Dictamen N° 20-2013 Discrepancia de Pattern Chile Development Holding SpA en contra de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC, en relación con el régimen de acceso abierto en sistemas de transmisión adicional.

Santiago, 10 de febrero de 2014

INDICE

1

ORIGEN DE LAS DISCREPANCIAS ...................................................................... 3

1.1

Presentaciones ................................................................................................ 3

1.2

Documentos acompañados ............................................................................... 3

1.3

Admisibilidad................................................................................................... 3

1.4

Inhabilidades aplicables a integrantes del Panel de Expertos ................................. 4

1.5

Programa de trabajo ........................................................................................ 4

2

CONTEXTO LEGAL Y ADMINISTRATIVO DE LA DISCREPANCIA ............................... 4

3

ESTUDIO DE LA DISCREPANCIA, FUNDAMENTO Y DICTAMEN ................................ 5

3.1

Presentación de Pattern .................................................................................... 5

3.2

Presentación de la DP del CDEC-SIC ................................................................ 15

3.3

Presentación de AES Gener ............................................................................. 20

3.4

Presentación de Endesa .................................................................................. 22

3.5

Presentación de Eólica Taltal ........................................................................... 26

3.6

Alternativas .................................................................................................. 30

3.7

Análisis ........................................................................................................ 31

3.8

Dictamen ...................................................................................................... 34

3.9

Voto de minoría del integrante Pablo Serra Banfi. .............................................. 34

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DICTAMEN Nº 20 – 2013

1

ORIGEN DE LAS DISCREPANCIAS

1.1

Presentaciones

Con fecha 30 de diciembre de 2013, la empresa Pattern Chile Development Holding SpA ingresó ante el Panel de Expertos la presentación de una discrepancia contra de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC, en relación con el régimen de acceso abierto en sistemas de transmisión adicional. 1.2

Documentos acompañados

El Panel de Expertos ha tenido a la vista y estudiado, entre otros, los antecedentes que se indican a continuación: a)

Presentación de Pattern Chile Development Holding S., en adelante también Pattern, de fecha 30 de diciembre de 2013.

b)

Presentación de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC, en adelante e indistintamente, la DP, de fecha 14 de enero de 2013.

c)

Presentación de AES Gener S.A., en adelante también AES Gener, de fecha 14 de enero de 2014, en calidad de interesada.

d)

Presentación conjunta de Empresa Nacional de Electricidad S.A. y Empresa Eléctrica Pehuenche S.A., en adelante Endesa, de fecha 14 de enero de 2014, en calidad de interesadas.

e)

Presentación de la empresa Parque Eólico Taltal S.A., en adelante Eólica Taltal, de fecha 14 de enero de 2014, en calidad de interesada.

f)

La lista completa de documentos que integra el expediente se encuentra en el sitio de dominio electrónico del Panel de Expertos.

1.3

Admisibilidad

De conformidad al artículo 210°, letra b) de la LGSE, el Secretario Abogado del Panel de Expertos realizó el examen de admisibilidad formal de la discrepancia, en relación al cumplimiento de los plazos y de la correspondencia de la presentación con el repertorio de materias indicadas en el artículo 208° de la LGSE. El Panel conoció dicho informe y, por unanimidad, aceptó a tramitación la discrepancia bajo el número D20-2013, con la denominación “Discrepancia de Pattern Chile Development Holding SpA en contra de la

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Dirección de Peajes del CDEC-SIC, en relación con el régimen de acceso abierto en sistemas de transmisión adicional”, emitiendo su declaración de admisibilidad el 6 de enero de 2014. 1.4

Inhabilidades aplicables a integrantes del Panel de Expertos

No se constataron inhabilidades de algún integrante del Panel de Expertos. 1.5

Programa de trabajo

Se dio cumplimiento por el Panel a lo dispuesto en el artículo 211°, inciso segundo, de la LGSE, al convocarse en el plazo legal a la Sesión Especial Nº 1, en la que se acordó, entre otras materias, el programa inicial de trabajo sin perjuicio de las actuaciones que posteriormente se estimasen necesarias. El Panel ha dado cumplimiento al programa de trabajo acordado según se detalla a continuación: -

-

Se comunicó oportunamente la presentación de la discrepancia a la Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en su condición de interesados, según el artículo 211° de la LGSE. Se publicó, por medio electrónico, la fecha de la Audiencia Pública y la Pauta de la misma. Se efectuó la Audiencia Pública el día 10 de enero de 2014, a las 10.00 horas, cuyo desarrollo consta en el acta correspondiente.

Se celebraron 9 sesiones especiales para discutir y decidir las materias de las discrepancias.

2

CONTEXTO LEGAL Y ADMINISTRATIVO DE LA DISCREPANCIA

La empresa Pattern Chile Development Holding SpA plantea una discrepancia con la Dirección de Peajes del CDEC-SIC en relación con la capacidad técnica de la línea de transmisión adicional Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV. El marco normativo aplicable a los sistemas de transmisión adicional se contiene en la Ley General de Servicios Eléctricos. Así, según el artículo 73º de la LGSE, en cada sistema de transmisión se distinguen instalaciones del “sistema de transmisión troncal”, del “sistema de subtransmisión” y del “sistema de transmisión adicional”. El artículo 76º de la LGSE define los sistemas de transmisión adicional de la siguiente forma: “Los sistemas de transmisión adicional estarán constituidos por las instalaciones de transmisión que, encontrándose interconectadas al sistema eléctrico respectivo, están destinadas esencial y principalmente al suministro de energía eléctrica a usuarios no sometidos a regulación de precios, y por aquellas cuyo objeto principal es permitir a los generadores inyectar su producción al sistema eléctrico, sin que

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formen parte del subtransmisión”.

sistema

de

transmisión

troncal

ni

de

los

sistemas

de

De acuerdo al artículo 77° de la Ley, en los sistemas de transmisión adicional sólo estarán sometidas al régimen de acceso abierto aquellas líneas que hagan uso de las servidumbres obtenidas en virtud de concesión de línea de transporte conforme al artículo 51°, y las que usen en su trazado bienes nacionales de uso público (verbigracia: calles y vías públicas). Agrega el citado artículo que el transporte por estos sistemas se regirá por contratos privados entre partes y conforme a lo dispuesto en las disposiciones legales pertinentes y, en su inciso final, dispone que sus propietarios no pueden negar el acceso a un interesado cuando haya capacidad técnica de transmisión determinada por el CDEC, independientemente de la capacidad contratada. A su vez, el artículo 113º de la LGSE reitera que el transporte por sistemas adicionales se rige por contratos de transporte entre los usuarios y los propietarios de los sistemas de transmisión. Finalmente, la Ley prevé en el artículo 208°, N° 10 que las discrepancias que surjan en la aplicación del régimen de acceso abierto en las líneas de los sistemas adicionales, señalados en el inciso segundo del artículo 77º, es una materia que puede someterse a este Panel.

3

ESTUDIO DE LA DISCREPANCIA, FUNDAMENTO Y DICTAMEN

3.1

Presentación de Pattern

Según la recurrente, la Dirección de Peajes del CDEC-SIC habría cometido errores en la determinación de la capacidad técnica disponible en la línea de transmisión 2x220 kV Paposo-Diego de Almagro lo que sustenta en los siguientes fundamentos: 1. La redacción de la carta DP N° 0999/2013, en la que la DP informa su cálculo, puede dar lugar a interpretaciones erróneas. Pattern afirma que en la carta mencionada, dicha Dirección señala que “no existiría capacidad disponible” (en la línea Diego de Almagro-Paposo) agregando que “Cabe tener presente que el resultado antes indicado es sin perjuicio de la instalación de automatismos sobre las nuevas instalaciones que permitirían transferir potencias mayores a las señaladas (…)”. Argumenta la discrepante que lo anterior es equivalente a afirmar que se deja a salvo la instalación de automatismos sobre las nuevas instalaciones que permitirían transferir potencias mayores a las señaladas. Agrega Pattern que si bien el texto le parece suficientemente claro, su experiencia aconseja que estas materias sean establecidas con la mayor certeza posible, especialmente para el momento de negociar los contratos que materialicen el acceso abierto a la línea Diego de Almagro-Paposo, por lo que considera necesario que sea el Panel de Expertos el que declare, tal como lo hizo en el dictamen

