisos del artículo 27º, inciso 4°, sea del siguiente
modo:
“Cuando haya de notificarse a personas cuya individualidad o residencia sea difícil determinar, o que por su
número dificulten considerablemente la práctica de la diligencia, el solicitante podrá recurrir al Juez de
Letras competente para que ordene notificar en conformidad al artículo 54º del Código de Procedimiento
Civil. Constituirá plena prueba de la dificultad para determinar la residencia de las personas que hayan de
17
notificarse o que por el número se dificulta considerablemente la práctica de la diligencia, la constancia de la
Superintendencia, mediante oficio dirigido al efecto”.
Recomendación 30: Se propone modificar el artículo 27º ter, intercalando dentro del inciso primero,
después del primer punto seguido, lo siguiente:
“Para estos efectos, tratándose de bienes fiscales, se entenderá que el Ministerio de Bienes Nacionales,
notificado de conformidad con el artículo 27º, es el dueño de dichos bienes.”
Recomendación 31: Conflictos entre concesionarios. Se propone reemplazar en el primer inciso del artículo
31 bis, la frase inicial: “Las dificultades que se susciten entre dos o más titulares de concesiones eléctricas,”
por “Las dificultades que se susciten entre dos o más titulares de concesiones o servidumbres eléctricas”.
Recomendación 32: Paralización de obras. Se propone lo siguiente para modificar el artículo 34º bis: “Toda
vez que en un juicio posesorio sumario a los que se refiere el Título IV del Libro III del Código de
Procedimiento Civil, o en cualquier otra gestión judicial, el juez decrete la suspensión o paralización de las
obras que se llevan a cabo en virtud de una concesión o servidumbre eléctrica ….”
Recomendación 33: Tratamiento de los apoyos en poste. Establecer la obligación para que las empresas de
telecomunicaciones realicen el retiro de cables en desuso, lo que podría ser abordado a través de una
norma técnica. Adicionalmente, dotar a la Superintendencia de atribuciones para multar a las empresas de
telecomunicaciones en caso de incumplimiento del retiro de cables en desuso.
I.7. Despeje de árboles y franja de servidumbres
Hay varias fuentes que regulan el despeje de árboles y franjas de servidumbres, algunas contradictorias
entre sí. Cuando se trata de bienes nacionales de uso público, los que son administrados por las respectivas
Municipalidades del país, la corta o poda debe necesariamente ceñirse a lo que señalan en esta materia las
distintas ordenanzas municipales, las cuales contienen normativas diferentes entre distintas
municipalidades. Luego, se requiere de una normativa nacional que regule el despeje de árboles y de franjas
de servidumbre, y que se pueda imponer a las instrucciones y ordenanzas municipales.
Existen diversas normas que se refieren al tema, lo que hace necesario su adecuación para evitar
contradicciones. Para tal efecto, se propone distinguir:
Recomendación 34:
1 Cortas de árboles en predios particulares y a su vez, si éstos están dentro o fuera de la franja de
servidumbre.
En este caso, se propone:
(a) Para los árboles dentro de la franja: La obligación de mantener los árboles dentro de la norma
permitida, esto es, hasta 4 metros de altura, le corresponde al concesionario, que es lo que ocurre en la
práctica, como parte del mantenimiento. Por lo tanto, se propone agregar al final del artículo 57, en
punto seguido, lo siguiente: “Para tales efectos, el concesionario tendrá derecho a acceder a la franja de
18
servidumbre para efectuar los cortes o las acciones que permitan cumplir con lo anterior, sin que ello
pueda dar lugar o derecho a indemnizaciones de ningún tipo a terceros”.
(b) Para cortar los árboles fuera de la franja de servidumbre: se agrega el siguiente inciso segundo al
artículo 57º de la LGSE:
“Los árboles que se encuentran fuera de la franja de servidumbre y que, por su altura o por su estado
amenacen la seguridad de las instalaciones, deberá ser denunciado por el concesionario a la
Superintendencia, acompañando las pruebas respectivas y la identificación del propietario. De la denuncia,
dará traslado a la empresa o persona dueña del predio, fijándole un plazo no superior a 10 días para que
evacúe su respuesta. La Superintendencia resolverá, disponiendo en su caso las medidas para terminar la
amenaza, dentro de un plazo de 5 días desde que se evacuó la respuesta o desde que haya transcurrido el
plazo sin que la respuesta se haya entregado, notificando a las partes por correo certificado. Las acciones
judiciales que puedan interponer en contra de la resolución la persona o empresa afectada, no suspenderá
los efectos de la resolución”.
2 Corta de árboles en bienes nacionales de uso público.
Reemplazar el artículo 217º del Reglamento de la LGSE, por el siguiente:
Artículo 217.- “En caso que para el trazado de líneas aéreas por bienes nacionales de uso público o para su
mantenimiento sea necesario cortar o podar árboles, el propietario de las líneas aéreas deberá dar aviso por
carta certificada, con diez días de anticipación, a la Municipalidad respectiva, debiendo especificar el lugar
donde efectuará los trabajos. Será obligación del concesionario mantener despejada las líneas aéreas y dejar
limpio el lugar de cualquier vegetación que hubiere cortado. Esta norma regirá no obstante cualquier
estipulación en contrario de normas municipales, no pudiendo imponer exigencias adicionales a las
señaladas”.
Reemplazar el artículo 218º del Reglamento de la LGSE, por el siguiente:
Artículo 218.- “Los operadores de instalaciones eléctricas deberán incluir en sus programas de
mantenimiento la poda o corte de los árboles que puedan afectar la seguridad de sus instalaciones,
utilizando técnicas adecuadas para preservar en lo posible las especies arbóreas”.
I.8. Acceso a predios
Por otra parte, una vez obtenida la concesión eléctrica y pagadas las servidumbres respectivas, ello no es
garantía que se pueda acceder a los predios y bienes nacionales de uso público en los cuales se han
impuesto las servidumbres respectivas. Más aún, incluso en los casos que los tribunales hayan puesto en
posesión material de los predios al titular de la concesión, se puede repetir el problema del acceso.
Se propone mejorar este procedimiento de acceso, siempre que: i) se haya obtenido la concesión eléctrica,
ii) se acredite que se haya pagado las servidumbres voluntarias o bien las forzadas con el informe de
tasación incrementado en un 20% como ordena la ley y, iii) se acredite mediante acta de ministro de fe que
efectivamente existe una negativa de acceso. En tales circunstancias, se recomienda que sea la SEC la que
pueda ordenar el acceso administrativamente pudiendo requerir el auxilio de la fuerza pública en caso
19
necesario. Lo anterior, sin perjuicio del reclamo posterior que pueda efectuar el dueño del predio ante los
tribunales.
En aquellos casos en que no existe registro del pago de servidumbres, por su antigüedad o por cambios de
propietarios, bastarán el literal i) y el literal iii).
Recomendación 35: Sobre esta materia se propone reemplazar el artículo 56º de la LGSE, en sus dos incisos
por el siguiente:
“El dueño del predio sirviente está obligado a permitir la entrada de inspectores y trabajadores debidamente
identificados para efectuar trabajos de construcción, reparación o mantenimiento, así como los materiales y
maquinaria necesarios para dichos objetos, bajo responsabilidad del concesionario a quien dichas líneas
pertenecen. El concesionario tendrá acceso directo a las servidumbres constituidas, sean éstas voluntarias o
legales, de tránsito, de ocupación o de paso de línea. En caso de negativa injustificada del dueño del predio
afectado, el concesionario podrá solicitar de la Superintendencia que ordene el acceso, siempre que se
acredite la calidad de concesionario y la negativa de acceso mediante certificación de ministro de fe,
pudiendo la Superintendencia requerir el auxilio de la fuerza pública para el cumplimiento de su resolución.
La misma Superintendencia regulará, atendidas las circunstancias, el tiempo y forma en que se ejecutará
este derecho”
“En caso que alguna de las partes no se conforme con la regulación efectuada por la Superintendencia para
el ejercicio del derecho señalado en el inciso anterior, podrá recurrir al Juez respectivo, pero dicha acción no
paralizará la ejecución de los trabajos. La resolución del Juez será apelable en el sólo efecto devolutivo”.
20
Capítulo II - Introducción: La experiencia en otros países y ¿qué esperar en Distribución en Chile?
En Chile, al igual que en otros países, los sistemas de distribución tendrán que ser adaptados para prestar
servicios a dos nuevos tipos de “clientes” de redes de distribución. Especialmente las redes de media
tensión, los sistemas de medición y control y los sistemas comerciales. Si bien estos dos nuevos clientes son
de reciente incorporación en Chile, desde hace casi una década su presencia es importante e incluso masiva
en otros países.
Los nuevos clientes del servicio de transporte en redes de distribución son:
a) los pequeños medios de generación o PMGD, definidos en el Decreto 244/2006 (generadores de hasta 9
MW conectados en media tensión), y
b) los pequeños medios de generación distribuida, definidos en la Ley 20.571/2012, en adelante GxD
(generadores de hasta 100 kW conectados en instalaciones interiores propiedad de consumidores
finales de electricidad, en baja o media tensión).
Estos clientes convierten en bidireccionales los flujos de energía en las redes de distribución, porque con su
incorporación se verifican en ellas tanto retiros como inyecciones de energía, tal como ocurre en los
sistemas de transmisión en alta tensión.
Empleamos aquí la acepción de “cliente” que, en fecha reciente, se ha incorporado en la NTCSD "Cliente:
persona natural o jurídica que acredite dominio sobre un inmueble o instalaciones que reciben servicio
eléctrico. Adicionalmente, se considerarán clientes, sean estos regulados o libres, a aquellos que realizan
retiros desde el sistema de distribución. Para efectos de la NTCSD, se entenderá que todo cliente es un
usuario de la red de distribución, o usuario, de acuerdo a la siguiente definición: toda persona, natural o
jurídica, propietaria, arrendataria, usufructuario que opere, a cualquier título, las instalaciones conectadas a
la red de una empresa distribuidora". Aunque en el ámbito local de la distribución se tienda a visualizar
como “cliente” a quien consume electricidad – con la calidad de servicio técnica y comercial que fijan las
normas y reglamentos - y que recibe y paga una boleta o factura.
La acepción de “cliente” contenida en la NTCSD guarda armonía con la Definición del Diccionario de la
lengua española, a saber: cliente es la persona que utiliza con asiduidad los servicios de un profesional o una
empresa. En este caso el servicio utilizado es el de transporte de energía eléctrica a nivel de distribución.
Si bien los dos tipos de clientes a que nos hemos referido no son precisamente nuevos en Chile, pues uno de
ellos legalmente existe desde el año 2006 y el segundo desde el año 2012, ocurre que hasta unos pocos
años atrás no representaron una inyección de energía relevante en los sistemas de distribución. Sin
embargo, al haber disminuido recientemente el costo de instalación en algunas de sus tecnologías, su costo
medio de generación ahora resulta competitivo con otras opciones de generación. Incluso, algunas
tecnologías PMGD y GxD en el mediano plazo podrían desplazar del mercado a tecnologías térmicas en base
a petróleo, carbón y gas natural. Al menos en Chile ya han desplazado la tecnología hidráulica en proyectos
de generación de mediano y pequeño tamaño.
21
Inicialmente, al momento de definir en Chile la regulación aplicable a estos dos medios de generación,
PMGD y GxD, se consideró que, por estar ellos instalados muy cerca de los consumos, se obtendría como
ventaja adicional una reducción de las pérdidas de energía. No sólo en las redes de distribución
propiamente tal, sino que también en las redes de transporte, porque circularía menos flujos de energía por
ellas. Sin embargo, en aquellos sistemas de distribución en que la generación PMGD y/o GxD pueda resultar
igual o superior a los consumos de energía, las pérdidas de energía podrían incluso llegar a ser mayores que
sin generación en distribución.
Cabe recordar que hasta ahora, a nivel global, la incorporación de estas tecnologías es incipiente en Chile,
aunque localmente en algunos sistemas de distribución pueda ser más relevante. Sin embargo, sobre la
base de sus decrecientes costos de instalación y operación en comparación con otras fuentes de
generación, la tendencia esperada es que a mediano plazo en Chile se masifiquen los PMGD y GxD. Lo
anterior demandará de los diversos actores resolver grandes desafíos en términos técnicos, de
coordinación, de administración y económicos.
Dos ejemplos acerca de los nuevos clientes en distribución ayudarán a dimensionar el desafío a resolver en
Chile.
En el Sistema Eléctrico Nacional hay poco más de 6 millones de clientes menores a 100 kW de potencia
conectada, y otros 70 mil clientes con potencia conectada entre 100 kW y 500 kW. Considérese
conservadoramente que el 15% de los clientes menores instalase cada uno 5 kW en capacidad de
generación, y que el 30% de los clientes mayores hiciese lo mismo, pero con 50 kW. El resultado es que la
capacidad instalada en generación distribuida o GxD en el sistema interconectado llegaría a 5.500 MW, y
una posible generación anual cercana a 5.900 GWh.
Tomando como base el año 2016, las cifras anteriores equivalen al 53% de la demanda máxima, el 33% de la
energía vendida a las distribuidoras, el 24% de la capacidad instalada en generación y el 8,8% del total de
energía vendida en el sistema eléctrico nacional.
Los efectos anteriores obviamente no serán instantáneos, porque la instalación de GxD se dará
gradualmente y en el transcurso de varios años. En todo caso, debiera esperarse que esta alternativa de
generación crezca en forma importante cuando los costos de inversión se reduzcan aún más respecto de los
actuales y, junto con ello, se implanten modelos de negocio similares a los existentes en otros países1 que
permitan comercializar libremente los excedentes a quienes los inyectan en las redes.
Adicionalmente a la capacidad de generación del tipo GxD que podría llegar a instalarse en el sistema, a
octubre del año 2017 se había recibido 4.760 solicitudes de información para conexión de PMGD en las
1 Al respecto se sugiere ver: a) The Future of Electricity New Technologies Transforming the Grid Edge, World Economic Forum, March 2017. b) How to scale home energy financing products, Rocky Mountain Institute, March 2017. c) New Business Models for the Distribution Edge, The transition from Value Chain to value constellation, Rocky Mountain
Institute, April 2013. d) UTILITY OF THE FUTURE, An MIT Energy Initiative response to an industry in transition, 2016.
e) New Business Models for Distribution Network Operators, Simon Muller, IEA, Conferencia regional de generación distribuida (GD) 25 Oct 2016, Santiago de Chile.
22
distribuidoras existentes entre Arica y Puerto Montt, cantidad que no incluye a las recibidas en cooperativas
distribuidoras de electricidad. Estas solicitudes suman un total de 23.800 MW en PMGD que solicitan
conectarse a las redes de media tensión de las distribuidoras. De esta cantidad, más del 90% corresponde a
PMGD de tecnología fotovoltaica. Al igual que en el caso GxD, lo más posible es que las unidades del tipo
PMGD se instalen gradualmente en los sistemas de distribución, y altamente concentradas en tecnología
fotovoltaica.
Así, las empresas de distribución están enfrentando una demanda por conexión de PMGD a sus redes de
media tensión que, cualquiera sea la gradualidad que se quiera suponer acerca de su tasa de conexión,
resultaría en un gran volumen de potencia a conectar en las redes de media tensión.
II.1 La experiencia en Italia
Para ilustrar con un caso real lo que es posible esperar en Chile si al cabo de un tiempo se registra un
ingreso masivo de GxD y junto con ello se verificase también una conexión masiva de PMGD, a continuación
se muestran los resultados de un estudio realizado en 2014 en CIGRE - Italia2.
A comienzos del año 2007, motivado en aspectos ambientales y con fuertes incentivos gubernamentales
para fuentes de energía renovables, el escenario del sistema de distribución eléctrica italiano se caracterizó
por un crecimiento exponencial de conexiones de centrales de generación de energía de fuentes
renovables, revolucionando los criterios de planificación y operación de toda la red eléctrica. En la Figura 1
siguiente se muestra el aumento en términos de número de conexiones y potencia conectadas a las redes
de distribución de Enel en BT y MT.
El efecto en la operación del sistema eléctrico es impresionante al observar el cambio de la curva de perfil
de carga en los últimos años analizados en el estudio, en términos de reducción de la potencia que fluye
desde el sistema en AT a la red de distribución en días promedio de julio, como se muestra en la Figura 4.
2 Decentralised storage systems for applications on electrical distribution networks: tests and field results. Cigre. C6-209. 2014.
23
La inversión del sentido del flujo de electricidad a nivel de las subestaciones en AT es extremadamente
evidente en algunas regiones de Italia en las que la cantidad de energía inyectada a la red de distribución es
incluso mayor que la carga de los consumos. La Figura 5 muestra la curva de carga promedio de una
subestación AT en la región de Puglia en julio de 2012:
En conclusión, el aumento de conexión de generación en BT y MT, en gran medida a partir de unidades de
generación cuyo despacho no es programable (fotovoltaica y eólica), ha requerido en Italia de una fuerte
actualización del sistema de energía eléctrica para modificar no sólo las herramientas y los criterios de
planificación y operación del sistema eléctrico, sino que también los roles de los actores involucrados.
24
II.2 Impulsores de cambios regulatorios
Por otra parte, hemos incluido en este capítulo las conclusiones de otro estudio reciente de CIGRE3, en el
que se examinaron cuáles han sido los impulsores de cambios importantes en las reglas en mercados pro
competitivos, para comprender mejor cómo y por qué los mercados de la electricidad están evolucionando
y si hay lecciones que aprender para aplicar en los futuros cambios regulatorios en Chile.