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11/2011, que, para este caso, la capacidad puede aumentarse mediante la instalación de automatismos a las inyecciones sin superar los límites de transmisión correspondientes. Afirma Pattern que los aspectos imprecisos o ambiguos en la determinación de capacidad de transmisión efectuada por la DP en la carta DP N° 0999/2013, acentuados por lo señalado en la Carta DP N° 01093/2013, ya han sido resueltos en el pasado y cita el mencionado Dictamen 11/2011 del Panel de Expertos, que estableció respecto a la aplicación del Criterio N-1 en líneas pertenecientes al sistema de transmisión adicional lo siguiente: “Las capacidades de las líneas mencionadas han sido calculadas por el CDEC-SIC en condición N1 y, según advierte el referido organismo, dicha capacidad puede aumentarse mediante la instalación de automatismos a las inyecciones sin superar los límites de transmisión correspondientes. Consecuentemente el Panel, constata que existe capacidad técnica, si bien restringida con las instalaciones actuales, tanto en la línea La Confluencia–La Higuera 2x154 kV como en la línea La Higuera–Tinguiririca 2x154 kV. Dicha capacidad podría ampliarse -hasta permitir la inyección de la generación completa de las centrales San Andrés y El Paso- mediante la instalación de EDAG en las centrales de las recurrentes. Esta alternativa es señalada por el CDEC-SIC y ambas partes coinciden en mencionarla en sus presentaciones”. 2. La DP habría efectuado una errónea o imprecisa determinación del Límite de Transmisión. Pattern aduce que, según lo expuesto en el numeral anterior, la DP reconocería que existe la posibilidad de transferir potencias mayores a la señalada en la carta DP N° 0999/2013 y confirmada en la carta DP N° 01093/2013. Agrega la discrepante que no obstante lo anterior, ni la instalación de automatismos sobre las nuevas instalaciones (ni cualquiera de las demás opciones que entrega la DP del CDEC-SIC en dichas cartas para aumentar la capacidad disponible) es capaz de aumentar la capacidad límite de una línea de transmisión. En consecuencia, concluye Pattern, lo que debe entenderse de lo señalado por la DP, es que la instalación de automatismos o las otras soluciones propuestas permiten transferir mayores potencias, porque, siendo la línea Diego de Almagro-Paposo, una línea cuya configuración corresponde a 2x285 MVA, la capacidad límite de dichas líneas es la suma de sus dos circuitos y no la de un circuito en particular, no obstante que la transferencia de potencia se vea limitada por la máxima transferencia o límite de capacidad frente a ciertas contingencias. En consecuencia, indica Pattern, si se instala un EDAG para enfrentar contingencias conforme a un Criterio N-1 que desconecte 285 MVA, el límite de transmisión sería de 570 MVA consistente con la capacidad límite de las líneas en condiciones N (570 MVA) y la capacidad límite en condiciones N-1. Sin embargo, agrega la discrepante, la DP en su carta DP N° 0999/2013 no determinó la capacidad técnica disponible para dicha línea en este escenario, por lo que su determinación es errónea, o al menos incompleta o imprecisa. 3. La determinación de la capacidad técnica disponible efectuada por la DP no se ajustaría a la normativa vigente.

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Pattern afirma que en la determinación de capacidad técnica disponible, la DP utilizó criterios que en su opinión son discutibles, a saber, tomó en consideración inyecciones futuras y no efectivas. Señala la recurrente que aún si esos criterios fuesen aplicables, la DP falló en su determinación de capacidad técnica disponible al no aplicar otros criterios que son objetivos y en consecuencia no discutibles. La discrepante asevera que la DP no tomó en cuenta lo dispuesto en los artículos 5-6 y 5-7 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente (Resolución Exenta N° 442/2010), cuyo texto es: Artículo 5-6. La operación del SI deberá ser tal que permita conservar los márgenes y reservas operacionales necesarias para garantizar que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI y puedan provocar la salida incontrolada de las mismas. Asimismo, la DO y el CDC, según corresponda, coordinarán la operación de las instalaciones del SI de modo que se asegure en todo momento lo señalado en el inciso anterior, debiendo aplicar un Criterio N-1, en todas aquellas instalaciones del Sistema de Transmisión que permitan dar cumplimiento a las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT. Artículo 5-7. La aplicación del Criterio N-1 que realiza la DO, deberá considerar en todos los estudios de programación de la operación establecidos en la presente NT, que una Contingencia Simple pueda ser controlada con la activación de EDAC, EDAG y/o ERAG, por subfrecuencia, subtensión o señal específica, o bien mediante restricciones en la operación de las instalaciones de generación o transmisión, de modo de asegurar que la falla no se propague al resto de las instalaciones del SI, produciendo una salida incontrolada de las mismas. Para determinar el grado de participación de los recursos mencionados en el inciso anterior, la DO deberá realizar una evaluación técnico-económica considerando el costo de energía no suministrada de corta duración y la probabilidad de falla. Pattern manifiesta que de acuerdo a lo anterior, cuando la DP analizó la capacidad técnica disponible en la línea Diego de Almagro-Paposo, debió haber considerado el criterio de operación que se aplica a las líneas adicionales, ya que hacerlo de un modo distinto sería arbitrario y carecería de cualquier justificación técnica. Ahora bien, continúa la discrepante, habiendo la DP utilizado el criterio operacional al que se refieren las normas señaladas, debió haber determinado el límite de transmisión como la suma de los dos circuitos de la línea Diego de Almagro-Paposo, ya que respecto a ella, una contingencia simple puede ser controlada con la activación de EDAC, EDAG y/o ERAG, por subfrecuencia, subtensión o señal específica, o bien mediante restricciones en la operación de las instalaciones de generación o transmisión, debiendo a mayor abundamiento, para

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determinar el grado de participación de los recursos, realizarse por la Dirección de Operación una evaluación técnico-económica. 4. La determinación de la capacidad técnica disponible efectuada por la DP afectaría el acceso abierto a la línea Diego de Almagro-Paposo. Pattern afirma que, a diferencia de lo que ocurre en los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión en que sus propietarios no pueden negar el acceso al servicio de transporte a ningún interesado por motivos de capacidad técnica, en el caso de las instalaciones adicionales sometidas al régimen de acceso abierto, sus propietarios no podrán negar el acceso a un interesado cuando haya capacidad técnica de transmisión determinada por el CDEC, independientemente de la capacidad contratada. La discrepante expresa que si bien el régimen de acceso abierto es una carga que debe soportar el propietario de una instalación de transmisión sujeta a dicho régimen, y que normalmente una discrepancia se presentará cada vez que el correspondiente propietario niegue, impida o dificulte dicho acceso, la determinación respecto a si una línea cuenta con capacidad para aprovechar dicho régimen puede generar una discrepancia incluso con anterioridad a aquellas dificultades que puedan existir en la materialización, ejecución o aplicación concreta de dicho régimen. La recurrente agrega que, siendo la línea Diego de Almagro-Paposo una línea de transmisión que no permite al correspondiente propietario negar el acceso cuando exista capacidad técnica disponible, es evidente que la existencia de capacidad disponible es un elemento determinante para la configuración del régimen de acceso abierto, por lo que una determinación ambigua e imprecisa por un lado (criterios empleados por la DP para definir la capacidad disponible), y por otro lado contraria a la normativa vigente (determinación errada por la DP respecto al límite de transmisión), como habría ocurrido en la Carta DP N° 0999/2013, acentuada por la Carta DP N° 01093/2013, claramente genera una discrepancia que se relaciona directamente con la aplicación, presente y/o futura, del Régimen de Acceso Abierto a los sistemas de transmisión adicionales sujetos a dicho régimen. La discrepante concluye sus planteamientos con una descripción técnica general de los sistemas EDAG y ERAG, señalando sus características y objetivo en cuanto a preservar las condiciones de carga y de estabilidad del sistema eléctrico dentro de límites tolerables, de modo de asegurar la continuidad del servicio minimizando los efectos de una salida intempestiva, con el fin de que el sistema de transmisión puede ser explotado con límites de transporte superiores a los que permitiría un criterio de operación N-1 estricto, que no admitiría ningún tipo de desconexión de generación y/o carga ante una Contingencia Simple. Menciona Pattern que este criterio de operación es utilizado en Chile y en toda Latinoamérica porque obedece al uso eficiente de recursos. La recurrente describe en términos generales la aplicación de estos sistemas asociados a su proyecto Solar Conejo, como ya ha informado a las Direcciones del CDEC-SIC, y agrega que a su juicio estos sistemas, EDAC/ERAG, permitirían con un costo relativamente bajo duplicar la capacidad de transporte de la línea Diego de Almagro-Paposo.