En dicho estudio se identificó que en realidad los cambios en las reglas para buscar un mercado más
competitivo generalmente tuvieron su origen en una o varias de las siguientes razones:
• Hay un problema con las reglas existentes;
• Las condiciones o circunstancias de la industria o economía cambian; por ejemplo, surgen nuevas
tecnologías disruptivas o nuevas circunstancias en el entorno que abren espacios para cambios en la
competencia;
• Se imponen nuevas políticas externas a la industria; por ejemplo, se introducen metas de
incorporación para la energía renovable o se establecen acuerdos comerciales entre países; y
• La reforma de la industria se lleva a un nuevo nivel que cambia las obligaciones internas, por
ejemplo, al introducir acuerdos competitivos para la negociación de reservas o servicios auxiliares o
para la medición de los consumos.
En el mismo estudio, el caso francés de autoconsumo se identificó como una modificación importante,
porque cambió una relación básica dentro de la industria, incluso si su impacto relativo en todo el sistema
fuese limitado en comparación, por ejemplo, con la introducción del mercado de capacidad. Este cambio, el
autoconsumo, introduce el comercio de electricidad entre iguales en la red de distribución y permite que la
generación distribuida suministre consumos de energía a clientes localizados en las cercanías de la misma
red de distribución, comercialmente vinculados, independientemente de la distribuidora y generadora
incumbentes. El WG C5.20 también observó que existen modificaciones similares en Finlandia y están
surgiendo en otros lugares.
Los principales cambios regulatorios son impulsados por las autoridades centrales y no por las empresas.
Una razón para esto sería que los actores incumbentes del mercado valoran la certeza de sus flujos y, por lo
tanto, están satisfechos con el status quo. Alternativamente, habiendo establecido una posición comercial
rentable, tales actores prefieren no cambiar y no patrocinar cambios para aumentar la competencia.
Además, cambios en el mercado pueden traer la redistribución de la riqueza, lo que significa que mientras
algunos actores comerciales pudiesen tener mejores resultados, habría otros con peores indicadores de
rentabilidad, por lo que las organizaciones sectoriales en muchos casos no pueden alcanzar un acuerdo y el
status quo persiste. Los actores del mercado comercial tampoco parecen estar preparados para dedicar el
tiempo y los recursos para desarrollar los detalles y luego promover la propuesta para un cambio
importante y realmente efectivo en las reglas para promover competencia.
El WG C5.20 estimó que la consulta del regulador a los actores del mercado es muy valiosa para garantizar
el desarrollo de reglas viables, pero también puede ser una barrera para la reforma si los actores del
3 Drivers for major change to market design. CIGRE. WORKING GROUP C5.20. November 2017.
25
mercado se enfrentan a demasiadas solicitudes de aportes. Por lo tanto, dicho Grupo de Trabajo
recomienda que las autoridades reguladoras deben estar conscientes del riesgo de "agotamiento de la
reforma" y gestionar correctamente el nivel de consulta y también coordinarse entre sí para gestionar el
número y prioridad de las consultas en la industria.
En última instancia, concluye el WG C5.20, los consumidores responsabilizarán a los gobiernos y sus
agencias por la deficiente confiabilidad eléctrica, el funcionamiento inseguro del sistema de energía y la
asequibilidad. Por lo tanto, es probable que los gobiernos y sus agencias sean conservadores promoviendo
el cambio. En particular, en la era actual de crecimiento incesante de energías renovables, tanto los
reguladores como los operadores de los sistemas son sensibles a su impacto en la confiabilidad y la
seguridad y no debería sorprender que estos parámetros sean los principales iniciadores del cambio en las
reglas del mercado. Sin embargo, esta situación lleva a preguntarse si la acción preventiva del Gobierno crea
un costo de mercado innecesario o agrega estabilidad y valor al mercado a largo plazo.
Tomando nota de la importancia del gobierno y los reguladores para iniciar un cambio, ellos deben contar
con los recursos adecuados, con la experiencia técnica, económica y comercial adecuada, y con una sólida
relación de trabajo con entidades con experiencia relevante. Sin embargo, existe el riesgo que la propuesta,
la evaluación y la decisión sobre un cambio importante se convierta en un proceso interno del gobierno o
de las agencias gubernamentales y carezca de una revisión independiente, lo que podría comprometer la
elaboración de las normas. La consulta genuina con la industria e, idealmente, la separación estructural del
proponente y el que toma las decisiones son fundamentales para que la elaboración de reglas del mercado
tenga esta independencia, termina concluyendo el WG C5.20.
II.3 The Future of reliability4
La participación masiva de generación distribuida en algunos países, junto con la cada vez más económica
disponibilidad de almacenamiento de energía así como de tecnologías de información y smart – grid, ha
llevado en CIGRE a la formación de un Grupo de Trabajo, WG C1.27, para analizar la definición de
confiabilidad a la luz de estos cambios. A continuación, se cita textualmente la introducción y los impactos
esperados en el sector eléctrico, contenidos en el resumen ejecutivo del informe final.
“Introduction: In recent years, a number of important changes occurred that affect the understanding and
scope of reliability. These include wider recognition of the danger of global climate change, widespread
adoption of renewable-energy targets by governments and utilities, decreasing costs of solar photovoltaic
panels and wind turbines, and potential cost reductions of energy storage, as well as a range of
developments collectively known as the smart-grid.
Present worldwide conditions and expected trends show an increased use of customer generation and
renewable generation technologies by individual customers, independent developers, and utilities. In
addition, there are potential new developments in communication and information processing that should
accelerate these trends. And, a new wave of innovations associated with inexpensive storage technologies
4 The future of reliability – Definition of reliability in light of new developments in various devices and services which offer customers and system operators new levels of flexibility. Technical Brochure WG C1.27 CIGRE
26
may be just over the horizon. All the identified trends point to increased customer participation as suppliers
in utility markets and operation.
Working Group C1.27 was formed to address the possible need to change the definition of reliability in light
of these changes”.
“Impact of changing key variables: While many factors will affect the future of electric utilities, perhaps the
most significant future variable would be the wide availability of economically-priced energy storage.
However, the impact of widespread energy storage, and other related technologies on utility planning,
operation, financial/business models, and on system reliability, is subject to a number of assumptions and
variables that are not yet fully known.
How the various new technologies are operated will depend in part on who is operating them, and the
problem they are being used to manage, or the benefit they are trying to provide. An important unknown
regarding the wide uptake of energy storage, or other related technologies is whether there will be
numerous small installations distributed throughout low-voltage networks, a smaller number of large
installations at transmission levels, or some combination.
It is unclear what level of central control, if any, will be available in future for storage systems, and other
new technologies. This contrasts with the visibility and control that network and central system operators
have over major generation and loads today”.
27
Capítulo III - Visión de futuro y la Regulación en Chile
CIGRE Chile, a través de su Directorio, encomendó a su WG C6 - Sistemas de Distribución y Recursos
Dispersos – creado en noviembre de 2016, que preparase un diagnóstico, estudio de alternativas y
recomendaciones de perfeccionamientos de la regulación de distribución de electricidad. Este mandato se
realizó en el marco de los análisis y trabajos que desde el año 2016 llevan adelante el Ministerio de Energía
y la Comisión Nacional de Energía y cuyo objetivo es elaborar un proyecto de ley que permita actualizar la
regulación vigente de la actividad de distribución de electricidad, adecuándola a los escenarios de mercado
actuales y al estado del arte de los desarrollos tecnológicos conocidos en distribución y sus fronteras de
costos, y además aprovechar las experiencias relevantes que, sobre este tema, se conoce de otros países.
Los participantes del grupo de trabajo convocado por WG C6 - Sistemas de Distribución y Recursos
Dispersos - de CIGRE Chile, avizoran que en adelante la actividad de distribución de electricidad será un
servicio público de redes eléctricas en tensión de distribución, para efectuar tanto retiros de energía
eléctrica para abastecer la demanda de los consumidores, así como también para inyectar energía eléctrica
producida mediante medios de generación distribuidos en la red. En el caso chileno, tanto PMGD como
GxD. Los que si bien individualmente serán de pequeño o muy pequeño tamaño, en conjunto podrían llegar
a representar una capacidad instalada comparable a la de las grandes unidades generadoras, con la
diferencia que aquellas funcionarían casi totalmente con autodespacho.
A lo anterior deberá agregarse, en su debido momento, los efectos de la incorporación de almacenamiento
de electricidad en distribución. Ello a partir del momento en que esta tecnología comience a tener costos de
inversión y operación competitivos y que ella se constituya en una alternativa a la inversión en redes de
distribución y transmisión, agregando un nuevo nivel de complejidad a la planificación y operación de los
sistemas de distribución y transmisión.
Al momento de abordar los desafíos regulatorios asociados a la bidireccionalidad en distribución, se tendrá
que considerar las demandas de los clientes por mejores estándares de calidad. Incluso que los
recientemente definidos por el regulador en la NTCSD e incluyendo la posibilidad de llegar a estándares de
calidad de servicio de países desarrollados. También tendrá que actualizarse la forma de tarificar la
actividad de distribución para asegurar la ejecución de las nuevas inversiones necesarias en distribución y
evitar posibles efectos no deseados tanto en los consumidores que no pudiesen acceder a GxD como en los
operadores de las redes.
En relación con el horizonte de análisis para la visión de futuro, la opinión del grupo de trabajo es que ella
ha de ajustarse a tres períodos tarifarios, esto es 12 años. Un horizonte de análisis más extenso es percibido
como un riesgo a la solución de las necesidades actuales, porque desviaría la mirada hacía horizontes
teóricos y con escenarios comercialmente no evaluados.
En el horizonte de análisis que se plantea, la actividad de construcción, operación y mantenimiento de redes
de distribución continuará siendo un monopolio natural, en torno al cual se espera que se desarrollen tanto
nuevos modelos de negocio para el servicio de suministro de electricidad, así como que también resulte
económicamente posible desarrollar nuevos productos y servicios. Las redes de distribución eléctrica
facilitarán el intercambio total de electricidad y con flujos bidireccionales.
28
Se espera que junto con la irrupción de los PMGD, comiencen también a aparecer otros actores, tales como
los comercializadores con respaldo en generación, comercializadores puros, integradores de soluciones de
operación y mantención, desarrolladores de nuevos servicios asociados a la distribución, como eficiencia
energética. Se espera asimismo que los órganos fiscalizadores, coordinadores y regulatorios tengan un rol
destacado en el nuevo escenario que se visualiza en la distribución de electricidad.
Las redes de distribución en el futuro tendrán como clientes a los consumidores, a los generadores en
distribución, PMGD y GxD, y a los desarrolladores de nuevos productos y servicios destinados a quienes hoy
en día son consumidores, usando para ello los activos de los sistemas de distribución. Así, las distribuidoras
tendrán que hacerse cargo de satisfacer las necesidades de todos los clientes de la industria de distribución
eléctrica.
Los ingresos de los propietarios de las redes de distribución, debieran estar en cada caso equilibrados con
los costos eficientes de inversión, operación, mantenimiento y administración del tipo de red de que se
trate, urbana o rural. Esto con el objetivo por una parte de asegurar el otorgamiento de los servicios que se
entregarán en base a las redes de distribución y por otra que tales ingresos se perciban esencialmente
justos, tanto para los propietarios de esas redes como para los diversos clientes de las distribuidoras. En
otras palabras, se espera que el costo del servicio de redes tienda a un nuevo óptimo desde el punto de
vista privado y social, asociado a estándares técnicos y comerciales previamente definidos por el regulador.
Para cumplir el propósito central, antes descrito, en el sector de distribución eléctrica son necesarias
determinadas condiciones. WG C6 CIGRE – Chile ha identificado al menos las siguientes:
• Una estructura tarifaria simple, inteligible, reproducible, y principalmente confiable para los clientes.
La posibilidad de introducir más opciones tarifarias debe mantener el criterio actual de que ellas
reflejen el costo económico de la prestación del servicio, asunto por lo demás explícitamente
establecido en la actual regulación eléctrica.
Si la tendencia fuese un mismo precio para los servicios de distribución en todo el país, independiente
de los costos de prestar tales servicios, entonces no tiene sentido económico introducir nuevas
opciones tarifarias, por una parte, y por otra se distorsionarían las señales económicas a los
consumidores para que ellos decidieran eficientemente entre comprar energía al sistema, o
autogenerar una parte o la totalidad de ella y también vender excedentes al sistema.
• Procedimientos transparentes y auditables de fiscalización de estándares de calidad, cobros a clientes y,
en caso de modificar la tarificación de la distribución, de los ingresos tarifarios anuales de las
distribuidoras.
• Incorporación de tecnología en la medida que ello resulte útil para los clientes, es decir, que el beneficio
del avance tecnológico a introducir sea mayor que el costo del mismo, incluyendo en cada caso todos
los beneficios y costos económicos medibles, tanto desde el punto de vista social como privado.
• Es importante considerar que los usuarios de la red ya no serán solamente los consumidores de
electricidad, sino que también lo serán los generadores distribuidos y cualquier prestador de servicios
basados en el uso de las redes de distribución.
29
Los servicios que se presten mediante el uso de las redes de distribución deberán tender a relaciones competitivas entre prestadores de servicios, asunto que deberá verificarse periódicamente para asegurar que la competencia promueva la eficiencia y la reducción de precios de los servicios. Para ello es condición necesaria la separación del todo entre la propiedad de los activos de distribución eléctrica y la prestación de aquellos servicios desarrollados mediante tales activos, como por ejemplo la comercialización de electricidad.
En tal caso sería esperable que la introducción en el sistema del comercializador puro de electricidad
incentive la venta de servicios finales de energía procesada (como por ejemplo iluminación, calefacción,
movilidad).
Todos los servicios deberán cumplir con estándares de calidad normados, excepto en aquellos aspectos en
que los clientes eligiesen optar por una condición distinta.
Lo anterior exige identificar qué factores son claves en los servicios actualmente otorgados y cuáles podrían
serlo en el futuro.
Por otra parte, como era esperable al iniciarse el trabajo de este Grupo de Trabajo, en el futuro las
distribuidoras eléctricas deberán responder más rigurosamente a las expectativas que sobre ellas
mantienen los actores, públicos y privados, en aspectos comerciales, técnicos y comunicacionales, entre
otros. Esto ha quedado patente en la recientemente publicada NTCSD, la que se ha hecho cargo de muchas
de tales expectativas de los actores.
En la actualidad se espera que las distribuidoras eléctricas sean capaces de anticipar los posibles efectos de
situaciones catastróficas que puedan afectar sus sistemas de redes, como por ejemplo en caso de
temporales, incendios y sismos, y que aquellas dispongan de planes de contingencia detallados. Lo anterior
en ningún caso puede interpretarse como que las distribuidoras deban disponer de instalaciones que se
mantengan operativas ante cualquier catástrofe, nadie está obligado a lo imposible, pero ellas sí deben
soportar los grados de contingencia específicamente normados y adecuadamente reflejados en los precios
pagados por el uso de los activos de distribución. En caso de interrupciones del servicio de transporte a un
número significativo de clientes, sí se espera de las distribuidoras que en tales casos ellas puedan conocer
qué clientes resultarían afectados, con qué profundidad, y tener diseñados los procedimientos de
comunicación con sus clientes ante tales eventos. Probablemente las distribuidoras requerirán de nuevos
sistemas de comunicación masiva con sus clientes para emplearlos durante la solución de los efectos de una
catástrofe.
Asimismo, ha quedado en evidencia que es necesario incorporar herramientas normativas que permitan a
las distribuidoras acceder de manera efectiva y expedita a los lugares en que físicamente están ubicadas sus
redes de distribución para poder realizar las labores de mantenimiento preventivo y correctivo, en
particular potenciando la eficacia de las concesiones eléctricas. En otras palabras, la imposición de una
obligación de servicio, como lo es el de la distribución eléctrica, debe estar dotada de las herramientas
legales que aseguren a la distribuidora el acceso seguro e inmediato a sus instalaciones. Es necesario dotar a
las distribuidoras de facultades para atender las necesidades señaladas en caso que tales facultades no
fuesen del todo claras o fuesen contradictorias con otras normativas.
30
Se estima que desde el punto de vista técnico y para atender los requerimientos vigentes durante 2017, los
recursos disponibles en las distribuidoras eran los adecuados, pudiendo mejorarse situaciones puntuales o
específicas. Asimismo, es claro que la reciente NTCSD impone nuevas obligaciones técnicas y comerciales
que, es lo más probable, exigirán recursos adicionales a las distribuidoras, los que deberán reflejarse en los
precios del servicio de distribución. Tales recursos debieran mantenerse tecnológicamente actualizados,
previa evaluación económica, y ser remunerados apropiadamente.
Para atender los requerimientos de una masiva generación distribuida y los nuevos servicios asociados a las
redes de distribución, serán necesarias nuevas inversiones para adecuar las redes y para incorporar un
sistema de medición con un nivel tecnológico que sea compatible con la prestación de tales nuevos
servicios. En este último aspecto, los sistemas de medición, es probable que los plazos previstos en la
NTCSD deban reducirse.
Desde el punto de vista de su relación con los clientes, especialmente en aspectos comerciales, existe la
percepción que la misma es deficiente. En el futuro dicha relación deberá cumplir con estándares de calidad
acordes con las tecnologías disponibles y tender a estándares de atención comercial de otras industrias con
mejor nivel de desempeño, pudiendo llegarse a estándares superiores a los previstos en la NTCSD.
Se espera una mayor demanda por acceso a información por parte de clientes y otros actores del mercado,
lo que presenta el desafío de resguardar la seguridad de la información. En tal sentido, la ciberseguridad
debiera ser el primer paso a resolver en un camino que lleve a contar con redes inteligentes.
También se espera una autoridad con mayor capacidad de control y fiscalización acerca de cómo está
funcionando técnicamente la red de las compañías distribuidoras.
Para mejorar la calidad del servicio y fomentar la generación distribuida, habrá que considerar la posibilidad
de introducir redes inteligentes, si ello se justifica en términos económicos, así como planes de eficiencia
energética y de automatización de las redes.
Como un modo de asegurar que las recomendaciones que propone el Grupo de Trabajo C6 se enmarquen
en las prioridades antes descritas, se reitera que se ha considerado como restricción que el horizonte de
análisis sea el de los siguientes 12 años. Un plazo mayor podría arriesgar que los cambios que se requieren
hoy en día pierdan prioridad frente a desafíos de muy largo plazo y para los cuales o no existen soluciones
maduras o bien no son parte de la idiosincrasia local.
Acerca de qué aspectos se espera actualizar, modificar o introducir en la regulación de la distribución, WG
C6 CIGRE – Chile ha identificado los siguientes:
• Actualmente en Chile se regula el precio de distribución a cliente final a partir de la definición de
opciones tarifarias y de la determinación por áreas típicas de distribución de los valores de las
componentes de cada una de ellas, pudiendo los clientes elegir bajo determinadas reglas cualesquiera
de las opciones. Así, la recaudación total obtenida de este modo por toda la industria de distribución
debe ser tal que la llamada rentabilidad tarifaria se encuentre dentro de una banda de variación de
dicha rentabilidad. Una aproximación más adecuada es la alternativa de regular el ingreso total de la red
de cada grupo de empresas distribuidoras en forma separada de las demás distribuidoras, con
verificaciones anuales del nivel de costos e ingresos de cada distribuidora.
31
• Modificar la tasa de descuento definida para rentar la actividad de distribución. Ello deberá considerar si
la distribuidora sólo realiza actividades relacionadas con las redes o además puede realizar otros
servicios. Deberá tenerse en cuenta los riesgos específicos a que estarán sujetas las distribuidoras en el
nuevo escenario.
• Eliminar el procedimiento de ponderación 1/3 y 2/3 de los estudios tarifarios preliminares de las
empresas y de la CNE, y establecer un solo estudio por cada grupo empresarial de distribuidoras,
eliminando los estudios por áreas típicas. Asimismo, introducir simplificaciones al procedimiento
completo, el que además deberá explicitar o definir todas las etapas a desarrollar hasta llegar a
determinar el valor final del ingreso anual esperado y su traducción a tarifas a cliente final,
resguardando la debida participación de las distribuidoras y de otros actores interesados, incluyendo a
los clientes. En caso de controversias sobre el resultado final del estudio, ellas deberán resolverse en
una sede especializada en distribución por redes. En la etapa de determinación de ingresos de cada
distribuidora, o grupo empresarial, se deben introducir verificaciones de factibilidad financiera de la
distribuidora con los valores a regular.
• Es esperable que el Coordinador de la red deba contar con las atribuciones y la capacidad suficiente
para coordinar un gran número de comercializadores de energía. Además, se requiere analizar la
necesidad y conveniencia de crear centros de operación de distribución por zonas geográficas,
independientes o no de las distribuidoras.
• Es necesario resolver y definir cómo se va a remunerar la red cuando los usuarios sean tanto
consumidores finales como generación distribuida.
• Asimismo, deberá resolverse cómo se remunera la red de transmisión cuando los generadores en
distribución las usen, independientemente del tamaño de tales generadores.
• También se deberán modificar las condiciones regulatorias para que se permita a los consumidores
finales acceder con mayor facilidad a la generación distribuida, especialmente fotovoltaica, para
autoconsumo.
Durante el desarrollo del presente informe se mantuvieron en mente las siguientes preguntas:
(a) ¿Qué rol cumple el sector de la distribución eléctrica y cumplirá en el futuro próximo (tres períodos
tarifarios siguientes)?
(b) ¿De qué forma la distribución eléctrica debiera responder a los diversos actores privados y públicos?
(c) ¿Qué nuevos aspectos regulatorios estarán presentes en la distribución en estos 3 períodos tarifarios
siguientes?
(d) ¿Qué aspectos regulatorios deberían ser revisados (mantener, eliminar, modificar, agregar) para que la
visión de futuro se desarrolle?
(e) ¿Quiénes son los clientes en este sector?, ¿qué los distingue, qué tipo de necesidades tienen y tendrán
en adelante?
32
Capítulo IV - Diagnóstico
En este capítulo se hace un breve diagnóstico de la regulación en distribución eléctrica, vigente por más de
30 años, desde 1982, a la luz de los cambios verificados desde ese entonces tanto sobre tecnologías como
en sus costos de implementación, y por supuesto habida consideración de los cambios sociales y de
comportamiento del consumidor ocurridos en igual lapso.
Los avances verificados en tecnologías de sistemas de comunicación y control, generación distribuida,
almacenamiento de energía, vehículos eléctricos, así como otras tecnologías complementarias con las
anteriores - desarrolladas ya al nivel de clientes o consumidores finales como lo muestra la experiencia en
otros países -, permiten apreciar la existencia de nuevas necesidades de inversión en distribución que harán
posible crear mayor valor para los consumidores y oferentes. Por ejemplo, puede observarse en mercados
desarrollados que empresas distintas de las distribuidoras locales han dado pasos relevantes y efectivos
para ofrecer servicios innovadores de energía, los que van desde el leasing de infraestructura solar a
sistemas de respaldo ante contingencias o emergencias.
En el mismo sentido, la concepción y desarrollo de micro redes podría ayudar a integrar y administrar
localmente recursos de generación distribuidos.
Enfoques innovadores para desarrollar proyectos de eficiencia energética están permitiendo profundizar en
este aspecto. El conjunto de opciones existentes de abastecimiento energético a nivel de distribución está
creando incluso la posibilidad de tener edificios y condominios con consumo neto de energía externa igual a
cero.
Estos cambios en el mundo de la distribución de electricidad están creando nuevas posibilidades de flujos
bidireccionales de energía e información, que podrían empoderar a los clientes en un futuro cercano,
jugando ellos así un nuevo rol en el sistema eléctrico. Un futuro cuyas primeras señales ya se vislumbran en
Chile.
Tendencias más recientes muestran evidencia de una mayor integración entre inversiones en recursos de
energía distribuida y satisfacción de necesidades de los clientes. Por ejemplo, en algunas ciudades en USA se
observa la integración de opciones tales como:
• Gestión de la demanda,
• Inversiones en paneles fotovoltaicos,
• Inversiones en generación local de calor y energía eléctrica, o cogeneración,
• Opciones de respaldo de energía en zonas costeras afectadas por tormentas,
Sin perjuicio de lo anterior, la regulación que se establezca en Chile debe otorgar los incentivos para que el
crecimiento de las inversiones en recursos distribuidos evite duplicaciones de ellas o hacerlas inútiles si no
son hechas en una forma que se integren adecuadamente con las redes y que produzcan valor tanto a los
clientes como a los propietarios de las redes eléctricas.
Que efectivamente se realicen o materialicen completamente las oportunidades de recursos distribuidos
requerirá nuevos métodos de operación y de planificación de la red, en paralelo con nuevos métodos de
33
medición, creación y captura de valor. Todas las oportunidades de cambio antes mencionadas,
potencialmente tienen grandes efectos en la cadena de valor de la electricidad, pudiendo crearse nuevos
roles y fuentes de valor para los clientes, las distribuidoras y nuevos entrantes.
Por otra parte, es necesario realizar un breve recuerdo de los efectos inmediatos que tuvieron dos eventos
coyunturales y cómo ellos deberán sopesarse en el trabajo que apunta a resolver los desafíos de mediano y
largo plazo en el segmento de la distribución eléctrica: un incendio forestal de gran magnitud en las
comunas de Vichuquén y Licantén, y un temporal con una breve pero intensa nevazón ocurrida en la ciudad
de Santiago.
Estos eventos han permitido dar visibilidad a temas específicos, como la adecuada y oportuna mantención
de las franjas de servidumbre en zonas rurales y la poda de árboles en zonas urbanas. Estos dos eventos
debieran tener efectos en la modificación y perfeccionamiento del marco regulatorio de la distribución de
electricidad. Como ya se ha señalado, WG C6 CIGRE – Chile estima que en estas materias se requiere dotar a
las concesionarias eléctricas de mayor eficacia para realizar sus tareas de operación y mantención de
instalaciones. Esto se incluye en el Capítulo I, recomendaciones de cambios regulatorios, y se analiza en
detalle en el Anexo 4.
Volviendo al tema principal, existe un convencimiento mayoritario que es necesario que la regulación de la
distribución admita los nuevos modelos de negocio que se derivarán de la operación bidireccional de las
redes de distribución. Quizá pueda afirmarse que esta necesidad no es clave o urgente hoy en día en Chile.
Sin embargo, en el marco de la experiencia internacional es claro que el país necesita actualizar su
regulación para no quedar fuera de la posibilidad de ofrecer un sistema con mayor eficiencia, flexibilidad,
seguridad, y que permita nuevos modelos de negocio, en definitiva un sistema que permita alcanzar un
mayor valor económico a los consumidores finales.
Desde el punto de vista de las redes de distribución, los desafíos son mejorar la continuidad de suministro a
clientes urbanos y clientes rurales, abordando los siguientes aspectos: disminución de la vulnerabilidad de
las redes, reducción del impacto en los clientes por la ocurrencia de fallas o desconexiones programadas,
disminuir los tiempos de interrupción, reducir los tiempos de localización de fallas y reconfiguración del
sistema en media tensión, diseño y planificación de las redes en MT considerando la posibilidad de
existencia de PMGD y generación distribuida. Además, definir la existencia de operadores del sistema de
distribución, incluyendo la posibilidad que el mismo sea independiente de las distribuidoras en algunas
zonas geográficas. En el caso rural y dada la longitud de sus alimentadores, considerar dentro de los planes
de contingencia la posibilidad de formar islas en caso de contar con PMGD, GxD y/o almacenamiento de
energía eléctrica.
En los últimos años la conexión de PMGD y GxD en las redes ha aumentado significativamente,
especialmente en el segmento rural. La Ley y el Reglamento aparecieron tempranamente y las normas han
evolucionado conforme se ha producido una mayor penetración de ERNC.
Sin embargo, frente a cada PMGD la expansión de las redes de distribución se hace caso a caso, sin
mecanismos para planificar expansiones de largo plazo cuando existen concentraciones de recursos de
generación, y sin considerar los grandes efectos en los sistemas de transmisión. Tampoco se ha
34
aprovechado la capacidad técnica que tienen los PMGD, para mejorar sustantivamente la continuidad de
suministro en redes rurales.
Aún más significativo es que la magnitud de las potencias que podrían querer conectarse en redes de
distribución, de PMGD y GxD, supera en varias veces la capacidad de transporte de las redes de distribución
y también excede con largueza la capacidad de transporte de los sistemas de transmisión a los que
finalmente terminarían inyectando su generación estos mismos medios.
Habiéndose creado recientemente un mecanismo en la Ley Eléctrica para resolver la falta de coordinación
de los desarrolladores de centrales de generación, para desarrollar un sistema de transmisión que permita a
un conjunto de generadores conectarse eficientemente al sistema eléctrico, y que la ley denomina
transmisión para polos de desarrollo, cabe esperar que a futuro se recoja la demanda de PMGD en los
estudios de planificación de los sistemas de transmisión.
Chile es un país rico en fuentes primarias de energía renovable para ser explotadas a pequeña y mediana
escala. Los costos de la tecnología de generación, de sistemas de almacenamiento de energía y sistemas de
control y telecomunicaciones van continuamente a la baja. Las condiciones de mercado y ambientales
también son favorables para el desarrollo de PMGD, de generación distribuida y de los sistemas de
almacenamiento de energía.
Actualmente la mayoría de los CCD desarrollan funciones relacionadas con la administración de trabajos
programados de desconexión por mantenimiento o ampliaciones, control de tensión y fallas, tanto en sus
instalaciones como en las de clientes conectados en MT, orientándose principalmente a asegurar la
continuidad y calidad de suministro y servicio. Sus procedimientos y reglamentos de operación son
propietarios y están adaptados a esa realidad. No todas las empresas emplean sistemas SCADA para operar
el sistema de distribución MT y las redes tienen un nivel parcial de automatización. Los estándares fijados
en la reciente NTCSD impactarán en la forma de operar los sistemas de distribución y por ende en los
centros de control de distribución.
En los últimos años, algunas empresas han debido hacerse cargo de controlar la generación de PMGD
conectados sus redes de distribución MT e incluso de algunos PMG conectados a las subestaciones de
bajada AT/MT, históricamente el único punto de entrada de energía a la red.
No hay duda que las distribuidoras y los CCD que incluyan una o varias distribuidoras, deberán migrar
definitivamente a gestionar la operación de redes MT con alto nivel de automatización desde centros de
control mediante sistemas SCADA:
• Las compañías distribuidoras urbanas para administrar redes bidireccionales y flexibles que sustenten
elevados índices de continuidad de suministro, como los que exigen los clientes.
• Las empresas distribuidoras rurales movidas en parte para mejoras en la continuidad de suministro y
principalmente para la conexión de generación ERNC en sus redes, teniendo a los PMGD como clientes
que demandan disponibilidad de redes y que a la vez son actores relevantes en la mejora de la
continuidad de suministro por su capacidad de operar en islas eléctricas.
Se visualiza entonces, que en la medida que se integre mayor generación distribuida, la dinámica de la red
irá cambiando y con ello el rol de la empresa distribuidora y en particular de su centro de control.
35
Finalmente, como se ha destacado anteriormente, es necesario perfeccionar en la ley y en algunas normas
complementarias los aspectos relacionados con tramitación de concesiones, uso y acceso a bienes
nacionales de uso público y a bienes propiedad de privados, manejo de árboles y franjas de servidumbre,
considerando la ampliación del plazo para aceptación o rechazo de la admisibilidad de una solicitud de
concesión eléctrica, perfeccionamiento del procedimiento de notificaciones de tramitación de concesiones,
necesidad que todas las instancias que participen de la tramitación de una solicitud de concesión tengan
plazos definidos para responder, resolver conflictos con otras concesiones, definir una única solución para el
despeje de árboles y franjas de servidumbre, conseguir un efectivo y expedito acceso a predios y bienes
nacionales de uso público para instalar, operar y mantener instalaciones de distribución. Como se ha
señalado, esto será materia del Anexo 4.
36
Bibliografía
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37
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24.- Smart Metering - Consideraciones estratégicas desde la experiencia alemana, Conferencia
Latinoamericana “Redes Renovables” sobre la Generación Distribuida, Matthias Grandel, octubre 2016.
25.- Distributed Intelligence for Cost-Effective and Reliable Distribution Network Operation, Discern,
www.discern.eu
26.- Making the electricity system more flexible and delivering the benefits for consumers, Ofgem,
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28.- Almacenamiento de Energía y su aplicación al Sistema Interconectado Nacional, Gabriel Olguín,
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exchange with distribution systems, CIGRE, Joint Working Group CIGRE/CIRED C1.29, March 2017.
31.- Communication solutions for information exchange in the smart delivery of electrical energy, CIGRE,
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32.- Smart metering, regulatory aspects, standards and development status, CIGRE, WG C6.21, Technical
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34.- Drivers for major change to market design. CIGRE. Working Group C5.20. November 2017.
35.- The future of reliability–definition of reliability in light of new developments in various devices and
services which offer customers and system operators new levels of flexibility. CIGRE, WG C1.27, Jan. 2018.
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Anexo 1
Mercado, Comercialización e Innovación
Se analizaron seis temas en relación con la distribución de electricidad:
• Servicio Público de Distribución
• Comercializadores Puros
• Mercado de la Distribución
• Innovación y Eficiencia Energética
• Separación de Negocios
• Modelo de Negocio
A continuación se describe el análisis realizado, seguido de sus recomendaciones.
1.1 Servicio Público de Distribución
Actualmente la Ley Eléctrica define qué se entiende por servicio público de distribución de electricidad,
cuáles son los derechos y obligaciones asociados al hecho de ser concesionario de servicio público, y en
forma armónica define cómo se determinan los precios regulados por el uso de los sistemas de distribución.
Dada su calidad de concesionario de servicio público de un operador de redes, éste debe obligatoriamente
proporcionar servicio de distribución a los consumidores finales que se encuentren dentro de la respectiva
concesión o bien que consigan conectarse a las redes existentes en ella y de propiedad del concesionario.
Todo ello bajo determinadas normas técnicas y comerciales.
Para cumplir con este propósito el concesionario tiene el derecho de ocupar bienes nacionales de uso
público para instalar, operar y mantener su infraestructura de distribución, y la posibilidad de imponer
servidumbres sobre bienes privados para los mismos fines.
Por otra parte, mediante algunos de los cambios en la Ley Eléctrica, así como en normas y reglamentos, se
ha ido incorporando otras obligaciones a las empresas de distribución eléctrica (Ley 20.571, Decreto
244/2006, Decreto 71/2014, Norma PMGD), como la conexión en sus redes de PMGD y, más recientemente,
la posibilidad que los clientes finales actúen simultáneamente como consumidores de electricidad y como
generadores de la misma.
Sin embargo, estas nuevas obligaciones legales, normativas y reglamentarias en base a las cuales se han
creado nuevas cargas al concesionario, adolecen, en nuestra opinión, de algunas limitaciones.
Entre las limitaciones potenciales o existentes destacan:
(a) Costos regresivos de acceso a las redes de distribución. En caso de una penetración masiva de
generación distribuida del tipo GxD, asunto que podría gatillarse por ejemplo si los costos de inversión
disminuyen en forma significativa o si las eficiencias de conversión aumentan, ocurriría que, bajo la
actual regulación y si ella no se modificare, los costos de las redes de distribución, así como sus procesos
39
asociados de administración y operación, tendrán que ser pagados principalmente por los clientes que
no dispusieran de recursos para invertir en generación distribuida. En efecto, en términos simples, hoy
en día el valor agregado de distribución (VAD) es igual al costo de la empresa modelada eficientemente
dividido por la energía retirada por los clientes desde las redes de distribución. En la medida que
aumente la penetración de GxD se reduciría el denominador de esta división y el numerador no sufriría
cambios, por lo tanto el VAD será mayor que si no hubiere GxD y el mayor costo lo pagarían
principalmente los clientes que no tuvieran GxD.