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Pattern afirma que de su descripción puede apreciarse que las soluciones prácticas de esquemas de control para la conexión a la línea mencionada son variadas, posibles, técnica y regulatoriamente permitidas. Recuerda la discrepante que este tipo de instalaciones ya se encuentran instaladas en otros lugares del SIC, permitiendo la optimización de la explotación de la red de transmisión, sin perjuicio de la aprobación por parte de la Dirección de Operación de los correspondientes estudios de impacto sistémico que se requieran para el Proyecto. Reitera Pattern que de acuerdo a lo informado a la DP en carta fechada el 25 de noviembre de 2013, el diseño actual del Proyecto Solar Conejo contempla la instalación de automatismos a su propio costo y exclusivamente respecto a las inyecciones de dicho Proyecto, por lo que para hacer uso del derecho al libre acceso a la capacidad disponible de la Línea Diego de Almagro-Paposo no sería necesario llegar a acuerdo con el propietario de dicha línea ni con terceros respecto a la instalación u operación de automatismos adicionales en instalaciones distintas a aquellas de propiedad de Pattern. La empresa discrepante resume lo expuesto de la siguiente manera: 

La determinación de la capacidad disponible efectuada por la DP del CDEC-SIC en la carta D.P. N° 0999/2013 es lo suficientemente imprecisa como para dar cabida al nacimiento de interpretaciones contradictorias respecto a la existencia de capacidad técnica disponible en la Línea Diego de Almagro-Paposo, lo que permitiría obstaculizar el acceso a una instalación sujeta a Régimen de Acceso Abierto, haciendo impracticable el desarrollo del Proyecto Solar Conejo.



El artículo 77 de la LGSE, y en general toda norma que regule materias de acceso abierto a infraestructura apunta a asegurar una competencia abierta, transparente y económicamente correcta, lo que se ve impedido en este caso porque la DP no empleó los criterios normativos contenidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio vigente al determinar la capacidad técnica disponible en la línea Diego de Almagro-Paposo.



Los aspectos imprecisos o ambiguos en la determinación de la capacidad de transmisión efectuada por la DP, ya han sido resueltos similarmente en el pasado, particularmente en el análisis efectuado por el Panel de Expertos con ocasión de la Discrepancia 11/2011.



Respecto a la incorrecta aplicación de la normativa vigente para la determinación de la capacidad límite de transmisión, dicha materia se encuentra resuelta expresamente en la NTSyCS, específicamente en sus artículos 5-6 y 5-7, por lo que en conformidad a dichas normas, la línea Diego de Almagro-Paposo cuenta con un límite de transmisión equivalente a 570 MVA.



Evidentemente, es muy distinto desarrollar un proyecto de generación eléctrica en un caso en que el propietario de la línea a la que se conectará el correspondiente proyecto puede negar el servicio de transmisión, a un caso en que el mismo propietario no puede legalmente negar dicho servicio, como corresponde a la línea

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Diego de Almagro-Paposo, lo que sólo se ve obstaculizado por una errónea determinación de capacidad técnica disponible y límite de transmisión. En presentación complementaria, Pattern efectúa observaciones a la presentación de la DP en la Audiencia Pública. En una primera parte la recurrente observa errores en la interpretación de la normativa y en interpretar la petición de Pattern y el objeto de la discrepancia. En una segunda parte, Pattern discute los criterios técnicos expuestos por la DP para el cálculo de la capacidad técnica disponible y límite de transmisión de la línea. A continuación se detallan estos planteamientos. 1. Errores de la DP en su interpretación de la normativa. 1.1.

La DP señaló en su presentación:

“No es función del CDEC dar o negar acceso a las instalaciones de los sistemas de transmisión adicional. Lo que establece exclusivamente el DS291/2007 es la función de garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión adicionales de acuerdo a lo establecido en el inciso final del artículo 77° de la Ley a los terceros interesados, cuando previamente el CDEC ha determinado que existe capacidad técnica de transmisión.” Explica la discrepante que su posición no ha contemplado que la DP otorgue o deniegue el acceso a la conexión de la línea Diego de Almagro-Paposo, ni que la garantice, sino que se resuelva por parte del Panel de Expertos una discrepancia respecto a la aplicación del régimen de acceso abierto la cual radica particularmente en la determinación de la capacidad técnica disponible y el límite de transmisión de la línea Diego de Almagro-Paposo, en consideración a la naturaleza adicional de dicha línea, implementación de automatismos y la correcta aplicación del criterio N-1. La referida garantía no ha sido jamás solicitada, ni siquiera esbozada por Pattern. Agrega la recurrente que señaló expresamente que no existe sustento legal o regulatorio para entender que el acceso abierto se encuentra garantizado por el hecho de recibir información por parte de la DP respecto a la capacidad disponible en una línea de transmisión determinada. Pattern menciona que dicha garantía no ha sido solicitada, ni puede interpretarse que ha sido solicitada, a la DP o al Panel de Expertos y que un dictamen favorable a Pattern en esta discrepancia no garantiza a ésta el acceso abierto ni la ubica en mejor posición respecto a la posibilidad de conectar su Proyecto Solar Conejo a la línea Diego de Almagro-Paposo, en lo que respecta a otros generadores que compartan el mismo interés. 1.2.

La DP señaló en su presentación:

“Dado que el Artículo 77° de la LGSE establece límites al CDEC-SIC para hacer efectiva la garantía reglamentaria de acceso abierto, entre los cuales se encuentra precisamente la actual existencia de capacidad técnica, la DP infiere que la incorporación de nuevas inyecciones o retiros a un sistema adicional no debe afectar las inyecciones o retiros existentes.”

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Pattern aduce que la afirmación y posición que la DP señala inferir no es materia de la presente discrepancia, la que se limita única y exclusivamente a la determinación de la capacidad técnica disponible y el límite de transmisión de la línea. Agrega que, por tratarse de una materia propia de despacho de centrales generadoras, no es competencia de la DP, sino que de la Dirección de Operación y en razón de ello, solicita al Panel de Expertos no considerar esta materia planteada por la DP en su análisis. La discrepante hace presente que al margen de lo señalado, no existe un régimen excepcional para el despacho en líneas pertenecientes al sistema adicional y cita la definición de la NTSyCS, en su artículo 1-7 N° 78, para el Sistema Interconectado, como el “Conjunto de instalaciones de centrales generadoras, líneas y subestaciones del Sistema de Transmisión e Instalaciones de Conexión de Clientes, que en estado normal operan interconectadas entre sí”. Asimismo, agrega que el mismo artículo en su numeral 82 define Sistema de Transmisión como el “Conjunto de líneas y subestaciones eléctricas que forman parte de un sistema eléctrico, en un nivel de tensión nominal superior a 23 kV, entendiendo como tensión nominal de la subestación, la tensión de transporte. En cada Sistema de Transmisión se distinguen instalaciones del Sistema de Transmisión Troncal, del Sistema de Subtransmisión y del Sistema de Transmisión Adicional”. Todo lo anterior, concluye Pattern, debe entenderse con objeto de la aplicación del artículo 225 letra b) de la LGSE y del artículo 2 del D.S. 291, que básicamente establecen uno de los principios estructurales del mercado y la operación eléctrica, al señalar que el CDEC es el organismo encargado de determinar la operación del conjunto de instalaciones de un sistema eléctrico, incluyendo las centrales eléctricas generadoras; líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión y adicionales; subestaciones eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de distribución y barras de consumo de usuarios no sometidos a regulación de precios abastecidos directamente desde instalaciones de un sistema de transmisión; interconectadas entre sí, que permite generar, transportar y distribuir energía eléctrica de un sistema eléctrico, de modo que el costo del abastecimiento eléctrico del sistema sea el mínimo posible, compatible con una confiabilidad prefijada. 2. Errores de la DP al momento de interpretar la petición de Pattern. 2.1. La DP menciona en su presentación, que la intención de Pattern sería: “Que a través de un dictamen se determine que mediante la instalación de automatismos a las inyecciones, la capacidad técnica de transmisión de la línea Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV es de 570 MVA, con la finalidad que quede establecido que se le ha garantizado al proyecto su acceso abierto y sin condicionamiento alguno.” Pattern observa que, sin perjuicio que sí busca que el Panel de Expertos determine que, mediante automatismos, la capacidad de transmisión de la línea es de 570 MVA, ello no implica que se establezca y se garantice el acceso abierto de las inyecciones del Proyecto Solar Conejo a esa línea, sin condicionamiento alguno. La discrepante reitera que, frente a la sola determinación por parte del Panel de Expertos de la capacidad técnica de transmisión de la línea, no obtiene ningún tipo de reserva o

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garantía, sino que queda en la misma posición que tiene actualmente frente a todos los posibles interesados en conectarse a la línea. Agrega que la determinación de la capacidad de transmisión tiene como finalidad la seguridad técnica y jurídica que hoy Pattern requiere para el desarrollo de sus proyectos para efectos de la correcta aplicación del derecho de acceso abierto en la oportunidad que corresponda. 2.2. La DP afirma en su presentación, que la intención de Pattern sería: “Que se dé por establecido que el Proyecto Solar Conejo contempla la instalación de automatismos para el control de las inyecciones de su central, a pesar que no se ha acordado con el propietario de la línea.” Pattern expresa que la DP interpreta erróneamente su petición, ampliándola más allá de lo estrictamente solicitado pues no ha requerido que se dé por establecido algo distinto a su petición concreta. Adicionalmente, señala la discrepante, la instalación de automatismos para el control de las inyecciones es una materia a ser abordada por la Dirección de Operación una vez entregados los respectivos estudios de impactos sistémicos para la interconexión. Agrega que al margen de ser este asunto una materia que no está en discusión en la presente discrepancia, la DP es además, incompetente para pronunciarse al respecto, toda vez que el artículo 33 del DS N° 291 establece que “Cada CDEC contará con una DO, una DP, una DPD y una DAP. Estas Direcciones, de carácter eminentemente técnico y ejecutivo, desarrollarán sus funciones conforme a la Ley y a sus reglamentos, dentro de sus respectivas competencias y en forma independiente”. En razón de ello, Pattern solicita al Panel de Expertos no considerar esta materia planteada por la DP en su análisis. Por otra parte, respecto de la afirmación de la DP que los automatismos le permitirían a la empresa recurrente “hacer uso del derecho al libre acceso a la capacidad disponible de la línea Diego de Almagro-Paposo”, Pattern sostiene que esa Dirección se pronuncia respecto de efectos y circunstancias que no forman parte del objeto de la presente discrepancia, ni que han sido solicitados o pueda interpretarse que han sido solicitados por Pattern y en ningún caso la determinación de existencia de capacidad técnica de transmisión disponible en la línea, implica que Pattern (o cualquier otro generador interesado) pueda materializar el derecho al acceso abierto para usar la capacidad disponible así determinada, tan solo por haberse declarado que existe capacidad disponible. Esto, agrega la discrepante, debido a que, para hacer uso de dicho derecho, se debe obtener de la Dirección de Operación, y en virtud de los respectivos estudios de impacto sistémico, la autorización para la respectiva conexión en conformidad al artículo 36 literal (o) del DS N° 291, que expresamente señala como función de la Dirección de Operación la de autorizar la conexión de las instalaciones de generación, transmisión y consumo. A su juicio, la factibilidad de dicha autorización en beneficio de Pattern, podrá depender a su vez de la oportunidad de conexión de otros proyectos a dicho tramo, pero sin duda estará condicionada al resultado de la evaluación de la Dirección de Operación de cada una de esas conexiones.

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Concluye Pattern reiterando que la determinación de capacidad de transmisión disponible no constituye reserva o garantía y en definitiva, no genera ningún efecto jurídico no obstante la seguridad jurídica y técnica obtenida por conocer la capacidad de transmisión de la línea en un momento dado, efectos que son de interés para todos los proyectos interesados y que resultan ser esenciales para la debida aplicación del régimen de acceso abierto plasmado en la legislación. 3. Otras afirmaciones erróneas o contradictorias de la DP a partir de su interpretación del objeto de la presente discrepancia. Expresa la recurrente que la DP en su presentación señala que no es posible acceder a la solicitud de Pattern por diversas razones. Agrega que los argumentos para justificar esta negativa, sin perjuicio de su inadecuación con la legislación vigente, se encuentran de por sí errados, por el hecho de la DP ha mal interpretado el alcance de la presente discrepancia y pasa a comentar cada uno de ellos. 3.1. La DP expresa en su presentación: “La DP considera que actualmente no es posible determinar que la capacidad técnica de la línea Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV es de 570 MVA ni tampoco garantizar sin condicionamientos el acceso abierto a dicho sistema de transmisión adicional para el Proyecto Solar Conejo.” Pattern sostiene que considerando una conexión con automatismos, y aplicando lo dispuesto en los numerales 5-6 y 5-7 de la NTSyCS es posible determinar que la capacidad límite térmica de la línea Diego de Almagro-Paposo es de al menos 570 MVA. Pattern estima que es correcto que la DP no pueda garantizar sin condicionamientos el acceso abierto a dicho sistema de transmisión adicional para el Proyecto Solar Conejo, por lo que nunca lo ha solicitado, limitándose a solicitar que se declare que la capacidad de transmisión de la línea Diego de Almagro-Paposo puede aumentarse más allá de la capacidad de uno de sus dos circuitos mediante la instalación de automatismos a las inyecciones sin superar el límite de transmisión correspondiente, que para este caso equivale a 570 MVA. 3.2. La DP ha sostenido en su presentación que: “El Proyecto Solar Conejo aún no es un proyecto en construcción en los términos del Artículo 33° del DS 86/2012.” La recurrente concuerda en que a esta fecha dicha afirmación es efectiva en los hechos. Sin perjuicio de ello, agrega, dicha aseveración no tiene relevancia al menos respecto a la determinación del límite de capacidad considerando automatismos (570 MVA) y estima que probablemente la DP ha formulado esta afirmación debido a su errónea interpretación respecto a que el objeto de la presente discrepancia es garantizar el acceso abierto a la línea por Pattern y reservar capacidad.

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3.3. La DP también ha señalado en su presentación que: “Asimismo, a la fecha los proyectos que han solicitado que el CDEC determine la capacidad del sistema adicional Paposo – Diego de Almagro 2x220 kV suman más de 970 MW. – Bajo las condiciones de máxima generación de las centrales existentes y los 25°C con sol este valor por sí solo supera la capacidad técnica de ambos circuitos. – Cualquiera de ellos podría materializarse con anterioridad al Proyecto Solar Conejo.” Pattern afirma que si bien el análisis del riesgo es de su exclusiva competencia y demuestra que difícilmente alguno de dichos proyectos podrá materializarse con anterioridad al Proyecto Solar Conejo, este punto es irrelevante para el objeto de la presente discrepancia ya que no se ha solicitado una reserva o garantía de capacidad para conectar el Proyecto Solar Conejo a la línea en desmedro de esos otros proyectos. La discrepante aduce que producto de dichas interpretaciones erradas, la misma DP del CDEC-SIC se contradice ya que al mismo tiempo que señala que la línea no posee capacidad técnica disponible, reconoce expresamente, mediante la presente afirmación, la posibilidad que otros proyectos puedan conectarse a la línea, siendo rescatable, en todo caso, que en esta oportunidad la DP sí se refiere a la capacidad técnica de ambos circuitos. 4. Respecto de los criterios técnicos expuestos por la DP para el cálculo de la capacidad técnica disponible y límite de transmisión de la línea, Pattern observa lo siguiente: A la afirmación de la DP respecto de que el cálculo de la capacidad de transmisión de la línea debe efectuarse “respetando el principio de no afectar las inyecciones y retiros existentes”, indica que esa Dirección no tiene competencia para pronunciarse ya que esto corresponde a la Dirección de Operación del CDEC-SIC cuando autorice la conexión del Proyecto Solar Conejo.. En todo caso la recurrente hace presente que dicho principio esbozado por la DP, además de amenazar el régimen de acceso abierto y la competencia entre generadores, carece de todo sustento en la normativa eléctrica, la cual en cambio, sí establece por un lado la operación eléctrica de modo que el costo del abastecimiento eléctrico del sistema sea el mínimo posible, compatible con una confiabilidad prefijada, y por otro, la no discriminación en la limitación de inyecciones y retiros para la operación coordinada del sistema eléctrico, todo según los artículos 225 y 77 de la LGSE. La recurrente también estima incorrecta la aplicación del criterio N-1 para sistemas adicionales, efectuado por la DP, como causa de la incorrecta determinación de la capacidad de transmisión. Explica que, al calcular la capacidad de transmisión de la línea en 285 MVA, la DP empleó un criterio N-1 sin considerar la instalación de automatismos que puedan generar mayores potencias de transmisión como ordenan los artículos 5-6 y 5-7 de la NTSyCS. Afirma la recurrente que al no haberse aplicado un criterio de operación según lo señalado en los mencionados artículos, la DP persevera en su error respecto a su determinación de capacidad técnica de transmisión disponible de la línea y el correspondiente límite de capacidad.