(b) El mismo fenómeno ocurrirá al nivel de la transmisión zonal. En efecto, la Ley Eléctrica considera que
los costos de transmisión nacional y zonal sólo los paguen los retiros de energía y en ninguna
proporción las inyecciones de energía en esas instalaciones. Sin embargo, las magnitudes de potencia
PMGD y GxD que podrían llegar a conectarse al sistema eléctrico requerirían de grandes inversiones en
transmisión nacional y zonal, que no pareciera muy adecuado que fuesen pagadas por quienes retiren
energía del sistema, es decir, por los consumidores. Es muy probable que a futuro deba volverse al
criterio que consideraba que las centrales de generación que usen las instalaciones de transmisión
nacional y zonal paguen por el uso real de ellas, al menos de una parte relevante de ellas.
(c) Dilema de Precios. Durante períodos en que prolongadamente se espere que los costos en el mercado
spot de generación fuesen significativamente menores que los costos que se traspasarán mediante
contratos licitados en condiciones de mercado largamente superadas, cómo ha estado ocurriendo en
2017 – 2018, los clientes finales regulados quedarán atrapados en tales contratos y sin poder
aprovechar las oportunidades de menor costo de energía, como sí lo harían los clientes no sometidos a
regulación de precios. Esto ya está ocurriendo masivamente en el sistema eléctrico chileno.
(d) Tecnología y protocolos estandarizados. Al no existir una visión y política que aborde globalmente y en
términos masivos el hecho de la generación distribuida, en el mediano plazo quizá resulte complejo y
hasta imposible hacer conversar distintos protocolos asociados a tecnologías de comunicación,
medición, captura de datos y producción de información, y con ello crear barreras artificiales en un
mercado que se vislumbra tendría mejores oportunidades sobre una base de protocolos estandarizados
y abiertos. Empresas que han sido agresivas en Chile en la introducción de estas nuevas tecnologías en
distribución, podrían crear de facto un estándar y protocolo que no necesariamente sea el más
conveniente para el cliente final.
(e) Distorsión de incentivos económicos. La energía excedentaria que generen los medios distribuidos
menores a 100 kW se venderá a un precio igual al precio de nudo que a su vez cada distribuidora
traspasa a los consumidores de energía. Explicado en términos simples, la Ley Eléctrica ha dispuesto un
mecanismo para que el precio de nudo que pagan los clientes de todo el país no difiera más de un cinco
por ciento del precio promedio a nivel nacional. Es decir, aunque en una zona del sistema eléctrico el
precio de nudo vigente sea mayor que el precio de nudo promedio nacional, por ejemplo en un 20%,
aquel generador distribuido y localizado en dicha zona y que disponga de energía excedentaria para
inyectar en la red de distribución, sólo podrá acceder a un precio de venta 5% mayor que el precio de
venta promedio nacional. En contrapartida, aquellos clientes localizados en zonas en que el precio de
nudo vigente sea inferior al precio de nudo promedio nacional recibirán un mayor ingreso que el que les
habría correspondido por la venta de su energía excedentaria. Es decir, lo que en el pasado se diseñó
para evitar que clientes localizados en puntos de mayor costo de suministro de energía pagasen precios
muy superiores al promedio nacional, con el correr del tiempo se ha transformado en un mecanismo
40
injustificado de traspaso de rentas asociadas a la venta de energía excedentaria de generadores
distribuidos. En este sentido, una señal financiera aún peor para los clientes sería que por la energía
inyectada por ellos a las redes de distribución no recibieran un justo pago.
Por tanto, una regulación más adecuada a los cambios tecnológicos y económicos que se prevén en el
ámbito de la distribución eléctrica, requiere en primer término una definición actualizada y estrictamente
necesaria del servicio público de distribución de electricidad.
En opinión de WG C6 CIGRE - Chile, en una primera instancia el servicio público de distribución debe incluir
la obligación de invertir en infraestructura de distribución eléctrica y realizar su operación y mantención con
una calidad pre fijada, junto con la obligación de permitir la conexión en tales redes de los clientes finales,
PMGD, GxD y otros recursos dispersos, en el marco de normas técnicas y comerciales bien definidas e
implementadas, como se detalla en el Anexo 2 siguiente.
Así, la Ley Eléctrica debiera establecer que la infraestructura en distribución eléctrica se destina tanto para
permitir que los consumidores retiren electricidad para consumirla, como para que los generadores
conectados en tensión de distribución inyecten su producción en las redes eléctricas. Es decir, son clientes o
usuarios de las redes de distribución los retiros y las inyecciones de energía eléctrica, y no tan sólo los
retiros como se ha introducido en 2016 a nivel de sistemas de transmisión nacional y zonal.
Siendo usuaria de las redes de distribución toda la energía que transita por ellas, tanto por retiros como por
inyecciones, el denominador de la fórmula para calcular el VAD será igual o mayor que el denominador que
se tendría en un sistema sin generación distribuida, evitando con ello el costo regresivo de uso de las redes
de distribución por parte de los consumidores y siendo incluso posible que estos últimos vean disminuir el
costo y el correspondiente pago por uso de los sistemas de distribución.
En este marco, los precios de uso de la infraestructura de distribución eléctrica, dado su carácter de
monopolio natural, deben continuar siendo regulados.
En nuestra opinión los cambios regulatorios requeridos para hacer factibles los nuevos modelos de negocio
en distribución son más bien aquellos que transformen en su totalidad la actividad de distribución, más que
intentar avanzar en forma discreta o incremental. Por ello, se recomienda avanzar en un único cuerpo,
amplio, de modificaciones regulatorias de la distribución y no en modificaciones parciales o caso a caso y
desarrolladas en distintos instantes de tiempo. El fundamento es permitir a los consumidores obtener en
forma efectiva y eficiente los mejores resultados económicos posibles.
1.2 Comercializadores Puros y Separación de Negocios
Actualmente la comercialización de energía eléctrica para clientes no sometidos a regulación de precios y
conectados en distribución, la puede realizar cualquier empresa, incluyendo al concesionario de distribución
eléctrica. En cambio, para la totalidad de los clientes sometidos a regulación de precios la comercialización
la realiza el concesionario, en base a licitaciones de contratos de suministro de electricidad definidos por la
Comisión Nacional de Energía.
En un escenario con mayor penetración de generación distribuida, y para aprovechar económicamente sus
beneficios, la comercialización de energía eléctrica debe ser realizada principalmente por comercializadores
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puros o sin ninguna relación con los propietarios de la infraestructura de redes eléctricas. Es decir, deben
ser empresas distintas de las distribuidoras, excepto para el caso descrito más adelante.
Una condición necesaria para esta separación de negocios entre infraestructura de redes de distribución y
comercialización de electricidad, es que todos los clientes, independientemente de su nivel de consumo de
electricidad, puedan elegir libremente entre ser un cliente sometido a regulación de precios o bien ser uno
de precio no regulado5, y por períodos definidos.
Actualmente se dan situaciones contradictorias. Por ejemplo, un consumidor de 600 kW de potencia
conectada en un determinado punto de la red puede optar por ser cliente regulado o alternativamente
cliente no regulado o libre, es decir, puede elegir si la electricidad la compra al concesionario de distribución
o a un comercializador de electricidad, ya que el uso de los sistemas de transmisión y distribución será a
precio regulado en ambos casos, y, es más, al mismo precio. Sin embargo, otro cliente que tuviese un total
de 3.000 kW de potencia conectada pero en 10 puntos distintos de la red, y en cada uno de ellos con menos
de 500 kW de potencia conectada, hoy en día sólo puede optar por ser cliente sometido a regulación de
precios de suministro de electricidad, aunque dados sus consumos perfectamente podría optar a obtener
un menor costo de suministro de electricidad si fuese cliente libre.
Volviendo a la comercialización, los concesionarios propietarios de las redes de distribución en su calidad de
servicio público de distribución de electricidad deben tener la obligación de actuar como comercializador de
aquellos consumidores que no opten por un comercializador distinto a la distribuidora. En este nuevo
escenario, los contratos de compraventa entre distribuidoras y generadoras debieran ser de mediano plazo
o similares a la vigencia de duración del conjunto de clientes que hubieren optado por ser regulados, y no
de plazos tan extensos como los que se han licitado recientemente. Esta función de comercialización de las
distribuidoras también debe ser de precio regulado.
Es importante que los comercializadores puros tengan acceso al mercado spot de electricidad y que puedan
convenir libremente con sus clientes el precio del suministro de energía eléctrica. Las condiciones técnicas y
comerciales complementarias deben ser las mismas para todo tipo de clientes, libres o regulados, excepto si
los clientes libres aceptan condiciones distintas en lo que fuese posible.
En todo caso, un cambio de esta importancia no basta con establecerlo en la Ley, sus normas y reglamentos.
En los primeros años de su funcionamiento es necesario contar con un órgano que apoye técnica y
comercialmente a los clientes finales, actuando con independencia. Hoy en día ese órgano podría ser, o más
bien debería ser, el Coordinador Eléctrico Nacional, que entre sus funciones está encargado de monitorear
la competencia en el mercado eléctrico.
Adicionalmente, debe permitirse la creación y funcionamiento de terceros prestadores de servicios a los
clientes de distribución, quienes deben tener acceso a la información comercial necesaria, previa
autorización de los clientes. Estos nuevos prestadores de servicio podrán enfocarse, por ejemplo, en leasing
5 En realidad, en Chile todos los clientes finales son clientes sometidos a regulación de precios a nivel de transmisión y en
distribución si son menores a 5 MW de potencia conectada. Aquellos llamados clientes libres lo son únicamente respecto del precio de energía puesto en sus instalaciones.
42
de generación distribuida, administración de la demanda de los clientes, planes de eficiencia energética y
reemplazo de equipamiento ineficiente.
1.3 Mercado de la Distribución
Como se ha mencionado anteriormente, es necesario que todo cliente o usuario final conectado en redes
de distribución tenga el derecho a optar por ser un cliente no regulado respecto del suministro de energía
eléctrica, por períodos a determinar.
Así, independiente del volumen de consumo de energía de los clientes conectados en redes de distribución,
habrá un conjunto de clientes no regulados o de precio libre y otro conjunto de clientes de precio regulado.
Para los clientes libres o no regulados y aquellos sujetos a regulación de precios, la determinación de los
pagos por uso de las redes de transmisión y distribución deben ser iguales para ambas categorías.
En el interés de producir competencia para el suministro de energía a clientes regulados, no sólo es
necesario que ellos tengan la libertad de acceder libremente, de acuerdo al tamaño de sus propias
potencias instaladas, a mejores condiciones de suministro, sino que también las distribuidoras se vean
obligadas a facilitar que esto se materialice, evitando dificultades de libre competencia. Lo anterior se
conseguiría separando totalmente el desarrollo y operación de las redes eléctricas de los otros servicios que
requieren los clientes o consumidores finales regulados.
1.4 Innovación y Eficiencia Energética
Este es quizá uno de los aspectos en que mayor potencial de mercado cabría esperar, siempre que se
consiga incentivar a la industria financiera a desarrollar productos calzados con los posibles flujos de ahorro
de los proyectos de eficiencia energética. Lo anterior requiere a su vez de varios ajustes en la regulación
eléctrica para reducir los riesgos asociados a la inversión en innovación y eficiencia energética y la
recuperación de sus costos.
En otros mercados existen modelos de negocio relacionados con innovación y eficiencia energética, como
por ejemplo el acopio centralizado de basura en cada ciudad, y no en vertederos ubicados muy lejos en
zonas rurales sino que en el centro residencial de las ciudades, con adecuados sistemas de atenuación de
ruidos y olores. Con la basura se produce electricidad y agua caliente. El agua caliente podría venderse a la
empresa local de agua potable para que la distribuya y se use en sistemas de calefacción, construyendo y
operarando redes de distribución de agua caliente a clientes o consumidores finales. Los clientes podrían
tener medidores inteligentes de electricidad, agua potable y agua caliente. Varias serían las opciones para
realizar las inversiones y operación de tales plantas. En Dinamarca, por ejemplo, la inversión la realizó el
Estado y éste licitó a privados la operación de la planta incineradora de basura. También podría ocurrir que
el operador sea el mismo que construya la planta. En Chile esta iniciativa quizá pueda replicarse en ciudades
de la zona central y sur de Chile.
En otro aspecto, así como existen programas del Estado para apoyar el desarrollo de generación distribuida
tradicional, o el desarrollo de otras fuentes de energía como la madera, se considera importante mantener
43
un programa o plan de apoyo al desarrollo de la cogeneración en el sector residencial para producir
electricidad y agua caliente en edificios y condominios, especialmente en nuevos desarrollos inmobiliarios.
Sobre estos mismos temas, generación distribuida y cogeneración, es importante que en los sistemas
medianos se permita su instalación y operación tal como ocurre en los sistemas eléctricos mayores. Con ello
se ganaría en eficiencia y en menores costos de suministro de electricidad.
Mientras que en el caso de los proyectos de innovación al parecer se requiere introducir en la regulación
eléctrica mecanismos que premien inicialmente a los desarrolladores de tales iniciativas.
Las aplicaciones en este sentido pueden abarcar aspectos como el almacenamiento, celdas de generación
de hidrógeno, introducción de tecnología de predicción de demanda, por sectores industriales y
residenciales, para mejorar las condiciones de despacho de energía ya sea por parte del Coordinador
Eléctrico Nacional como por las mismas distribuidoras y Centros de Despacho de Generación Distribuida.
1.5 Modelo de Negocios
Sobre la base del desarrollo planteado anteriormente, claramente se visualiza un modelo de negocios en
que por una parte considera la infraestructura de redes de distribución, con un operador dedicado
exclusivamente a ello, y en paralelo un abanico de prestaciones comerciales a los clientes finales ofrecidas
por empresas independientes de las redes de distribución.
Sin embargo, en nuestra opinión es condición necesaria en este modelo de negocios abordar un proyecto
de incorporación de medición inteligente a nivel de la totalidad de la generación y consumos en
distribución, en forma similar al previsto en la NTCSD, pero en plazos más breves. Es decir, un proyecto a
nivel país y gestionado eficientemente en costos y plazos, similar al que se incluye en la reciente norma
técnica de distribución. Aunque con plazos más breves y resolviendo antes la compatibilidad de protocolos
de captura, comunicación y acceso de datos, las normas de ciberseguridad hoy en día imprescindibles, los
procedimientos permitidos para elaboración de información, el acceso a la información de medidores, y
mecanismos de seguridad de la información.
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Anexo 2
Desarrollo de la Red y Generación Distribuida
En este anexo se describen resumidamente los fundamentos que respaldan las propuestas en el tema de
sesarrollo de la red y generación distribuida, teniendo en consideración que recientemente se ha publicado
la NTCSD, por lo que en donde corresponde se hace referencia a ella. El temario que se desarrolla es el que
se indica a continuación:
2.1 Desarrollo de la red de distribución 2.1.1 Antecedentes 2.1.2 Propuesta de desarrollo para redes urbanas MT 2.1.3 Propuesta de desarrollo para redes rurales MT
2.2 Generación distribuida y sistemas de almacenamiento de energía
2.2.1 Situación actual 2.2.2 Visión de futuro 2.3 Coordinación de la operación de los sistemas de distribución MT. 2.3.1 Situación actual 2.3.2 Visión de futuro
2.1 Desarrollo de la Red de Distribución
2.1.1 Antecedentes
Componentes de media y baja tensión
Las componentes principales de las redes de distribución son las siguientes: (1) Alimentadores de media tensión (MT) (2) Redes de baja tensión (BT) (3) Transformadores de distribución (MT/BT) (4) Equipamiento de protección y maniobras (5) Sistemas de supervisión y control (6) Equipamiento de compensación y otros (7) Sistemas de soporte: aéreos y subterráneos Un sistema de distribución es un conjunto de alimentadores MT, cada alimentador tiene conectados un
grupo de transformadores de distribución y un transformador de distribución tiene conectada una o más
redes de baja tensión. De estas redes BT es desde donde reciben el suministro más de seis millones de
clientes.
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Asociación entre redes y clientes
La Tabla 1 muestra un número estimado de clientes asociados a distintos tipos de componentes de redes urbanas y rurales. Una falla que resulte en la desconexión de uno de esos componentes, interrumpe el servicio a los clientes conectados. Así la desconexión intempestiva de un alimentador es la contingencia de mayor impacto en el número de clientes afectados. Por este motivo para mejorar sustantivamente la continuidad de suministro a clientes, abordar el diseño de redes de MT es crucial.
Tabla 1: Número de clientes asociados a componentes de redes
urbanas y rurales
Lo anterior supone que la calidad a nivel de los sistemas de transmisión ya está resuelta o arreglada. En todo caso ese aspecto escapa al alcance del presente trabajo. Vulnerabilidad de redes MT Las redes aéreas en particular las de MT, son vulnerables frente a eventos que cortan los conductores y derriban o destruyen los postes como sistema de soporte. La Tabla 2 muestra la vulnerabilidad de las redes frente a distintos tipos de contingencias. Las redes MT subterráneas presentan costos de inversión por kilómetro entre 3 a 5 veces más que las redes MT aéreas, no obstante, su costo de mantenimiento es sustantivamente menor.
Tabla 2: Vulnerabilidad de redes MT frente a diversas
contingencias
Diseño cónico y topología de redes Por razones históricas y eficiencia económica, en general las redes MT se construyen con tramos de conductores con secciones de conductor adaptadas a la demanda (diseño cónico). Así un alimentador tiene la mayor capacidad de transmisión en la cabecera y decrece conforme se aleja de ella atravesando a conductores de menor sección. En algunas distribuidoras se usa un conductor de igual
Figura 1: Alimentador MT con sección cónica
Adaptado a la demanda = Secciones de conductor no uniformes
Red MT
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sección en casi todo su trazado. Los alimentadores MT rurales tienen poco o nulo enmallamiento con sus vecinos. En las redes urbanas los alimentadores MT tienen la capacidad de interconectarse entre sí, pero son operados en forma radial. Eso significa que existen los medios para traspasar bloques de carga entre ellos, pero esto queda limitado por las capacidades de los conductores, pues prima el criterio de diseño cónico.