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Pattern solicita al Panel de Expertos: Declarar que: la capacidad de transmisión de la línea Diego de Almagro-Paposo puede aumentarse más allá de la capacidad de uno de sus dos circuitos mediante la instalación de automatismos a las inyecciones sin superar el límite de transmisión correspondiente, que para este caso equivale a 570 MVA. Adicionalmente, en escrito de 15 de enero de 2014 la recurrente solicita que se tengan por no presentadas, alegando razones de improcedencia, las presentaciones efectuadas en calidad de interesados por las empresas Parque Eólico Taltal, Endesa y AES Gener. 3.2

Presentación de la DP del CDEC-SIC

Luego de efectuar una relación de los diversos antecedentes de hecho que motivan la presente discrepancia, la DP se refiere a la interpretación normativa que ha enmarcado sus actuaciones, indicando que el Artículo 77° de la LGSE señala en su último inciso que: “Los propietarios de las instalaciones de los sistemas adicionales sometidas al régimen de acceso abierto conforme a este artículo no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión determinada por el CDEC, independientemente de la capacidad contratada.” Agrega la DP que, por otra parte, debe tenerse presente también el artículo 3º del Reglamento de los CDEC (DS 291), que establece entre las funciones de estos organismos las de: “c)

Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión;

d)

Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión adicionales de acuerdo a lo establecido en el inciso final del artículo 77° de la Ley”;

A juicio de la DP, lo anterior es consistente con lo dispuesto en la LGSE en cuanto a que la transmisión troncal y la subtransmisión son servicios públicos eléctricos y, por lo tanto, están siempre sometidos al régimen de acceso abierto. Agrega la DP que pese a que los sistemas adicionales no han sido calificados por la ley como servicio público, la propia ley les impone la obligación de acceso abierto sólo cuando se cumplen las siguientes condiciones: a) Las líneas hacen uso de las servidumbres constituidas a través de concesiones eléctricas o que utilizan bienes nacionales de uso público en su trazado; y además, b) Existe capacidad técnica de transmisión, determinada por el CDEC, independiente de la capacidad contratada. En este sentido, la DP interpreta lo siguiente: 

No es función del CDEC dar o negar acceso a las instalaciones de los sistemas de transmisión adicional. Lo que establece exclusivamente el DS 291 es la función de

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“garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión adicionales de acuerdo a lo establecido en el inciso final del artículo 77° de la Ley” a terceros interesados cuando previamente el CDEC ha determinado que existe capacidad técnica de transmisión suficiente para acceder a ellos. 

Dado que el artículo 77° de la LGSE establece límites al CDEC-SIC para hacer efectiva la garantía reglamentaria de acceso abierto, entre los cuales se encuentra precisamente la existencia de capacidad técnica, la DP infiere que la incorporación de nuevas inyecciones o retiros a un sistema adicional no debe afectar las inyecciones o retiros existentes.

Efectuada la relación normativa, la DP se refiere a continuación a los criterios utilizados por ella para determinar la capacidad técnica de transmisión de las instalaciones adicionales, presentando al efecto el listado que se transcribe a continuación: 

La capacidad disponible de un tramo de transmisión adicional se determina en cada oportunidad considerando las inyecciones y retiros que maximizan su utilización y respetando el principio de no afectar las inyecciones y retiros existentes. En consecuencia, la capacidad técnica de transmisión de la línea Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV se determinó considerando una inyección de la central Taltal de 240 MW y una inyección de la central Eólica Taltal 1 de 45 MW, en forma consistente con la capacidad técnica disponible. Se debe señalar que el cálculo se realiza de esta forma con el objetivo de que en general, las centrales existentes conectadas al sistema adicional siempre tengan capacidad técnica de transmisión disponible para que puedan ser despachadas sin restricciones u obstrucción por parte de los demás usuarios de la línea.



La determinación de la capacidad técnica de los sistemas adicionales debe considerar el cumplimiento de los estándares de seguridad y calidad de servicio eléctrico indicados en la NTSyCS vigente, razón por la cual para el cálculo se emplea el criterio N-1 señalado en la misma norma: Criterio de planificación para el desarrollo y operación del sistema interconectado, con el fin de enfrentar la ocurrencia de una Contingencia Simple sin que ésta se propague a las restantes instalaciones del sistema interconectado2.



Para determinar la existencia de capacidad técnica de un tramo de transmisión, se realizan supuestos de condiciones ambientales estándar. En este sentido, la DP ha utilizado las condiciones de 25°C de temperatura ambiente con presencia de sol para determinar la máxima transferencia que soportaría el circuito que permanece en servicio luego de una contingencia simple que desconecta el otro circuito de la

1

El propietario de Eólica Taltal ha informado al CDEC-SIC que tiene 99 MW en construcción con fecha de puesta en servicio para el 30 de agosto de 2014 (Nota a pie incluida por la DP). 2

Art. 1-7 26 de la NTSyCS (Nota a pie incluida por la DP).

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misma línea. En el caso de la línea Paposo – Diego de Almagro 2x220 kV este valor corresponde actualmente a 285 MVA.

3



Si bien para los efectos de la planificación del desarrollo de los sistemas de trasmisión troncal y subtransmisión, la NTSyCS considera que no se deben utilizar los recursos que resultan de EDAC, EDAG y/o ERAG activados por señal específica, para el caso de los sistemas de transmisión adicional la misma norma no se pronuncia de forma explícita en cuanto a la utilización o no de estos recursos en la planificación de este segmento. De esta forma, la DP considera que es posible que a futuro las nuevas instalaciones adicionales puedan disponer de automatismos que permitan transferir potencias superiores a las calculadas sin estos esquemas, en la medida que no afecten el uso que hacen las unidades generadoras y consumos existentes, y que la seguridad de servicio no se vea desmedrada por la inclusión de proyectos basados en estos esquemas.



En el mismo sentido de lo indicado en el punto anterior, la DP considera que la capacidad disponible para conectar nuevas inyecciones o retiros puede también aumentar a futuro, en la medida que existan acuerdos entre los involucrados (transmisor, empresas propietarias de unidades generadoras o consumos), mediante la implementación de automatismos sobre cualquiera de esas inyecciones o retiros, u otro tipo de acuerdos para admitir nuevas inyecciones sin superar los límites correspondientes, sujeto a la autorización de la DO sobre la base de los respectivos estudios de impacto sistémico.



Adicionalmente, para algunos tramos de transmisión adicional, en particular para el caso del tramo de la línea Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV, es recomendable que los interesados en conectar proyectos nuevos, tal como es el caso de la empresa recurrente, contacten a la empresa propietaria del tramo en cuestión. Lo anterior debido a la existencia de varios otros interesados en el uso del sistema adicional que, al igual que el proyecto Solar Conejo, no han declarado su construcción de acuerdo al Artículo 33° del Reglamento para la Fijación de Precios de Nudo, en adelante DS 86/2012, proyectos que en conjunto superan incluso la capacidad N del tramo. De esta forma, se evidencia que la convergencia de distintos proyectos que requieren hacer uso del mismo tramo del sistema de transmisión adicional por un monto superior al límite térmico del doble circuito en régimen permanente, requiere de acuerdos con el propietario del tramo y de la correspondiente aprobación de la DO para la implementación de dichos acuerdos, pues si se pretende que todos evacuen su energía se puede llegar a poner en riesgo la seguridad de servicio o la integridad de las instalaciones.



Como antecedente adicional se señala que desde el mes de febrero de 2011 a la fecha, la DP ha recibido solicitudes por un total aproximado de 1070 MW 3 de

Esta cifra incluye el Proyecto Eólica Taltal (Nota a pie incluida por la DP).

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proyectos que requerirían hacer uso del tramo Paposo – Diego de Almagro 2x220 kV. Copias de estas solicitudes y sus respectivas respuestas se incluyen en Anexo 8. Entrando en la línea argumental de su planteamiento, la DP señala a continuación que después de analizar la posición que Pattern ha sostenido en la presente discrepancia, entiende que dicha empresa está solicitando lo siguiente: 

Que a través de un dictamen se determine que mediante la instalación de automatismos a las inyecciones, la capacidad técnica de transmisión de la línea Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV es de 570 MVA, con la finalidad que quede establecido que se le ha garantizado al proyecto su acceso abierto y sin condicionamiento alguno.



Que se dé por establecido que el Proyecto Solar Conejo contempla la instalación de automatismos para el control de las inyecciones de su central, a pesar que no se ha acordado con el propietario de la línea. Lo anterior le permitiría a la empresa recurrente “hacer uso del derecho al libre acceso a la capacidad disponible de la Línea Diego de Almagro -Paposo”.