Figura 2: Topología de redes MT con sección cónica
Continuidad de suministro La continuidad de suministro se mide mediante indicadores de frecuencia y duración media de interrupciones. Las interrupciones tienen su origen en:
• Desconexiones programadas en donde se conoce el segmento de red intervenido, la duración de la interrupción y los clientes afectados.
• Fallas en la red, de las cuales inicialmente no se sabe su ubicación ni la magnitud del daño y muchas veces se desconoce el número de clientes afectados.
Para atenuar la afectación en la red se intercalan equipos de protección y maniobra (reconectadores) que limitan la propagación de los efectos de la desconexión. Como la red mantiene su estructura topológica los clientes cercanos a la cabecera del alimentador tienen mejoras sustantivas y los más alejados ninguna en redes puramente radiales. Los indicadores medios mejoran, con un límite de mejora teórico de 50%.
Figura 3: Topología de redes MT con sección cónica
Red Enmallada MT Red Radial MT
Negocio de Distribución
Topología en AntenaOperada radial
Urbana
Rural
F1 = FMIK(1) =
T1 = TTIK(1) =
Índice de Frecuencia Media
Índice de duración Media
1 Interruptor
Índice de Frecuencia Media
T
Índice de Duración Media
2 3 i n…… ……1
En la práctica n es 4 porque no es posible coordinar las protecciones
La Continuidad en cada tramo no es la misma: El último no mejora
Estra
tegi
a ag
rega
r Se
ccio
nam
ient
os
Mejora el índice de continuidad
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2.1.2 Propuesta de desarrollo para redes urbanas MT Problema y Solución Para mejorar la continuidad de suministro a clientes se deben abordar los siguientes aspectos: 1. Disminuir la vulnerabilidad de las redes. Abordando los problemas de daños a las redes aéreas por
colapso de arborización y choques a postes, o bien reemplazar las redes aéreas por subterráneas. 2. Reducir el impacto en clientes por la ocurrencia de una falla o desconexión programada. Instalando
equipos de interrupción y protección en las troncales de los alimentadores. Los esquemas de protección deben tener ajustes direccionales selectivos para permitir la reconfiguración de la red manteniendo la seguridad.
3. Acortar los tiempos de interrupción a segmentos de redes sanas luego de ubicadas las fallas. Diseñando redes en que cada alimentador se conforme con un número limitado de n islas eléctricas (3 por ejemplo), todas de igual potencia instalada y n -1 interconexiones con los alimentadores vecinos (por ejemplo 3 islas y 2 interconexiones). Cada alimentador con una holgura de capacidad igual a la potencia instalada de una isla eléctrica. Red troncal del sistema de distribución de sección uniforme para ocupar toda la holgura de capacidad disponible. Además, considerar la posibilidad de formación de islas en MT en caso de contar con suficiente capacidad instalada en PMGD y generación distribuida.
4. Acortar los tiempos de ubicación de falla y de reconfiguración de la red. Mediante el uso de sistemas SCADA, la ubicación de fallas se resuelve con sistemas de monitores que procesen información en tiempo real. La reconfiguración de la red, operando remotamente los interruptores desde el centro de control, esto para atención de fallas y maniobras para desconexiones programadas.
En síntesis diseñando una red flexible y bidireccional operada remotamente desde un centro de control. Cabe destacar que la reciente promulgación de la NTCSD, en sus acápites de calidad de producto, calidad de suministro y calidad comercial, define estándares a cumplir tanto por parte de las distribuidoras como también por los clientes. Estos estándares redundarán en el mediano plazo en mejor calidad de servicio para los clientes. El cumplimiento de las nuevas exigencias constituye un desafío para parte importante de las empresas distribuidoras, previéndose la absorción de algunas así como procedimientos de cooperación técnica y operacional entre ellas.
Figura 4: Diseño de redes flexibles y bidireccionales operadas desde centro control
En Planificación/Diseño transitar a:• Redes con sistema troncal de sección
uniforme.• Islas eléctricas.• Interruptores con protecciones
bidireccionales.• Alimentadores con holguras de
capacidad para admitir una isla eléctrica adicional.
En Operación Incorporar sistemas
SCADA.• Gestionar desde centro de control• Detección remota de fallas• Accionamiento de equipos por
telecontrol.
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2.1.3 Propuesta de desarrollo para redes rurales MT
Problema y Solución
El problema es parecido al de las redes urbanas, agravado por la mayor longitud de los alimentadores y la
dificultad de acceso a la red, como también por la escasa o nula posibilidad de enmallamiento. Para mejorar
la continuidad de suministro a clientes, en el marco de la NTCSD, se deben abordar los siguientes aspectos:
1. Disminuir la vulnerabilidad de las redes. Esto significa básicamente abordar los problemas de daños a las redes aéreas por colapso de arborización y choques a postes. No se justifica por razones económicas reemplazar las redes aéreas por subterráneas, excepto en situaciones específicas de tramos donde hubiere tránsito vehicular con carga alta.
2. Reducir el impacto en clientes por la ocurrencia de una falla o desconexión programada. Instalando equipos de interrupción y protección en las troncales de los alimentadores.
3. Acortar los tiempos de ubicación de falla y de reconexión de la red. Mediante el uso de sistemas SCADA, la ubicación de fallas se resuelve con sistemas de monitores que procesen información en tiempo real. La reconexión de la red, operando remotamente los interruptores desde el centro de control, esto para atención de fallas y maniobras para desconexiones programadas.
4. Acortar los tiempos de interrupción a segmentos aislados. Considerando que no existen enmallamientos alternativos, para mantener la continuidad de suministro es necesario contar con generación en las islas eléctricas, abriendo un espacio importante de complementariedad con PMGD, baterías y generación distribuida.
5. Diseño de red adaptado para presencia de PMGD y generación distribuida, GxD. Con troncales de alimentadores con sección uniforme e interruptores con esquemas de protección que admitan ajustes direccionales selectivos y capacidad de sincronizar sistemas aislados energizados.
6. Operación de redes adaptada a presencia de PMGD. Obliga a que el distribuidor asuma mayores responsabilidades como coordinador y supervisor de la operación.
En todo caso, las sugerencias o recomendaciones antes descritas podrían no ser practicables si en definitiva
la distribuidora no tuviese acceso oportuno al punto necesario para resolver una falla, o acceder a los
puntos necesarios para hacer mantenimientos como corta de vegetación y árboles. Asunto que se desarrolla
en el Anexo 4.
2.2 Generación Distribuida y Sistemas de Almacenamiento de Energía
2.2.1 Situación actual
En los últimos años la conexión de PMGD y GxD a las redes MT ha aumentado significativamente,
especialmente en el segmento rural. La Ley y el Reglamento aparecieron tempranamente y las normas han
evolucionado conforme se ha producido una mayor penetración de este tipo de unidades generadoras.
La expansión de las redes de distribución se hace caso a caso, sin mecanismos para planificar expansiones
de largo plazo cuando existan concentraciones de recursos de generación. Tampoco se ha aprovechado la
capacidad técnica que tienen los PMGD y generación distribuida, para mejorar sustantivamente la
continuidad de suministro en redes rurales.
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2.2.2 Visión de futuro
Chile es un país rico en fuentes primarias de energía renovable para ser explotadas a pequeña y mediana
escala. Los costos de la tecnología para generación, de sistemas de almacenamiento de energía y sistemas
de control y telecomunicaciones van continuamente a la baja. Las condiciones de mercado y ambientales
también son favorables para el desarrollo de PMGD, generación distribuida y sistemas de almacenamiento.
Lo anterior permite avizorar que en el mediano plazo la instalación de estas nuevas tecnologías tendrá un
importante aceleramiento. Ello requiere de una regulación que impida un crecimiento anárquico o
inorgánico de estos medios, en especial en relación con los otros segmentos del mercado eléctrico como la
generación de gran tamaño y los sistemas de transmisión, colocando en riesgo la posibilidad que el sistema
capture los beneficios de una adecuada coordinación. La regulación necesaria, en opinión del WG C6, es la
que considere las recomendaciones entregadas en el presente informe.
2.3 Coordinación de la Operación en Sistemas de Distribución MT
2.3.1 Situación actual
Actualmente la mayoría de los centros de control de distribución (CCD) desarrollan funciones relacionadas
con la administración de trabajos programados de desconexión por mantenimiento o ampliaciones, control
de tensión y fallas, tanto en sus instalaciones como en las de clientes conectados en MT, orientándose
principalmente a asegurar la continuidad y calidad de suministro y servicio. Sus procedimientos y
reglamentos de operación propietarios están adaptados a esa realidad. No todas las empresas emplean
sistemas SCADA para operar el sistema de distribución MT y las redes tienen diferentes niveles de
automatización, desde muy bajo a mediano.
En los últimos años, algunas empresas se han hecho hacerse cargo de controlar la generación de PMGD
conectados sus redes de distribución MT e incluso de algunos PMG conectados a las subestaciones de
bajada AT/MT, históricamente el único punto de entrada de energía a la red MT.
2.3.2 Visión de futuro
Para WG C6 - CIGRE Chile no hay duda que las distribuidoras deberán migrar definitivamente a gestionar la
operación de redes MT con alto nivel de automatización desde centros de control mediante sistemas
SCADA, con los siguientes propósitos:
• Las compañías urbanas para administrar redes bidireccionales y flexibles que sustenten elevados índices
de continuidad de suministro, cómo los que exigen los clientes.
• Las empresas rurales movidas en parte por mejoras en la continuidad de suministro y principalmente
por la conexión de generación ERNC en sus redes, teniendo a los PMGD como clientes que demandan
disponibilidad de redes y a la vez actores relevantes en la mejora de la continuidad de suministro por su
capacidad de operar en islas eléctricas.
Se visualiza entonces, que en la medida que se integre mayor generación distribuida (PMGD y GxD), y PMG,
la dinámica de la red irá cambiando y con ello el rol de la empresa distribuidora y en particular de los
centros de control.
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Anexo 3
Remuneración y Pago de los Sistemas de Distribución
Durante el desarrollo del informe de WG C6 - Sistemas de Distribución y Recursos Dispersos - de CIGRE
Chile, sobre modificaciones a la regulación de la actividad de distribución de electricidad, se han realizado
diversas recomendaciones de modificación de normas técnicas, decretos y la Ley Eléctrica.
En este capítulo se resumen las principales propuestas de CIGRE Chile sobre remuneración y pago de los
sistemas de distribución. Las propuestas se separan en cuatro temas:
(1) Mejoras al esquema de tarificación actual, (2) Sobre la valorización de las instalaciones, (3) Acerca del nivel de ingresos de la distribuidora, (4) Tarifas aplicables en distribución.
3.1 Objetivos de las mejoras al esquema de tarificación actual
Se distingue objetivos para las distribuidoras propietarias de las redes y para los clientes mediante el
regulador.
(1) Objetivos del propietario.
• Aspira a contar con flujos de dinero predecibles, y que además el proceso de tarificación, facturación y recaudación no presente pérdidas de ingresos por efectos que vengan de la recaudación de ingresos en la generación y transmisión. El riesgo de incobrables debe ser evaluado y recogerse en los procedimientos tarifarios.
• Recibir una remuneración acorde al riesgo de mercado. Dado que se trata de inversiones con largos periodos de recuperación se recomienda que la tasa no cambie para cada período de tarificación para las inversiones realizadas bajo su propio escenario de riesgo.
(2) Objetivos del regulador.
• Uso del esquema de tarificación como elemento de compromiso de las empresas para entregar el servicio público de distribución, que incentive las inversiones con el fin de una mejora y una prestación de servicio acorde con lo desafíos futuros y una calidad de servicio deseada por los usuarios.
Consideraciones (1) Reconocimiento de particularidades de la empresa:
• Recoger las condiciones geográficas y demográficas de cada empresa.
• Para la autoridad, evaluar la conveniencia de estimular inversiones eficientes en zonas de mayor costo. Esto se lograría mediante un estudio por empresa.
(2) Alternativa de estudios de interés de las distribuidoras:
• Se hacen para el stock y para revisar la tasa.
• Las nuevas inversiones quedan fijas con su tasa y con su vida útil.
51
• Los estudios definen el nivel de ingresos de la distribuidora. Dicho nivel de ingresos es un reflejo del AVI+COMA (AVNR+COyM o equivalente).
(3) Costos de operación y mantenimiento
• Se considera empresa eficiente aquella que ofrece el servicio de distribución, independiente de su estructura actual de manera de evitar costos en exceso.
Recomendaciones: Reemplazar el actual procedimiento de determinación de VAD y posterior cálculo de fórmulas tarifarias por un proceso de tarificación por empresa y destinado a determinar el nivel total de ingresos de cada distribuidora por el período tarifario en estudio, o por grupo empresarial de distribuidoras. Tales ingresos luego se transformarían en valores tarifarios para un conjunto de fórmulas tarifarias. Estas últimas debieran recoger los planteamientos realizados en el informe sobre separación de las actividades de red de las actividades de comercialización, y crear mecanismos que incentiven por ejemplo eficiencia energética, gestión de la demanda y los demás servicios identificados en este informe.
3.2 Objetivo de la valorización de las instalaciones • Para el propietario, reconocimiento de inversiones eficientes efectuadas. • Para el regulador, dar las señales para que se desarrolle eficientemente el servicio de distribución. Posibles valores esperados de los activos • Aquel que permita una transición fluida entre los modelos, habida consideración de los activos,
pérdidas y costos de operación y mantenimiento.
3.3 Objetivos de definir un nivel de ingresos para la distribuidora • Para el propietario, tener el espacio para desarrollar planes alternativos de inversión/gasto. • Para el regulador, lograr un desempeño deseado en indicadores definidos, como calidad de servicio,
calidad de producto, calidad comercial, eficiencia energética, entre otros. Consideraciones • Regular y fijar el nivel anual de ingresos en lugar de un nivel de tarifas. • La ganancia para el propietario de la solución alternativa ocurre hasta la siguiente fijación tarifaria,
donde la inversión real eficiente entra al stock. • Considerar el concepto de Totex, entendido como que inversión no es necesariamente mejor que gasto. • Permite la incorporación de innovación. • Permite la incorporación de eficiencia energética. • Servicios complementarios de distribución podrían postergar inversiones. • Esquema de desacople que incentive políticas de eficiencia energética.
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3.4 Objetivos de un cambio de tarifas • Objetivo de la distribuidora. Un sistema de precios que permita recuperar los costos eficientes. • Objetivo del regulador. Evitar la sobre inversión y los costos en exceso mediante esquemas de eficiencia
económica que estimulen medidas como la eficiencia energética y el uso de la capacidad de generación y transmisión.
Consideraciones • Nuevos esquemas de tarificación podrían permitir tarifas flexibles. La demanda toma un rol activo. • Las tarifas por volumen de energía no son adecuadas. Ante la dificultad de generar cobros en potencia
para clientes residenciales (en caso de no disponer oportunamente de medidores inteligentes en cada cliente), una alternativa a analizar sería generar cargos escalonados de acuerdo a rangos de consumo.
• Ante el aumento del cargo fijo, para clientes de escasos recursos se podría desarrollar un esquema de subsidios dirigidos a clientes específicos como en el caso del agua potable. Los subsidios deben ser pagados por el Estado y no por los demás clientes del sistema.
53
Anexo 4
Derechos y Deberes de los Concesionarios de Distribución El presente anexo se encuentra dividido en 3 partes: (i) En primer lugar, una descripción general de las concesiones eléctricas: su naturaleza, clasificaciones,
tramitación, la constitución de las servidumbres eléctricas, la que para estos efectos se incluye en el Anexo 1 del presente informe.
(ii) En segundo lugar, se realiza el diagnóstico del proceso concesional en sus distintas etapas. (iii) En tercer y último lugar, a partir del diagnóstico, se realizan propuestas concretas de cambios
legislativos y reglamentarios.
4.1 Diagnóstico Teniendo en consideración el análisis que se incluye en el Anexo 56 de los distintos aspectos de las concesiones eléctricas, corresponde aquí efectuar un diagnóstico de este mecanismo identificando aquellos que son susceptibles de mejoras. Para estos efectos vamos a distinguir distintos momentos de este mecanismo. Un momento dice relación con la obtención misma de la concesión eléctrica, otro momento dice relación con la constitución de las servidumbres eléctricas como consecuencia de la obtención de la concesión y un tercer momento dice relación con el ejercicio de los derechos contenidos en la concesión y servidumbres eléctricas. En particular, en este trabajo nos referiremos a la obtención de las concesiones y al ejercicio de las servidumbres y derechos que le corresponden al concesionario. I. OBTENCION DE LA CONCESIÓN, que contiene las siguientes actividades principales:
(1) Solicitud y publicación (2) Notificaciones (3) Oposición de los afectados (4) Respuesta a las oposiciones (5) Informe SEC y Decreto (6) Trámites posteriores: Toma de razón, publicación, reducción a escritura pública y envío a SEC.
II. EJERCICIO DE LAS SERVIDUMBRES para:
(1) la construcción de las obras (2) ampliaciones y reparaciones que requiera el sistema (3) para mantenimiento de la infraestructura
6 Estado del Arte en Materia de Derechos y Deberes de los Concesionarios.
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4.1.1 De la Solicitud y Obtención de la Concesión:
• En relación a la admisibilidad, una vez que la SEC efectúa observaciones a la solicitud, los reparos deben efectuarse dentro de un plazo acotado de 15 días hábiles con la posibilidad de una sola prórroga acotada de 7 días, por razones fundadas. A veces este plazo resulta muy difícil de cumplir dependiendo de las observaciones y parece razonable que no sea un plazo fatal o que se faculte a la SEC para otorgar nuevas prórrogas, hasta completar un período de 60 días, pasados los cuales, de no remediarse se declara definitivamente inadmisible la petición.