Al respecto, la DP señala que actualmente no es posible determinar que la capacidad técnica de la línea Paposo–Diego de Almagro 2x220 kV es de 570 MVA ni tampoco garantizar sin condicionamientos el acceso abierto a dicho sistema de transmisión adicional para el proyecto Solar Conejo, por las siguientes razones: 

El proyecto Solar Conejo aún no es un proyecto en construcción en los términos del Artículo 33° del DS 86/2012.



Los proyectos que han solicitado determinación de capacidad del sistema adicional Paposo–Diego de Almagro 2x220 kV y que actualmente no se encuentran en construcción, suman aproximadamente 970 MW, valor que por sí solo supera el límite térmico de ambos circuitos bajo las condiciones de máxima utilización de las centrales existentes para 25°C de temperatura ambiente con presencia de sol. Cabe señalar además que cualquiera de ellos podría materializarse con anterioridad al Proyecto Solar Conejo.



Adicionalmente, la función del CDEC en esta materia es determinar la actual capacidad disponible del tramo y no la que podría llegar a determinarse a futuro con el desarrollo de posibles automatismos. Cabe indicar que para que fuera posible determinar con exactitud la transferencia máxima por el tramo Paposo–Diego de Almagro 2x220 kV con la incorporación de automatismos, sería necesario conocer antecedentes más detallados y acabados del proyecto, tales como características específicas de las unidades generadoras, ubicación exacta, forma de la conexión (seccionamiento, tap-off, etc), tiempo de despeje de fallas, y las características específicas de dichos automatismos (tiempos de actuación, velocidad de las comunicaciones, tipo de comunicaciones), entre otros. De esta forma, este cálculo debería realizarse cuando la empresa esté en condiciones de presentar a la DO los estudios de impacto de sus instalaciones al sistema.

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La DP concluye que de acuerdo a lo indicado previamente, considera que ha expresado de forma clara que actualmente no existe capacidad disponible en el tramo de la línea Diego de Almagro–Paposo 2x220 kV, pero que a futuro la capacidad de transmisión de la línea podría aumentarse más allá de la capacidad de uno de sus dos circuitos mediante la instalación de automatismos a las inyecciones sin superar el límite de transmisión correspondiente. Señala finalmente, como consideraciones adicionales, que debido a lo relevante del tema en cuestión para efectos del acceso de nuevos entrantes al Sistema Interconectado Central, es oportuno expresar: 

Cuando la DP sugiere que las empresas contacten al propietario de las instalaciones de transmisión adicional, sobre las que se requiera conectar nuevos proyectos de inyección, lo hace en el entendido que es posible diseñar una solución con automatismos que incluyan a uno o a más proyectos que estén en desarrollo o en discusión, respetando siempre el orden de llegada de estos proyectos, entendido esto como el orden de construcción en los términos definidos en el artículo 33 del DS86/2012.



Adicionalmente, la DP entiende que si un proyecto de generación declara su construcción con la incorporación de esquemas de automatismos activados por señal específica, con el objeto de poder aumentar la capacidad de transmisión del tramo adicional, esta unidad puede llegar a ser despachada sólo en la medida que tenga activado el esquema que permitió su conexión, de lo contrario no se estaría cumpliendo la condición que le facilitó el acceso abierto al sistema adicional.



Para determinar la capacidad técnica de un tramo adicional, dado que según lo establecido en el artículo 77° de la Ley no corresponde incluir contratos de transmisión, la DP ha considerado pertinente incluir los proyectos declarados en construcción. Este criterio se considera indispensable pues de lo contrario el sistema se vería enfrentado a las siguientes alternativas:



-

Aceptar la conexión de todos los proyectos, en cuyo caso se pierde la garantía que la ley le da a los propietarios de los sistemas adicionales de no permitir la conexión de proyectos más allá de la capacidad técnica de la línea.

-

Aceptar la conexión de los proyectos hasta que copen la línea, en cuyo caso quedarían proyectos construidos sin la posibilidad de conectarse.

Respecto del acceso abierto de un proyecto que dispondrá de sus propios automatismos, se considera que una vez declarado en construcción y con el detalle del proyecto, incluyendo punto de conexión exacto, el detalle de los automatismos y la aprobación de los estudios de impacto por parte de la DO, se puede determinar la nueva capacidad técnica de transmisión con dichos automatismos.

La Dirección de Peajes solicita al Panel de Expertos: Rechazar la petición de Pattern.

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3.3

Presentación de AES Gener

En la presente discrepancia AES Gener formula tres observaciones, relativas a que la Ley establece prioridad de uso a los usuarios ya conectados a la línea adicional, a que la determinación de la capacidad técnica de transmisión se efectúa sobre las instalaciones existentes y a que la petición de la discrepante expropia los derechos de los usuarios de la línea adicional. En primer lugar AES Gener sostiene que la Ley establece prioridad de uso a los usuarios ya conectados a la línea adicional a la cual la discrepante quiere tener acceso debido a que la ley señala en su artículo 77° que no se podrá negar el servicio de transporte en cuanto exista capacidad técnica de transmisión en la línea adicional, es decir, la única condición bajo la que Pattern pueda hacer uso de la línea adicional, es si ésta posee capacidad en exceso sobre la capacidad actualmente utilizada por los usuarios ya conectados. A mayor abundamiento, la interesada invoca el mismo artículo 77°, el cual a su juicio establece en forma clara y precisa que existirán sistemas adicionales a los cuales se podrá negar el acceso, por lo cual no estarán sometidos a un régimen de acceso abierto, de acuerdo al texto que establece: “En los sistemas adicionales sólo estarán sometidas al régimen de acceso abierto aquellas líneas que hagan uso de las servidumbres a que se refiere el artículo 51° y las que usen bienes nacionales de uso público, como calles y vías públicas en su trazado.” “Los propietarios de las instalaciones de los sistemas adicionales sometidas al régimen de acceso abierto conforme a este artículo no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión determinada por el CDEC-SIC…” De los párrafos precedentes, la interesada entiende que si no existe capacidad técnica, el propietario de la instalación puede negar el servicio de transporte de energía, entendiéndose que la línea no tiene capacidad para permitir el acceso abierto. Sostiene AES Gener que lo anterior es distinto a lo que establece la Ley para los sistemas troncal y subtransmisión: “Las instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y de los sistemas de subtransmisión de cada sistema eléctrico están sometidos a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios….” “Los propietarios de instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y de los sistemas de subtransmisión no podrán negar el acceso al servicio de transporte o transmisión a ningún interesado por motivos de capacidad técnica…” Concluye AES Gener que la Ley hace una clara diferencia en cómo tratar el acceso abierto para las distintos sistemas: para troncal y subtransmisión no existe discriminación entre sus usuarios; y para adicional se permite la discriminación dando un uso preferente a los usuarios ya conectados a la línea adicional y sólo permitiendo el uso de la capacidad técnica en exceso sobre la utilizada, en caso de existir, al tercero interesado.

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La interesada indica que en concordancia con lo anterior, la respuesta de la DP mediante su carta DP N°0999/2013 es plenamente coherente con lo dispuesto en la ley, en cuanto busca salvaguardar el derecho de uso preferente que tienen los usuarios ya conectados sobre la línea adicional. Respecto de la capacidad técnica de transmisión de la línea adicional, la interesada afirma que fue correctamente determinada por la DP, debido a que dicho cálculo fue realizado con el equipamiento actualmente en operación y dando cumplimiento a los criterios de seguridad exigidos por la normativa, siendo lo que señala la discrepante en el punto 3.1.2 y 3.2 de su presentación al Panel de Expertos carente de toda lógica, ya que solicita a la DP que garantice la capacidad técnica equivalente al criterio N de la línea adicional, sin que ésta cuente con ningún automatismo o EDAG en operación que permita realizar lo solicitado por la discrepante. Concluye AES Gener que Pattern pide a la DP que emita un pronunciamiento que incluya equipamiento que no está instalado en el sistema y que a partir de éste, garantice la capacidad técnica de la línea adicional y el cumplimiento a la norma técnica, sin siquiera conocer la factibilidad de la instalación del equipamiento el cual haría viable la solicitud de la discrepante. Señala AES Gener que para la casi totalidad de las líneas de transmisión, ya sea troncal, subtransmisión y adicional, se puede ampliar su capacidad de transmisión, cambiando estructuras, conductores, vanos, etc. Es decir, agrega la interesada, toda línea de transmisión puede tener una capacidad técnica potencial mayor que la que le permite su configuración actual, pero la DP no puede considerar esa capacidad técnica potencial, para determinar la capacidad técnica de una línea adicional, dado a que la ley hace referencia a instalaciones ya existentes y en operación para determinar dicha capacidad, no considerando posibles ampliaciones de las instalaciones. No obstante lo anterior, recuerda AES Gener, la DP señala en su carta, que la instalación de automatismos sobre las instalaciones permitirá transferir potencias mayores a las señaladas en el futuro, lo cual fue refrendado por el Panel de Expertos mediante Dictamen N° 11-2011, donde dictaminó la existencia de capacidad técnica en las líneas adicionales La Confluencia–La Higuera 154kV y La Higuera–Tinguiririca 154 kV, sujeto a la instalación por parte de la recurrente de automatismos que permitieran mantener la confiabilidad del sistema adicional. Concluye AES Gener que bajo las condiciones actuales la línea no tiene capacidad técnica, pero que con la instalación de ciertos elementos podría ser factible aumentar dicha capacidad. Por otra parte, expone AES Gener, la petición de la discrepante es expropiatoria sobre el derecho de uso preferente que poseen los usuarios ya conectados sobre la línea adicional, esto es, debido a que en caso de falla de uno de sus circuitos (criterio N), y en conformidad a los criterios de operación empleados por el CDEC-SIC, se debería restringir la inyección de electricidad de la central con costo variable más alto que esté inyectando en dicha línea adicional, en caso que los usuarios ya conectados tengan un costo variable mayor que el tercero interesado en conectarse se contradice a lo expuesto en el artículo 77° de la ley,

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debido a que siguiendo el criterio mencionado, los usuarios ya conectados verán menguado su derecho preferente de uso sobre dicha línea. Observa la interesada que adicionalmente, se debe considerar el objetivo económico que busca el usuario que promovió la instalación de una línea adicional con redundancia (criterio N-1), el cual es asegurar un mayor nivel de confiabilidad para el desarrollo de su negocio, evitando que ante fallas de algún circuito de la línea adicional pueda verse limitada su producción de electricidad hacia el sistema interconectado. Agrega AES Gener que la propuesta de la discrepante menoscaba la confiabilidad de la línea adicional, provocando posibles perjuicios al usuario que promovió dicha instalación. AES Gener solicita al Panel de Expertos: Tener presente lo expuesto y no considerar la petición de la discrepante. 3.4

Presentación de Endesa

ENDESA señala que concurre como parte interesada en la presente discrepancia. Expresa que es usuaria de la línea Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV para evacuar las inyecciones de la central Taltal, para lo cual tiene suscrito contratos privados con su propietario, Transelec. Plantea la interesada que la calidad de libre acceso de la mencionada línea debe ejercerse con apego a las normas que la propia Ley Eléctrica establece para el caso de las instalaciones adicionales, lo que implica que debe respetarse la capacidad disponible real que posee la línea, la que de acuerdo con la Ley, debe determinar el CDEC. Asimismo, indica Endesa que le preocupa el tema de la capacidad disponible de un sistema adicional, en especial cuando una empresa ha construido (o ha contratado) una línea ya sea para evacuar inyecciones actuales y futuras de sus unidades generadoras o bien para abastecer el consumo presente y crecimiento futuro de clientes. Respecto de los contratos ya suscritos entre las partes sobre el uso de la línea, Endesa manifiesta que, a diferencia del sistema Troncal y los de Subtransmisión, los sistemas adicionales se rigen prioritariamente por los contratos suscritos entre el dueño de la instalación y sus usuarios. Agrega que resulta deseable y legítimo que exista acceso abierto a todas las holguras que se generen por una línea pero también considera legítimo que dicho acceso sea concebido sin perjudicar los compromisos reales (el uso efectivo para el cual la línea fue desarrollada) ya contraídos para la utilización de la línea. Sostiene la interesada que la ley ha establecido como única limitación a los contratos por el uso de sistemas adicionales que aquellos no pueden impedir el uso de terceros bajo el expediente de afirmar que la capacidad contratada no da holguras; es decir, afirma Endesa, lo que la normativa no quiere es que en un sistema adicional exista capacidad ociosa o disponible que no pueda ser utilizada por un tercero. Así entiende que deben interpretarse las palabras de la ley (art. 77°) cuando señala:

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“Los propietarios de las instalaciones de los sistemas adicionales sometidas al régimen de acceso abierto conforme a este artículo no podrán negar el servicio a ningún interesado cuando exista capacidad técnica de transmisión determinada por el CDEC, independientemente de la capacidad contratada”. Endesa expresa que las ideas anteriores, están en parte recogidas por la presentación de la DP en la Audiencia Pública, cuando ella señala que se busca no perjudicar a los generadores ya conectados lo que sin duda tiene relación con los aspectos operacionales de la instalación, entre los que se incluye la determinación de capacidad técnica disponible. De permitirse esta afectación, agrega la interesada, se imposibilita el desarrollo de líneas de transmisión adicional, ya que no existiría certeza sobre su uso efectivo por quien las desarrolla. En relación a la determinación de la capacidad de la línea, Endesa sostiene que concuerda con la información entregada por la Dirección de Peajes del CDEC-SIC, respecto de que la línea Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV no posee “Capacidad Técnica” disponible para la conexión de un tercero, basado en la información proporcionada por el propietario de la línea de transmisión, al igual que lo hacen todos los propietarios de instalaciones de transmisión. A este propósito, Endesa elabora las siguientes definiciones técnicas de la capacidad de una línea de transmisión: • Capacidad Térmica: es la que posee la línea de transmisión conforme a su diseño, la cual considera el tipo de conductor, estructuras, distancias, flecha, etc. Esta capacidad es invariante respecto de las condiciones operacionales, pero depende de la temperatura ambiente. • Capacidad Técnica: corresponde a la diferencia entre la capacidad térmica de la línea determinada con criterio N-1 en condiciones de temperatura ambiente asociada a la zona de emplazamiento y la máxima inyección de las centrales existentes en el tramo, resultado que es determinado por el CDEC respectivo. • Capacidad Operacional: corresponde a la capacidad de transferencia propia del sistema de transmisión adicional y que depende de las condiciones y esquemas operacionales implementados en la zona de influencia de la línea, así como de las instalaciones del sistema en operación y el cumplimiento de los criterios establecidos en la Norma Técnica. Concluye la interesada que, en el contexto de las definiciones antes señaladas, la DP se ajusta estrictamente a lo dispuesto por la normativa eléctrica, sin perjuicio de reconocer en las cartas DP 999/2013 y DP 1093/2013 que la instalación de automatismos sobre las nuevas instalaciones podrían, si así lo demuestran los estudios eléctricos, transferir potencias mayores a las señaladas, esto es, a los 285 MVA de capacidad técnica

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determinada por esa DP para la línea. Agrega que, a su juicio, la instalación de automatismos debe conducir necesariamente a analizar y determinar lo que define como “Capacidad Operacional” de la línea, concepto que la interesada estima muy distinto al utilizado por Pattern en su discrepancia. Para demostrar el planteamiento anterior, Endesa indica que, en el punto 3.1.2 de la presentación, que Pattern titula “Errónea o Imprecisa Determinación del Límite de Transmisión”, se señala en la segunda parte del texto, lo siguiente: “… En consecuencia, lo que debe entenderse de lo señalado por la DP del CDEC-SIC, es que la instalación de automatismos o las otras soluciones propuestas permiten transferir mayores potencia, porque, siendo la línea Paposo-Diego de Almagro, una línea cuya configuración corresponde a 2x285 MVA, la capacidad es el límite de los dos circuitos y no la de un circuito en particular, no obstante que la transferencia de potencia se vea limitada por la máxima transferencia o límite de capacidad frente a ciertas contingencias. En consecuencia, si se instala un EDAG para enfrentar contingencias conforme a un criterio N-1 que desconecte 285 MVA, el límite de transmisión seria de 570 MVA consistente con la capacidad límite de las líneas en condiciones N (570 MVA) y la capacidad del límite en condiciones N-1 …”. Al respecto, Endesa expresa que no concuerda con Pattern en esa conclusión por cuanto lo relevante para el caso de la instalación de automatismos es la capacidad operacional de las líneas que no es en ningún caso la capacidad técnica de la línea determinada por el CDEC multiplicada por dos, ya que quedará limitada antes por el límite operacional que deberá determinar el interesado, con los estudios eléctricos correspondientes. Respecto de esto último, Endesa informa que se encuentra realizando los estudios para la incorporación del cierre del ciclo combinado Taltal, tal como lo requiere el procedimiento regular para la incorporación de centrales en sistemas existentes de transmisión adicional. En relación con la Capacidad Operacional de la línea, la interesada sostiene que se deben tener en cuenta los siguientes antecedentes y consideraciones: • En relación con el aumento de capacidad del tramo adicional Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV mediante la instalación de automatismos como los señalados por Pattern, el CDEC señala al final del tercer párrafo de su carta DP 1093/2013, texto que es además citado por la DP en su presentación de la Audiencia Pública, lo siguiente: “…ya que tenemos conocimiento que actualmente existen varios proyectos interesados en el uso del mismo tramo y la solución del EDAG podría estar siendo considerada por otros proyectos en la zona, habiendo un límite de inyección que técnicamente no se puede superar aún con estos automatismos”. En virtud a estos antecedentes se concluye que son los interesados en conectarse al tramo adicional, los que tienen la obligación de determinar mediante estudios eléctricos los límites operacionales de ésta. • Se debe destacar que el tramo adicional Paposo-Diego de Almagro, debido a su gran longitud, 185 kilómetros, condición radial y ubicación en el extremo norte del SIC, es particularmente susceptible a problemas de estabilidad transitoria y permanente, los que