• En relación a las notificaciones, es el principal cuello de botella en la tramitación de concesiones eléctricas. Estas sólo pueden efectuarse por la vía de la notificación notarial o bien judicial. En este último caso, las notificaciones por avisos, que menciona el artículo 54 del Código de Procedimiento Civil, si bien deben ser autorizadas por el juez, la acreditación de las circunstancias que hacen posible este tipo de notificación a veces resulta imposible o bien los criterios que aplica cada juez para ello difieren entre sí. Por ello, para facilitar esta notificación se propone que intervenga la SEC a efectos que se puedan acreditar ante ella las circunstancias, para que luego autorice el juez.
• La coordinación con organismos públicos (MM BBNN). Cuando existen bienes fiscales, el Ministerio de BB NN no es tratado como un propietario más, sino que como una autoridad a la que no le corre plazo y en la práctica ello bloquea el avance del proceso concesional.
La obtención de las concesiones eléctricas supone un procedimiento administrativo normado, esto es, un conjunto ordenado y sistemático de pasos que deben seguirse para el ejercicio regular de una potestad pública, tal como se desprende del artículo 18 de la Ley Nº 19.880, de bases de los procedimientos administrativos, al definir el procedimiento administrativo. La observancia estricta del procedimiento representa para los administrados una garantía de que las decisiones administrativas serán adoptadas racional y oportunamente, de modo de satisfacer las necesidades públicas con sujeción a la ley. El carácter reglado del procedimiento de fijación de las concesiones en general, debe ser cumplido a cabalidad para que el acto terminal, esto es, el decreto de concesión, quede revestido de legitimidad. El artículo 19, N° 21 de la Constitución Política de la República (CPR), garantiza el derecho a desarrollar cualquier actividad económica, respetando las normas legales que la regulan. La CPR consagra un preciso límite tanto al legislador como a la autoridad administrativa, al disponer que sólo se puede regular una actividad económica en virtud de una norma legal, y por otra parte, al circunscribir el ámbito de competencias y facultades de los aludidos organismos públicos a una expresa habilitación legal previa (artículos 6 y 7 de la CPR), estableciendo un freno a cualquier intento regulador –sin sustento legal- por parte de la autoridad administrativa. Por ello, la regulación económica de una actividad por mandato constitucional: i) proviene del nivel legal, sin perjuicio de los aspectos que, sin contradecir la ley, pueda regular el nivel reglamentario (art. 19 N° 21); ii) La autoridad administrativa debe actuar de acuerdo con la Constitución y las leyes: “Los órganos del Estado deben someter su acción a la Constitución y a las normas dictadas conforme a ella, y garantizar el orden institucional de la República” (art. 6°) y iii) La autoridad debe desenvolverse dentro de su competencia: “Los órganos del Estado actúan válidamente previa investidura regular de sus integrantes, dentro de su competencia y en la forma que prescriba la ley” (art. 7°).
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Lo señalado se ve reforzado por el artículo 63 N° 18 de la CPR que señala que es materia de ley “las que fijen las bases de los procedimientos que rigen los actos de la administración pública”. Asimismo, el número 20 del mismo artículo sobre la reserva legal señala que le corresponde a la ley: “las bases esenciales del ordenamiento jurídico”. Por último, el número 2, indica que son materia de ley las que “la Constitución exija que sean reguladas por una ley”, cuyo es el caso de acuerdo con el N° 21 respecto de las actividades económicas. De lo expresado queda de manifiesto que se requiere que los órganos del Estado sean respetuosos de los procedimientos administrativos que consagra la ley y, en consecuencia, no pueden sustraerse a su mandato. En este orden de ideas, nos parece que se requiere una reforma que haga vinculante para la autoridad los plazos establecidos en la LGSE para la tramitación de las concesiones y se termine con esta interpretación de que a los órganos de la administración del Estado no le corren plazo. Ello es particularmente válido para el Ministerio de Bienes Nacionales que debe responde los oficios que SEC le emita notificando los planos especiales de servidumbre cuando el Fisco es el propietario de bienes fiscales. 4.1.2 Ejercicio de las Servidumbres para la Construcción y Mantenimiento de las Instalaciones: 4.1.2.1 Conflictos con otras concesiones El artículo 31 bis y 34 bis de la LGSE introducidos por la ley 20.701 del año 2013, trajeron beneficios para la tramitación de concesiones eléctricas. El primero de ellos ordena que los conflictos entre concesionarios eléctricos y concesionarios mineros, entre otros, sean resueltos mediante arbitraje. El segundo ordena que el juez establezca una caución y pueda levantar una orden de paralización de una obra eléctrica, si la caución se rinde, sin embargo, ello opera sólo para el caso que se hayan interpuesto interdictos posesorios. Se propondrá a este respecto que el arbitraje también tenga lugar en el caso de conflictos entre servidumbres eléctricas y otras concesiones, ello debido a que en la mayoría de los casos se obtienen servidumbres eléctricas voluntarias antes de obtenerse la concesión y no se vislumbra motivo para que no exista arbitraje en caso de conflicto con servidumbres eléctricas, aunque todavía no se haya obtenido la concesión. En el caso de la paralización de obras, la norma discurre sobre la base de ser titular de una concesión eléctrica para impetrar el levantamiento de una orden de paralización cuando en realidad también puede tratarse de una servidumbre eléctrica ya constituida. En la práctica se obtienen servidumbres voluntarias para el proyecto antes de obtener la concesión eléctrica. 4.1.2.2 Despeje de árboles y franja de servidumbres Hay varias fuentes que regulan este tema, algunas contradictorias: 1) La LGSE, art. 57 señala: “El dueño del predio sirviente no podrá hacer plantaciones, construcciones ni
obras de otra naturaleza que perturben el libre ejercicio de las servidumbres establecidas por esta ley, sin perjuicio de lo establecido en el inciso 3º del artículo 54º. Si infringiere esta disposición o sus plantaciones o arboledas crecieren de modo que perturbaren dicho ejercicio, el titular de la servidumbre podrá subsanar la infracción a costa del dueño del suelo”. Por lo tanto, tratándose de instalaciones eléctricas que no se encuentran en bienes nacionales de uso público, esta norma en suma, le impone una obligación al dueño del predio que consiste en una
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abstención: no hacer plantaciones que perturben el libre ejercicio de las servidumbres, con el efecto que el titular de la servidumbre pueda cortar los árboles o vegetación a costa del dueño del predio. Es decir, según esta disposición la obligación de mantener los árboles podados de modo que no perturben el ejercicio de la servidumbre le corresponde al dueño del predio y el costo lo asume también el dueño. Lo anterior tiene sentido desde el momento que se ha pagado una indemnización por el gravamen y limitaciones que representan estas prohibiciones para el propietario.
2) Reglamento de la LGSE (DS 327) Artículo 217. “El trazado de líneas aéreas por bienes nacionales de uso público o por predios particulares, deberá efectuarse de modo que, en lo posible, no se corten o poden los árboles ubicados a lo largo del trazado de la línea. Si no existiere alternativa a la poda o corta de estos árboles, el propietario de las líneas aéreas deberá dar aviso por carta certificada, con diez días de anticipación, a la Dirección de Vialidad o a la Municipalidad, según proceda, y a los propietarios afectados, pactándose las indemnizaciones que correspondan”. En otras palabras, esta norma no distingue entre predios rurales o bienes nacionales de uso público, en ambos casos, los trazados deben efectuarse de modo que en lo posible no se corten los árboles. Si hay que cortarlos hay que dar aviso por carta certificada a la Dirección de Vialidad y la Municipalidad, según proceda y a los propietarios pactándose las indemnizaciones que procedan. Luego, mientras el artículo 57 de la LGSE señala que es obligación del dueño del predio mantener la vegetación y árboles de modo que no perturbe el ejercicio de la servidumbre a su costo, el Reglamento (norma de rango inferior), la contradice al señalar que, en caso que haya de cortarse los árboles o vegetación, el titular de la concesión debe comunicarlo a Vialidad o la Municipalidad, según corresponda, y pagar las indemnizaciones respectivas. Si debe pagar las indemnizaciones respectivas por la corta de la vegetación que perturba el ejercicio de las servidumbres significa que ya no es “acosta del dueño del suelo”, como perentoriamente indica el artículo 57 de la LGSE. Artículo 218. “Los operadores de instalaciones eléctricas deberán incluir en sus programas de mantenimiento la poda o corte de los árboles que puedan afectar la seguridad de sus instalaciones, utilizando técnicas adecuadas para preservar las especies arbóreas. Esta actividad deberá ser comunicada a la Municipalidad respectiva o a la Dirección de Vialidad en su caso, en un plazo no inferior a quince días anteriores a su ejecución”. Esta norma reglamentaria le impone al concesionario la obligación de efectuar la poda o corta de la vegetación que pueda afectar sus instalaciones, debiendo incluirla en sus programadas de mantenimiento. Es decir, el reglamento, contradiciendo la ley, le impone la obligación de corta o poda al concesionario y no al dueño y, de paso, lo obliga a asumir el costo al tener que incluirla en sus planes de mantenimiento. 3) Reglamento de Corrientes Fuertes N° 4.188/1955. Artículo 111. (a) Los árboles que están en la proximidad de líneas aéreas en conductor desnudo deben ser o bien
derribados o bien podados suficientemente para no exponer esas líneas a un peligro. (b) En las líneas del mismo tipo de la categoría B, la distancia entre los conductores y los árboles vecinos
deberá ser tal que no haya peligro de contacto entre dichos árboles y los conductores. En todo caso las
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personas que eventualmente puedan subir a ellos no deberán correr peligro de tener contacto con los conductores por inadvertencia.
(c) En las líneas rurales de la categoría B, la distancia entre los conductores y los árboles vecinos será por lo menos de 5 metros, salvo que la altura de los árboles exija una distancia mayor, en caso de divergencias resolverá la Dirección [SEC].
(d) En las líneas de categoría C, la distancia entre los conductores y los árboles vecinos será igual a la altura de los árboles, pero no inferior a 5 metros.
(e) Se permite la existencia de árboles frutajes debajo de las líneas de las categorías B. o C., siempre que el propietario de dichos árboles los mantenga en forma que su altura no sobrepase 4 metros sobre el suelo.
(f) Los concesionarios podrán retirar de la vecindad de la línea toda vegetación o material que pueda poner en peligro la línea en caso de incendio.
4) A pesar de lo señalado, al final la SEC preferentemente aplica el artículo 139 LGSE que señala: “Es deber
de todo concesionario de servicio público de cualquier naturaleza mantener las instalaciones en buen estado y en condiciones de evitar peligro para las personas o cosas, de acuerdo a las disposiciones reglamentarias correspondientes.
En iguales condiciones de seguridad se deberán encontrar las instalaciones de energía eléctrica de uso privado. Las infracciones a lo dispuesto en los incisos anteriores serán sancionadas con las multas que establezca previamente el reglamento”. Por lo tanto, cuando existe un conflicto en esta materia la SEC hace primar la obligación de los concesionarios de mantener en buen estado sus instalaciones para evitar peligro a las personas o cosas, pero es evidente que se requiere una normalización de las distintas reglas que se han señalado y buscar una solución al problema de la vegetación. Por otro lado, cuando se trata de bienes nacionales de uso público, los que son administrados por las respectivas Municipales del país, la corta o poda debe necesariamente ceñirse a lo que señalan en esta materia las distintas ordenanzas municipales, las cuales contienen normativa diferente. Luego, se requiere de una normativa nacional que se pueda imponer a las instrucciones y ordenanzas municipales que sea consistente y armónica con la regulación eléctrica.
4.1.2.3 Acceso a predios y bienes nacionales de uso público Una vez obtenida la concesión eléctrica y pagadas las servidumbres respectivas, ello no es garantía que se pueda acceder a los predios en los cuales se han impuesto las servidumbres respectivas. Más aún, incluso en los casos que los tribunales hayan puesto en posesión material de los predios al titular de la concesión, se puede repetir el problema del acceso. De acuerdo con la LGSE, artículos 56, el derecho que tiene el titular de la servidumbre para acceder a los predios gravados con servidumbres con inspectores, trabajadores y materiales para efectuar reparaciones, pero este derecho debe ser regulado por el juez si así lo solicita el dueño del predio.
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Por su parte, de acuerdo con el artículo 71 del mismo cuerpo legal, las dificultades o cuestiones posteriores de cualquier naturaleza a que dieren lugar el ejercicio de las servidumbres establecidas en este Título, se tramitarán en juicio sumario en conformidad a las reglas establecidas en el Código de Procedimiento Civil, lo que obviamente puede tardar varios años. Por ello, se propone que se mejore este procedimiento de acceso, siempre que: i) Se haya obtenido la concesión eléctrica, y, ii) se acredite mediante acta de ministro de fe que efectivamente existe una negativa de acceso. En tales circunstancias sea la SEC la que pueda ordenar el acceso administrativamente pudiendo requerir el auxilio de la fuerza pública en caso necesario. Lo anterior, sin perjuicio del reclamo posterior que pueda efectuar el dueño del predio ante los tribunales.
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Anexo 5
Estado del Arte en Materia de Derechos y Deberes de los
Concesionarios
5.1 Descripción de la Institución: Concepto de Concesión y Naturaleza Jurídica En términos generales, una concesión es un acto administrativo, una decisión formal que emite un órgano de la Administración del Estado debidamente facultado para ello que le confiere al titular el derecho a usar preferentemente el bien concedido, construir o explotar obras públicas o bien aprovechar servicios de la administración. Este derecho preferente se otorga en consideración al interés público involucrado en la actividad y con la finalidad de satisfacer necesidades colectivas, fijándole al concesionario las condiciones y regulaciones a las que deberá atenerse en la explotación del servicio concedido. En particular, la concesión eléctrica definitiva se otorga mediante decreto Supremo del Ministerio de Energía y habilita a su titular para constituir servidumbres para realizar en suelo público y privado las obras necesarias para el establecimiento, operación y explotación de las instalaciones de generación, transporte y distribución de energía eléctrica. El principio fundamental es que el Estado es la entidad encargada de satisfacer las necesidades colectivas y proveer los bienes públicos por medio del aparato estatal constituido por los ministerios y los demás órganos que integran la administración del Estado. Sin embargo, como ya es tradición nada impide que el Estado se desprenda de una o más obligaciones de proveer un determinado servicio o bien público y lo entregue a un particular que lo sustituye bajo ciertas condiciones y circunstancias sujeto, empero, a un estatuto jurídico aplicable en cada caso particular. De esta forma, se trata de servicios públicos que son concedidos por el Estado a una empresa privada. Generalmente, se ha empleado este sistema para proveer los servicios básicos tales como el agua y luz eléctrica, entre otros. De aquí surge la distinción que podemos hacer entre servicios públicos en un sentido meramente orgánico y servicio público en un sentido material o funcional, como lo denomina parte de la doctrina. En efecto, constituyen servicios públicos en un sentido orgánico, aquellos que forman parte de la administración del Estado o, simplemente, han sido creados por una ley rigiéndose por un estatuto propio. Por ejemplo, en un caso podría ser el Servicio de Impuestos Internos, y en el otro podría el de la Comisión Nacional de Energía. Ahora bien, servicio público en un sentido material o funcional tiene un alcance más amplio y son aquellas empresas que, sin formar parte del aparato estatal ni haber sido creados por ley, sin embargo prestan un servicio público propiamente tal en cuanto están satisfaciendo una necesidad o interés público en un sentido más amplio que el meramente formal. A veces tal reconocimiento viene entregado directamente por la ley, como por ejemplo, el servicio público de distribución de electricidad a usuarios finales ubicados en su zona de concesión o a usuarios que se conecten a sus instalaciones mediante líneas propias o de terceros, o el de transmisión troncal y subtransmisión, de acuerdo con los incisos primero y tercero, respectivamente, del artículo 7 de la Ley General de Servicios Eléctricos, contenida en el DFL 4/2016 y sus modificaciones posteriores (LGSE). Otras veces, simplemente se tratará de un servicio público no declarado así explícitamente por la ley, pero donde es evidente el carácter de público que se está otorgando, por
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ejemplo en el caso de las carreteras concesionadas a empresas privadas, en virtud de la ley de concesiones de obras públicas que está satisfaciendo un colectivo o público en virtud de una concesión otorgada por el Estado. Con relación a la naturaleza jurídica de la concesión, se puede sostener dos teorías básicas: una que le da el carácter de un acto unilateral del Estado, en virtud del cual se desprende de un determinado servicio, permitiendo que un tercero que reúne ciertas condiciones de idoneidad económica-financiera y técnica, lo asuma y explote a nombre propio bajo su responsabilidad. La empresa privada queda obligada por dicho acto unilateral a ejecutar la prestación de acuerdo con las condiciones y por el plazo que la propia administración fije, en conformidad a la ley. Como contrapartida, la empresa privada explota dicha concesión y obtiene por ello una utilidad, todo lo anterior bajo el control o fiscalización del ente respectivo. En cambio, otra doctrina sostiene que la concesión es un verdadero contrato administrativo porque existe un acuerdo de voluntades entre el Estado y el particular para la prestación por éste último de un servicio público y en el cual consiente el particular, aun cuando la voluntad de la administración tenga una incidencia mayor que la voluntad del privado. Por nuestra parte, nos inclinamos por la idea que la concesión constituye por regla general un contrato, donde nacen derechos y obligaciones para ambas partes, es decir, la administración del Estado y el particular. La afirmación anterior es válida tanto si miramos el contrato como acto genético o como relación jurídica ya constituida. En efecto, el acto genético o constituyente lo genera un acuerdo de voluntades y no la actuación unilateral de uno de ellos. También, si observamos la relación jurídica ya constituida podremos observar que en el iter contractual en sus diversas etapas, ambas partes se comportan como obligadas por un contrato y no como un predominio de uno u otro. Examínense por ejemplo, los reclamos que se dan típicamente en las licitaciones de obras públicas para comprobar este acierto. Ahora bien, como es natural, en general se trata de contratos de tracto sucesivo, es decir, aquellos que se desarrollan y se da cumplimiento en el tiempo. De otro modo, muchos aspectos asociados a la concesión no tendrían sentido. Ello que es muy válido en las concesiones de obras públicas, no lo es tanto o al menos no con la misma fuerza en el caso de las concesiones eléctricas, donde la relación jurídica está invadida por numerosas normas legales, reglamentarias y resoluciones administrativas que, además de la concesión misma, entran a formar parte del estatuto jurídico que los rige. Nótese que en el caso de las obras nuevas del sistema nacional (ex troncal), lo que se adjudica es el derecho a construir y explotar una obra, pero no se adjudica ni se otorga una concesión, es decir, ella puede o no otorgarse en el futuro, dependiendo si el particular logra conseguirla una vez que ha cumplido los requisitos legales. Existe un divorcio entre el derecho a desarrollar y explotar las obras con la concesión misma. Lo anterior no sucede en el caso de las obras públicas, donde lo que se adjudica es un contrato que incluye una concesión para desarrollar y explotar la obra. Por ello el carácter contractual de la concesión presenta sus mayores rasgos en el caso de las concesiones de obras públicas. En tanto que en las concesiones eléctricas, el rasgo de concesión contrato cede ante la figura del acto jurídico unilateral, tanto en lo que respecta al acto constitutivo, como en lo que respecta a la ejecución misma de la concesión eléctrica. Aplicando lo anterior, podemos sostener que la concesión en materia eléctrica es más un acto administrativo unilateral donde existe un obligado y vigilado y un acreedor y vigilante o controlador que es el Estado a través de sus órganos especialmente creados al efecto. Lo dicho no obsta al hecho que la Administración no puede unilateralmente modificar los términos de la concesión desde que su titular
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ostenta un derecho de propiedad sobre la misma protegido constitucionalmente. Importante resulta señalar que la Constitución Política de la República en su artículo 19 N°24, reconoce el derecho de propiedad en sus diversas especies sobre toda clase de bienes corporales e incorporales, por lo que los derechos inherentes a la concesión, que se han incorporado ipso iure al patrimonio del concesionario, no pueden ser despojados ni violentados por la administración, salvo el caso de la expropiación por causa de utilidad pública en los casos y condiciones que la carta fundamental así lo autoriza. Lo anterior es relevante si se considera que una ley posterior al otorgamiento de la concesión no puede legítimamente alterar la relación jurídica ya constituida al momento de otorgarse la concesión. En todo caso, aunque se trate de empresas privadas las que, por regla general, prestan este servicio público, en particular el de la electricidad, no hay duda que la actividad es estrictamente regulada y, por lo mismo, la naturaleza de las normas que la rigen caen en el ámbito del derecho público, lo que trae diversas consecuencias y efectos en materia de interpretación de las normas que los rigen, los principios que deben regir la actividad así como en relación a la fiscalización7.
5.2 Las Concesiones Eléctricas: Clasificaciones Las concesiones eléctricas se pueden clasificar según la actividad o segmento a la que están destinadas en: concesión de generación, concesión de transporte o transmisión y concesión de distribución. Por otra parte, según el carácter transitorio o permanente, se clasifican en: concesiones provisionales o definitivas. A continuación nos referiremos brevemente a cada una de ellas, con el propósito de poner en contexto la actual regulación de las concesiones eléctricas. 5.2.1 Concesiones según su destino 5.2.1.1 Concesiones de generación Como se sabe son aquellas que permiten a su titular “establecer centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica”. En virtud de dicha concesión las empresas productoras de energía eléctrica a través del uso del recurso agua pueden establecer la infraestructura necesaria para dicha producción a través de las centrales respectivas y, construir las obras anexas necesarias para tal fin. Con el objeto de transportar y proveer la energía producida, la ley le reconoce al concesionario el derecho de acceder a las instalaciones de transmisión bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, y con la obvia contraprestación del pago de la remuneración respectiva que la ley le acuerda a los dueños u operadores del sistema de transmisión.
7 Sobre los efectos o consecuencias de ser declarado como servicio público así como en relación a la naturaleza de la
regulación que rige la actividad de transmisión eléctrica, ver: ABARA, Fernando “Alcances Jurídicos Esenciales en la Actividad de Transmisión Eléctrica introducidos por la Ley 19.940” (ley Corta I). Revista de Derecho Administrativo Económico N°12, pag. 165-183 [2004].
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Es curioso que la LGSE no se haya modificado para incorporar a la centrales productoras de energía que usan recursos distintos del agua y, en su lugar, el legislador ha preferido impulsar estatutos distintos. 5.2.1.2 Concesiones de transmisión o transporte de electricidad Este tipo de concesiones está referido a dos aspectos: i) para establecer líneas de transporte de energía eléctrica y ii) para establecer subestaciones eléctricas. Las concesiones de líneas de transporte tienen por objeto permitir al titular de la concesión construir y emplazar líneas de transmisión en terrenos públicos o privados o bienes nacionales de uso público, pudiendo cruzar dichos predios en forma aérea o bien ocupando los terrenos necesarios para emplazar las estructuras necesarias para el soporte de los conductores respectivos. Con ello se permite el transporte de la energía producida hacia los centros de consumo, desde las centrales productoras de energía eléctrica o desde la subestaciones. Por su parte, las concesiones para establecer las subestaciones tienen por objeto emplazar las instalaciones de transformación de la electricidad desde la alta tensión a la que permite su distribución a los usuarios finales. 5.2.1.3 Concesiones de servicio público de distribución Este tipo de concesión otorga a su titular el derecho para “establecer, operar y explotar las instalaciones de servicio público de distribución”. La explotación del servicio debe hacerla dentro de una zona determinada y le da derecho a efectuar el suministro de energía eléctrica a usuarios dentro de dicha zona y a los que, ubicados fuera de ella, se conecten a sus instalaciones mediante líneas propias o de terceros. Cabe destacar que, en este caso, el concesionario tiene la obligación de proveer el servicio de suministro a quien lo solicite, dentro de la zona de concesión, pudiendo percibir, a su turno, la tarifa regulada que la ley le acuerda. Esta obligación fue concebida cuando la única forma en que los usuarios podían obtener suministro de electricidad era desde las centrales de generación, pasando por los sistemas de transmisión y finalmente por los sistemas de distribución. Es decir, cuando los flujos de electricidad eran sólo unidireccionales, desde los generadores hasta los usuarios.
Como se ha descrito en el Anexo 1 hoy en día y los flujos de electricidad son bidireccionales (Generador Usuario), situación que en el futuro se espera se acentuúe y que motiva en parte el mandato de CIGRE Chile a su Comité de Distribución y Generación Distribuida. Por otra parte, lo más diferenciador de esta clase de concesión es que, para ejercer la actividad de distribución contar con la concesión resulta ser de la esencia, porque es necesaria no sólo para “establecer” las líneas de distribución, sino también para operarlas y explotarlas. Lo anterior hace una diferencia fundamental con las concesiones eléctricas anteriormente mencionadas, ya que, en los dos primeros casos, la concesión constituye sólo un título habilitante para poder establecer las líneas de transmisión o las centrales hidroeléctricas, pero en este caso de la distribución es necesaria después de establecida las líneas y subestaciones para poder operarlas y explotar el negocio.
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5.2.2 Concesiones según su carácter transitorio o permanente 5.2.2.1 Concesiones provisionales Las concesiones provisionales, como su nombre lo sugiere, tienen una duración limitada que no puede exceder de dos años y tienen por objeto “permitir el estudio de los proyectos de las obras de aprovechamiento de la concesión definitiva”, tal como reza el artículo 4 inciso primero. Como es natural este tipo de concesiones no establecen derechos permanentes en favor del peticionario ya que su objeto principal es hacer mediciones y recabar valiosa información en terreno para la presentación de una concesión definitiva o, incluso, para la preparación de los estudios ambientales requeridos. Estas concesiones son otorgadas mediante resolución administrativa de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). En la práctica esta clase de concesiones cayeron en desuso por mucho tiempo debido a que los requisitos para obtenerlas eran similares a los exigidos por la LGSE para la obtención de una concesión definitiva. Sin embargo, con la publicación de la ley 20.7018 que mejoró el procedimiento para otorgar concesiones eléctricas, dicha situación cambió. En particular por cuanto, ya no es necesario, hacer estudios detallados en terreno para elaborar el catastro de propietarios, sino que basta con señalar “un trazado y la franja de seguridad adyacente, ambos preliminares, y la ubicación preliminar de las subestaciones, con indicación del área en la que se estimen necesario efectuar los estudios y mediciones, cuyos vértices serán graficados mediante coordenadas UTM…”. Sin embargo, su falta de operatividad se mantiene desde que el artículo 22 de la LGSE reconoce el derecho a solicitar del juez respectivo el “permiso para practicar o hacer practicar en terrenos fiscales, municipales o particulares, las mediciones y estudios…”. Como se comprenderá, recurrir al tribunal para poder acceder a los predios para efectuar tales actividades preparatorias hace ilusoria la ventaja de solicitarla. 5.2.2.2 Concesiones Definitivas De conformidad con el artículo 11 de la LGSE, las concesiones definitivas son otorgadas mediante Decreto Supremo del Ministerio de Energía por Orden del Presidente de la República. Estas concesiones son otorgadas en carácter de indefinidas, es decir, no tienen un plazo de expiración, sin perjuicio de las causales de caducidad. Tanto la ley (artículo 4 LGSE) como el reglamento (artículo 17 Reglamento LGSE) son claros en señalar que no es requisito solicitar una concesión provisional para obtener una concesión definitiva, es decir, se puede solicitar directamente esta última, cumpliendo con los requisitos legales. Una conclusión relevante a señalar es que en Chile las concesiones definitivas para líneas de transmisión son para establecerlas, pero no para operarlas ni explotarlas. Una segunda conclusión relevante es que de acuerdo con el artículo 4 inciso 3° dichas instalaciones pueden construirse y emplazarse sin necesidad de concesión, de ninguna clase, si así lo desea el titular del proyecto, lo que refuerza el carácter instrumental de la concesión de transporte. Obviamente que para ello tendrá
8 Ley 20.701, publicada en el Diario Oficial de fecha 14 de octubre de 2013.
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que obtener por la vía del derecho común o administrativo general las servidumbres prediales o las autorizaciones o permisos necesarios para ello. En efecto, una empresa de transmisión puede construir una línea de transporte sin necesidad de solicitar autorización de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles y sin recurrir al expediente de la concesión. Para ello debe tener el terreno necesario, lo que implica el haber obtenido previamente una servidumbre voluntaria y las demás autorizaciones del caso. Cabe recordar en esta parte que, en conformidad al artículo 52 de la LGSE, quienes están obligados a permitir el uso de sus postes o torres para el establecimiento de otras líneas y el uso de las demás instalaciones necesarias para el paso de la energía eléctrica, son aquellas líneas que su hubieren establecido mediante concesión, es decir, han impuesto servidumbres forzadamente, o bien que usen bienes nacionales de uso público en su trazado. Luego, como se dijo la ventaja de solicitar y obtener concesión consiste en asegurar el trazado de la línea, puesto que de no pedirla, basta que un solo propietario no acceda voluntariamente a entregar su terreno en servidumbre para que no pueda terminarse la línea de transporte, salvo que se pueda hacer alguna variante, lo cual no es siempre posible dadas las características geográficas de nuestro país. Pero, por otro lado, el propietario de la línea que en todo o parte de ella, haga uso de estas servidumbres impuestas tiene, correlativamente, la obligación de soportar el uso por un tercero que desea establecer otra línea, o bien que desea pasar con su electricidad por las líneas preexistentes. A continuación nos detendremos principalmente en la tramitación de las concesiones eléctricas definitivas y, en especial, a las de transmisión de energía eléctrica, que son las que presentan mayores complejidades.
5.3 Procedimiento de obtención de concesiones eléctricas definitivas y servidumbres
Como ya se indicó el procedimiento para obtener las concesiones eléctricas definitivas fue modificado substancialmente durante el año 2013 por la ley 20.701. A continuación damos cuenta de los aspectos principales de su tramitación. 5.3.1 Tramitación de las concesiones (1) La tramitación de la concesión definitiva comienza con la solicitud, la que deberá cumplir con lo
expresado en el artículo 25 de la LGSE. (2) La SEC tiene un plazo de 15 días hábiles para verificar el cumplimiento de los requisitos legales y
reglamentarios. Si cumple los requisitos, declara admisible la solicitud. De lo contrario, emite las observaciones pertinentes, las que deben solucionarse dentro de un plazo de 15 días, prorrogables por otros 7 días. Si son resueltas, se declara admisible, de lo contrario se da por terminado el procedimiento.
(3) Declarada la admisibilidad, dentro de los 15 días siguientes, un extracto de la solicitud debe ser publicado por tres veces consecutivas en un diario de circulación nacional y tres veces en un diario de circulación regional. Adicionalmente, dentro del mismo plazo, debe hacerse difusión de la concesión por medio de 7 mensajes radiales, el último de los cuales debe difundirse al menos un día antes de la última publicación. Las radioemisoras deben tener cobertura en las capitales de aquellas provincias que afecten la concesión. (artículo 27 bis LGSE).
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(4) El solicitante debe acompañar las certificaciones en que consten las difusiones radiales emitidas y las publicaciones respectivas, dentro del plazo de 15 días, contados desde el vencimiento del plazo para efectuar las publicaciones y difusiones radiales. (artículo 37, inciso 4° del Reglamento de la LGSE).
(5) Dentro de un plazo de 30 días contados desde la última publicación los interesados (no propietarios) pueden hacer sus observaciones, fundados en errónea identificación del predio o del dueño, o en que la franja de servidumbre está afectando predios no declarados o en el no cumplimiento de otras formalidades.
(6) Una vez declaradas admisible la solicitud de concesión, los planos especiales de servidumbre serán puestos en conocimiento de los dueños de las propiedades afectadas, mediante notificación judicial o notarial.(artículo 27 LGSE).
(7) Notificados los dueños de dichas propiedades, tienen un plazo de 30 días para presentar oposiciones ante SEC, basados en las circunstancias de los artículos 53 (cuando existen otras líneas eléctricas en el mismo predio, puede exigir que se aprovechen las existentes) y 54 (cuando las líneas pasan por edificios, patios, huertos, jardines), ambos de la LGSE.
(8) Formulado los reclamos por los afectados, dueños o interesados, la Superintendencia los pondrá en conocimiento del solicitante dentro de los 5 días siguientes, para que los conteste en un plazo máximo (fatal) de 30 días. (Artículo 20 LGSE).
(9) Cualquier reclamo presentado fuera de plazo o que no se funde en las causales legales señaladas, deben ser rechazadas de plano por la SEC.
(10) La SEC emite su informe dentro de un plazo de 60 días contados desde el vencimiento del plazo para contestar todas las observaciones y oposiciones, o desde el vencimiento del plazo para presentarlas si no se hubiere presentado, o desde la constancia de haberse constituido servidumbres voluntarias respecto de todos los propietarios que no hubieren sido notificados, según corresponda. En la práctica SEC, se pronuncia derechamente sobre las oposiciones y observaciones interpuestas por los afectados al momento de informar favorablemente el Decreto de Concesión y se entiende que éstas son rechazadas absolutamente desde el momento que se dicta el Decreto de Concesión Definitiva.
(11) El Ministro de Energía, emite el decreto dentro de un plazo de 15 días contado desde la recepción del informe de SEC
(12) Este decreto fundado de otorgamiento deberá ser publicado en el Diario Oficial y posteriormente reducido a escritura pública por el solicitante antes de 30 días contados desde su publicación en el Diario Oficial, bajo sanción de caducidad.
(13) Por último, debe enviarse copia a la SEC, dentro del plazo de 15 días a contar de su reducción a escritura pública.
Una vez obtenida una concesión eléctrica, aunque se trate de una concesión de plazo indefinido, ésta puede caducar. La caducidad de las concesiones está regulada en el artículo 39 de la LGSE, que señala: “las concesiones de servicio eléctrico caducarán, antes de entrar en explotación: (1) Si el concesionario no redujere a escritura pública el decreto de concesión dentro del plazo establecido
en el inciso tercero del artículo 29; (2) Si no se iniciaren los trabajos dentro de los plazos señalados y no mediare fuerza mayor o caso fortuito u
otra causal grave y calificada que exima de responsabilidad al concesionario, la que deberá ser fundada por la Superintendencia, y
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(3) Si no se hubiesen ejecutado por lo menos los dos tercios de las obras dentro de los plazos establecidos y no mediare fuerza mayor o caso fortuito u otra causal grave y calificada que exima de responsabilidad al concesionario, la que deberá ser fundada por la Superintendencia.
La caducidad será declara por el Presidente de la República mediante decreto supremo fundado. En decreto supremo que rechace la solicitud de caducidad será expedido por el Ministro de Energía bajo la fórmula por orden del Presidente de la República”. Adicionalmente, en temas de caducidad, existe otro caso en que se puede entender caducado no ya la concesión en sí misma, pero sí el derecho a imponer las servidumbres, lo que no es equivalente. En efecto, el artículo 62 de la LGSE expresa que dentro de los seis meses siguientes a la fecha de reducción a escritura pública del decreto de concesión, se deben iniciar las acciones para hacer efectivas las servidumbres, so pena de caducidad del derecho otorgado para imponerlas. Lo anterior vuelve a darnos la señal que la concesión es el instrumento habilitante, como ya hemos señalado, para imponer servidumbres y no para la explotación del negocio propiamente tal, sin embargo obtener la concesión aun cuando no se impongan las servidumbres tiene alguna importancia, como se verá. Sin embargo, en el caso de las concesiones de distribución, éstas pueden ser declaradas caducadas incluso en la etapa de explotación de las instalaciones, en caso que la calidad de servicio no corresponde a las exigencias legales y reglamentarias y en el caso que el titular transfiera esta clase de concesión sin la autorización de la Superintendencia. (Artículos 41 y 47 de la LGSE). En los casos de caducidad de las concesiones de servicio público de distribución, se procede a la licitación de los bienes afectos a ella y del valor de adjudicación se deducen los gastos asociados y el saldo, si lo hubiere, se le entrega a la empresa cuya concesión fue caducada, salvo que existan otros acreedores, en cuyo caso el saldo se deposita en la cuenta corriente del tribunal y se pagarán según las reglas generales. 5.3.2 Trámites posteriores para imponer las servidumbres prediales
Deberá tenerse presente que las servidumbres se establecerán de acuerdo a los planos especiales de servidumbre que se han aprobado y que son los que se han acompañado con la solicitud de concesión a la Superintendencia. Recordamos que las concesiones de líneas de transporte crean en favor del concesionario las servidumbres:
• Para tender líneas aéreas o subterráneas a través de propiedades ajenas;
• 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;
• Para ocupar y cerrar los terrenos necesarios para las subestaciones eléctricas, incluyendo las habitaciones para el personal de vigilancia.
Por su parte el dueño del predio sirviente tendrá derecho a que se le pague:
• El valor de todo terreno ocupado por los postes y las torres de las líneas, por las zanjas de las líneas subterráneas, por los edificios y por los caminos de acceso, según los planos de servidumbres;
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• El valor de los perjuicios ocasionados durante la construcción de las obras o como consecuencia de ellas o del ejercicio de las servidumbres. Igualmente el valor de los perjuicios que causan las líneas aéreas;
• Una indemnización por el tránsito que el concesionario tiene derecho a hacer para los efectos de la custodia, conservación y reparación de las líneas. Esta indemnización no podrá ser superior al valor de una faja de terreno de dos metros de ancho, en la parte del predio ocupado por las líneas.
Si al constituirse una servidumbre quedaren terrenos inutilizados para su natural aprovechamiento, el concesionario estará obligado a extender la servidumbre a todos estos terrenos. (Artículo 69 LGSE). De acuerdo con el artículo 62 de la LGSE, las gestiones para hacer efectivas las servidumbres deberán iniciarse en cada caso dentro de los seis meses siguientes a la fecha de reducción a escritura pública del decreto de concesión definitiva que hubiere aprobado los planos correspondientes, so pena de caducidad del derecho otorgado para imponer la servidumbre9. Lo anterior es sin perjuicio que las servidumbres puedan constituirse voluntariamente con anterioridad. Si no se produjere acuerdo entre el interesado y el dueño de los terrenos sobre el valor de éstos, corresponde iniciar los trámites para imponer las servidumbres forzadamente. Este proceso tiene una parte administrativa y otra judicial. 5.3.2.1 Etapa administrativa (1) Registro
• Se llevará un Registro electrónico con las personas interesadas en integrar las Comisiones Tasadoras.
(2) Exigencias
• No haber sido condenado por pena aflictiva, sin conflicto de intereses: señalar los vínculos profesionales y/o laborales en el último año con empresas del sector eléctrico, título profesional o técnico, acreditar experiencia mínima de 3 años en avalúo de bienes raíces urbanos o rurales. Los dos primeros requisitos deben acreditarse anualmente.
9 En fallo pronunciado por la Corte de Apelaciones de San Miguel en el año 1984, en una causa en la cual se solicitaba
la caducidad de una servidumbre por no haberse constituido dentro de los plazos señalados en el artículo 61 del DFL
Nº 1, se hizo una interpretación diferente. La sentencia señala en su parte fundamental, que las servidumbres legales
para tender líneas aéreas a través de los predios necesarios para establecer, operar y explotar una concesión
eléctrica definitiva a que se refiere el decreto con fuerza de ley N° 1, del Ministerio de Minería, del año 1982, ley
general de servicios eléctricos, quedan constituidas por el solo hecho de cursarse, publicarse y reducirse a escritura
pública el decreto supremo respectivo. Al celebrarse un convenio entre la empresa concesionaria y el propietario del
predio, fijando la indemnización a pagar por la constitución de la referida servidumbre, las gestiones para hacerla
efectiva quedan consumadas y por lo tanto, mal podría incurrir el concesionario en una causal de caducidad del
derecho que se le otorgó. Las concesiones definitivas para establecer servicios eléctricos caducan sólo cuando lo
declara la misma autoridad administrativa que las otorgó y mediante un decreto fundado. Las servidumbres se
encuentran entre aquellos títulos que pueden inscribirse y no entre los que deben inscribirse. Por este motivo la
ausencia de inscripción es un hecho intrascendente.
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(3) Prohibiciones
• No pueden integrar las comisiones cuando existe vínculo laboral o de prestación de servicios con los dueños de los predios sirvientes.
(4) Nombramiento
• Por sorteo público y transparente, tres titulares y tres suplentes.
• Solicitud: se presenta ante SEC. (5) Honorarios
• 20 UF más 1 UF por cada 500 metros. (6) Momento para solicitarla
• Tan pronto vence el plazo para contestar oposiciones u observaciones del último notificado. Se puede solicitar más de una.
(7) Programa de trabajo
• Se reúnen en el plazo que fije SEC y fija los días y hora en que la comisión deberá reunirse. (8) Plazo para informe
• 20 días desde última visita a terreno y comunicarlo a SEC, prorrogable por resolución fundada de SEC, y sólo a petición de la propia comisión.
5.3.2.2. Etapa Judicial
(1) Naturaleza jurídica del procedimiento
• De acuerdo con la doctrina se trata de un procedimiento voluntario, aunque la jurisprudencia es oscilante.
(2) Procedimiento judicial de toma de posesión material
• Valor fijado por el informe se consigna en la cuenta corriente del tribunal incrementado en 20%.
• Comprobante de pago o de consignación, más decreto de concesión, servirá para que el juez lo ponga en posesión material del terreno “sin más trámite”, no obstante, cualquier reclamación pendiente. Esta expresión implica una mejora respecto de la situación anterior y reafirma el carácter de trámite no contencioso de este procedimiento judicial. Esta fue una importante modificación de la ley 20.701 puesto que resolvió en forma expresa lo que la doctrina venía señalando, esto es, que se trataba de una gestión no contenciosa en esta etapa.
La regulación de detalle del trabajo, integración y funcionamiento de la Comisiones Tasadoras, se encuentra en el DS N°113, de fecha 3 de abril de 2007, publicado en el Diario Oficial del 24 de agosto del mismo año, modificado por el Decreto Supremo N° 52, del Ministerio de Energía, publicado en el Diario Oficial de fecha 4 de septiembre de 2014.10
10 “Artículo 9º. Constitución y funcionamiento de la comisión tasadora.
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(3) Reclamo judicial del informe de tasación
• Evacuado el informe de tasación, los concesionarios o los dueños de las propiedades afectadas, podrán reclamar dentro del plazo de 30 días, a contar desde la fecha de su notificación, del avalúo practicado por la Comisión Tasadora. Desde este momento las cuestiones que se susciten se ventilarán de acuerdo con las reglas establecidas en el Título XI del Libro III del Código de Procedimiento Civil, es decir, según las reglas del procedimiento sumario.
• Todas las dificultades o cuestiones posteriores de cualquier naturaleza a que dieren lugar las servidumbres establecidas en este Título, 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.
• La apelación de la sentencia definitiva en estos juicios se concederá sólo en el efecto devolutivo, vale decir, su interposición no suspende el cumplimiento de la sentencia.
(4) Continuidad de la toma de posesión material
• Sin perjuicio de la existencia de cualquier reclamación pendiente, sea del concesionario o del dueño del predio, la exhibición del comprobante de pago o de la consignación del valor fijado por la
Una vez designados los integrantes de la comisión tasadora y habiendo éstos aceptado tal designación, la comisión tasadora deberá constituirse en el plazo que al efecto fije la Superintendencia, la que asimismo determinará los días y hora en que la comisión tasadora deba reunirse, bajo el apercibimiento de una multa de una Unidad Tributaria Mensual, en adelante UTM, en caso de inasistencia y respecto de cada uno de los inasistentes. En la primera reunión, la comisión tasadora designará a su presidente de entre sus integrantes y establecerá su programa de trabajo, el que se comunicará por escrito a la Superintendencia dentro de los cinco días siguientes. Dicho programa incluirá, a lo menos, las fechas y horas de las reuniones a realizarse y el calendario de visitas a los predios, las que en ningún caso podrán realizarse antes de 72 horas de la presentación por escrito del programa de trabajo a la Superintendencia. Aprobado el programa de trabajo por la Superintendencia, el presidente de la comisión tasadora lo pondrá en conocimiento del concesionario o del solicitante de la concesión, así como de los dueños de los predios, por medio de carta certificada. La comisión tasadora adoptará sus acuerdos por simple mayoría y las actuaciones de mero trámite podrán ser realizadas por su presidente. Dentro del plazo de veinte días, contado desde la última visita a terreno, según el programa aprobado por la Superintendencia, la comisión tasadora deberá evacuar el informe a que se refiere el artículo 64º de la Ley. En caso que dicho informe no se evacue dentro de ese plazo, se aplicará a cada uno de los integrantes de la comisión que hayan provocado el retraso, una multa de diez UTM. Sin perjuicio de las multas que correspondan, en caso que la comisión tasadora no entregue su informe dentro del plazo antes indicado, el concesionario o el solicitante de la concesión, así como del dueño de los predios, podrán solicitar al Superintendente la designación de una nueva comisión, quien previo a resolver dará traslado a la comisión para que informe lo que corresponda dentro del plazo de tres días”. “Artículo 10º. Entrega del informe de la comisión tasadora Una vez practicado el avalúo por la comisión tasadora, ésta hará entrega del informe a que se refiere el artículo 64º de la Ley a la Superintendencia, la que lo pondrá en conocimiento de los concesionarios y de los dueños de los inmuebles afectados, mediante carta certificada. De no existir servicio de correos que permita la entrega de la tasación mediante carta certificada, el concesionario podrá encomendar la notificación de la tasación a un notario público del lugar, quien además certificará el hecho de no existir el mencionado servicio. En caso de no poder practicarse la notificación por carta certificada, la Superintendencia ordenará al concesionario que notifique el avalúo a través de los medios de notificación establecidos en el artículo 27º de la ley".
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Comisión Tasadora servirá al concesionario para obtener del Juez de Letras respectivo que lo ponga, sin más trámite, en posesión material de los terrenos. Artículo 67 LGSE.
5.4 Ventajas de Obtener una Concesión Eléctrica vs Servidumbres Voluntarias Corresponde ahora analizar las ventajas que tiene obtener una concesión eléctrica si ya se dispone de una servidumbre voluntaria sobre el terreno y por la inversa cuales son las desventajas de solo tener la servidumbre voluntaria inscrita en el CBR, respecto de la servidumbre impuesta por vía procedimiento concesional. Debe tenerse presente, como ya se explicó, que la concesión eléctrica para la actividad de transmisión habilita a su titular a imponer servidumbres por la vía forzada, luego de seguir con el procedimiento que hemos descrito en este informe. Lo normal, es que no se tenga dos títulos de servidumbres sobre un mismo terreno y para un mismo objeto. Por lo tanto, si ya tengo una servidumbre voluntaria, la concesión eléctrica pierde su principal sentido que es poder imponer servidumbres cuando no se llega a un acuerdo voluntario con los involucrados afectados. Es por ello que la LGSE exige, en su artículo 25, letra h) que se adjunten a la solicitud de concesión las escrituras de servidumbres firmadas con los propietarios. Lo que desea evitar el legislador es que, el titular del proyecto tenga doble título de servidumbre, esa ha sido la doctrina de la SEC. Sin embargo, al obtener la concesión eléctrica, se puede ejercer o no ejercer la facultad de imponer la servidumbre, no es una obligación, pero de no ejercerse, transcurridos seis meses desde la reducción a escritura pública del decreto de concesión definitiva que se hubiere aprobado, se produce la “caducidad del derecho otorgado para imponer la servidumbre”. Nótese que la norma señalada se refiere a la caducidad para imponer la servidumbre y no a la caducidad de la concesión definitiva. Esta última caducidad está tratada en el artículo 39 de la LGSE, y sus causales sólo aplican “antes de entrar en explotación”, como se explicó anteriormente. En otras palabras, una vez en servicio las obras no existe la posibilidad de caducar estas concesiones, salvo el caso de las concesiones de servicio público de distribución que pueden ser caducadas en la etapa de explotación, en particular cuando no se cumple con la calidad de servicio como hemos señalado. De lo dicho se desprende que legalmente se puede tener una concesión eléctrica definitiva válida y vigente, sin que se haya utilizado para imponer una servidumbre determinada. Ello pasa por la decisión del titular de utilizar la vía contractual voluntaria para constituir la servidumbre y no el decreto concesional, el cual en todo caso se tramita, obtiene y utiliza precisamente con los casos en que no se tiene un acuerdo voluntario. Ese es un escenario posible y que se da en la práctica habitual. Sin embargo, habrá de tenerse presente también que, para salvar la situación anterior, en la matriz de las escrituras de servidumbres voluntarias, igualmente se hace referencia y se invoca la LGSE para que se entienda que la servidumbre, si bien constituida voluntariamente, también se encuentra regida por la LGSE, con todo lo que ello implica. Sin perjuicio de lo señalado, es difícil pensar que por el sólo hecho de incorporar esa cláusula todo lo que diga relación con la calidad de concesionario que la ley exige para ciertas materias, vaya a significar que se ostenta esa calidad para que la norma respectiva tenga aplicación.
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Entonces, debemos dilucidar qué ventajas representa para su titular obtener la concesión eléctrica, incluyendo en el listado de propietarios para imponerle servidumbres, respecto de predios que ya se tiene servidumbre voluntaria. (1) Financiamiento de proyectos.
• Para efectos de obtener financiamiento es mejor tener la concesión eléctrica, por cuanto le da mayor seguridad a la entidad financiera respecto de que el activo se encuentra legalmente protegido.
(2) Amparo de la autoridad administrativa.
• Permite al titular de la concesión obtener el amparo de la autoridad frente a un incumplimiento de un propietario respecto de las obligaciones contraídas, en especial para efectos de mantenimiento, mediante el otorgamiento del auxilio de la fuerza pública, sea para la construcción de las obras, ampliaciones y reparaciones que requiera el sistema o el para mantenimiento de la infraestructura, en casos graves y calificados.
En efecto, el artículo 3 N° 22 de la Ley 18.410, Orgánica de la SEC, señala en sus facultades la de “Adoptar, transitoriamente, las medidas que estime necesarias para la seguridad del público y el resguardo del derecho de los concesionarios y consumidores de energía eléctrica, de gas y de combustibles líquidos, pudiendo requerir de la autoridad administrativa, el auxilio de la fuerza pública”. Si se ha obtenido una concesión eléctrica y no se ha incluido un propietario en particular porque se tiene la servidumbre voluntaria, en realidad igualmente podría recurrirse a SEC para que otorgue el auxilio de la fuerza pública invocando la calidad de concesionario. Sin embargo, dicho propietario podría defenderse fundado en que, respecto de él, la SEC no puede ejercer esa facultad puesto que su servidumbre no fue constituida con el imperio de la ley eléctrica, por lo que el propietario en dicho caso el titular del proyecto sólo podría recurrir a la justicia ordinaria, por ejemplo, para ingresar a un predio para hacer el mantenimiento.
(3) Resolución de conflictos.
• Permite al concesionario que ha entrado en conflicto con otros derechos sobre el terreno, solicitar el arbitraje forzoso que contempla el nuevo artículo 31 bis, introducido por la ley 20.701 de 2013, lo que no ocurre cuando sólo se tiene servidumbre voluntaria.
(4) Evita paralizaciones de las obras
• De acuerdo con el artículo 34 bis de la LGSE, cuando en un juicio posesorio el juez ordene la suspensión o paralización de las obras que se lleven a cabo en virtud de una concesión eléctrica, se suspenderán los efectos de dicha orden si el concesionario consigna una caución para responder de la demolición de las obras o de los perjuicios, en caso de condena. Con ello se elimina el riesgo de especulación.
(5) Uso de bienes nacionales de uso público.
• Puede usar bienes nacionales de uso público, sin necesidad de pagar derechos municipales ni obtener su autorización, lo que no puede hacer si no se es concesionario.
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(6) Leyes que requieren la calidad de concesionario.
• Tratándose de leyes que exigen la calidad de concesionario para solicitar autorizaciones o permisos especiales, se entiende que se cuenta con dicha calidad para el sólo efecto de iniciar los trámites que correspondan a dichas autorizaciones y permisos. Artículo 25, inciso quinto, LGSE. Ejemplo: la Ley de Bosque Nativo, se requiere ser concesionario para los efectos de solicitar el permiso excepcional de corta de las especies protegidas.
(7) Otras ventajas
• Entrega el instrumento indispensable para obtener legítimamente el uso del suelo a un justo precio.
• Evita traspasos de riqueza sin causa justificada en perjuicio del cliente final.
• Facilita la solución de conflictos con los propietarios de los predios afectados.
• Disminuyen los riesgos de los proyectos por lo que aumenta el interés de nuevos entrantes y la competencia en el segmento de transmisión.
• Baja el costo de la energía, debido a que evita las congestiones y permite a los generadores llegar a los centros de consumo a precios más económicos.
• Permite que las ERNC y los PMDG se conecten a un sistema preparado y en forma oportuna. Como es natural, de contar sólo con una servidumbre voluntaria, se podrán ejercer los derechos y facultades pactados con el propietario, pero podría cuestionarse el uso respecto de ese propietario de las ventajas que representa la concesión eléctrica que hemos señalado.
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CIGRE – Chile WG C6 Sistemas de Distribución y Recursos Dispersos
Recomendaciones de Cambios Regulatorios en la Distribución de Electricidad en Chile
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