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requieren estudios eléctricos detallados cada vez que las condiciones topológicas y de operación cambien de forma significativa. • En ningún caso debe considerarse que la capacidad de la línea, en el caso de instalación de automatismos, es su capacidad técnica multiplicada por dos como lo sostiene Pattern, pues en este caso conduciría en definitiva a sobreestimar la verdadera capacidad que operacionalmente podría transmitir esta instalación y por lo tanto se podría poner en riesgo la seguridad del sistema eléctrico, y los derechos de las plantas existentes para inyectar su producción. • Tal como se planteó en el dictamen de la discrepancia N°11-2011 La Higuera y Confluencia-Hidrochile y San Andrés, existe una capacidad operacional que guarda relación con las condiciones sobre las cuales opera el sistema y la posible instalación de automatismos. Tal capacidad como se ha reiterado, debe ser determinada por el interesado en conectar una central generadora al sistema, con la aprobación de la DO. En virtud a todo lo anterior, manifiesta la interesada, los estudios eléctricos necesarios para determinar la Capacidad Operacional de la línea Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV deben ser desarrollados por Pattern y aprobados tanto por el CDEC-SIC como por el dueño de las instalaciones y los afectados con los cuales el interesado en conectar una nueva central debe coordinarse. Para estos efectos, la presentación de Endesa incluye un detalle de las condiciones y escenarios que, a su juicio, un interesado debiera desarrollar en estos estudios para determinar la Capacidad Operacional de la línea Paposo-Diego de Almagro 2x220 kV. Endesa solicita al Panel de Expertos: Acoger la conclusión de la Dirección de Peajes del CDEC-SIC en orden a que esa Dirección determinó correctamente la capacidad técnica de la línea Paposo - Diego de Almagro 220 kV según lo dispuesto por la normativa eléctrica, donde concluye que de acuerdo con ese cálculo no existiría capacidad disponible por esa línea. Y que a futuro, la capacidad de transmisión de la línea podría aumentarse con la instalación de automatismos a las inyecciones sin superar los límites de transmisión. Consecuente con lo anterior, se solicita al H. Panel que no acoja la petición de la empresa Pattern respecto de que el límite de transmisión de la línea sea simplemente el doble de la capacidad técnica de la línea (570 MW) con la instalación de automatismos. Ello, en virtud que a nuestro entender, con la instalación de automatismos, lo relevante es el límite operacional de la línea, el que debe determinarse con los estudios de impacto antes señalados, los cuales debe realizar el propio interesado y ser aprobados por la DO del CDEC-SIC; como por el propietario del tramo adicional y las empresas generadoras afectadas, esto último con el fin de coordinar las nuevas condiciones operacionales de la línea.

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3.5

Presentación de Eólica Taltal

Eólica Taltal señala que concurre como parte interesada considerando que la presente discrepancia aborda, entre otros aspectos, la metodología utilizada por la DP a efectos de determinar la capacidad de transmisión técnicamente disponible en la línea de transmisión Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV. Indica Eólica Taltal que tiene un natural interés en la resolución de la misma, particularmente para que sea validada dicha metodología. Eólica Taltal señala que concurre como parte interesada considerando que la presente discrepancia aborda, entre otros aspectos, la metodología utilizada por la DP a efectos de determinar la capacidad de transmisión técnicamente disponible en la línea de transmisión Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV. Indica Eólica Taltal que tiene un natural interés en la resolución de la misma, particularmente para que sea validada dicha metodología. La interesada inicia su presentación con una cronología del desarrollo de su Proyecto Eólico Taltal cuyos principales hitos, relativos a la materia en comento, son: 1.- El 9 de febrero de 2012, por medio de carta GG N°006, Enel Latin America (Chile) Limitada (actualmente Enel Green Power Chile Ltda) comunicó al CDEC-SIC su voluntad de conectar al SIC su Parque Eólico Taltal, para lo cual emplearía la concesión de terrenos fiscales obtenida de parte del Ministerio de Bienes Nacionales. Junto con ello, se solicitó al CDEC-SIC que indicase los alcances, escenarios y contingencias a considerar en los estudios de impacto referidos por el Procedimiento DO “Requisitos Técnicos Mínimos de Instalaciones que se interconectan al SI”, de junio de 2011. Dicha carta fue respondida por medio de la carta DO N°0254, de 15 de marzo de 2012, por medio de la cual el Director del CDEC-SIC indicó cada uno de los tipos de estudio requeridos para la debida conexión del proyecto de generación eólica Parque Eólico Taltal al SIC. 2.- El 25 de mayo de 2012 fue ingresada al Sistema de Evaluación Ambiental la Declaración de Impacto Ambiental correspondiente al Proyecto Eólico Taltal, dictándose a su respecto la Resolución de Calificación Ambiental favorable mediante la Resolución Exenta N°240, de 16 de octubre de 2012, de la Comisión de Evaluación Ambiental de la Región de Antofagasta. 3.- Por su parte, mediante carta EGP N°062, de fecha 11 de julio de 2012, Enel Latin America (Chile) Limitada, consultó al CDEC-SIC sobre la capacidad técnica de transmisión disponible en la línea de transmisión Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV. A través de carta DP N°0528, de 13 de agosto de 2012, la DP respondió que la capacidad de transmisión disponible en dicha línea era de 45 MVA. 4.- A su vez, mediante carta GG N°135, de 8 de octubre de 2013, Eólica Taltal declaró “en construcción” ante el CDEC-SIC su Proyecto Eólico Taltal. En dicha carta, se le comunicó al CDEC-SIC que se había dado comienzo al proceso de construcción de las obras civiles del referido proyecto, adjuntándosele copia de la “Orden de Proceder”, emitida con fecha 23 de

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septiembre de 2013, por Eólica Taltal a la empresa contratista Energía Eólica CJR Wind Chile Ltda., la que materializaría las obras de la respectiva planta eólica. Asimismo, se comunicó a través de la misma que la fecha de puesta en servicio del Parque Eólico Taltal se estimaba para fines del mes de septiembre de 2014. Por otra parte, de conformidad con lo dispuesto por el artículo 33 del Reglamento para la fijación de precios de nudo (DS 86/2012), la carta de 8 de octubre de 2013 fue dirigida igualmente al Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía y al Superintendente de Electricidad y Combustibles. 5.- Posteriormente, mediante carta DO N°1033, de 30 de octubre de 2013 de la Dirección de Operación, dirigida a Enel Green Power Chile Limitada, se comunicó que los estudios de impacto asociados al Proyecto Eólico Taltal debían considerar las condiciones del SIC a la fecha estimada de puesta en servicio del mismo. 6.- El 15 de noviembre de 2013, mediante carta DP N°0998, la DP solicitó completar un formulario con el objeto de declarar en construcción el Parque Eólico Taltal, de conformidad con lo dispuesto por el artículo 33 del DS 86/2012. En dicha carta, la DP reiteró que la capacidad de transmisión disponible para la línea Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV, era de 45 MW, sin perjuicio de los acuerdos que se establecieran entre los involucrados. 7.- En cumplimiento de lo solicitado, mediante carta GREG 216, de 26 de diciembre de 2013, Eólica Taltal adjuntó el formulario referido a que el Parque Eólico Taltal se encontraba en construcción, reiterando copia de la respectiva “Orden de Proceder” al contratista de las obras civiles, línea de transmisión e instalaciones eléctricas, la cual ya había sido remitida al CDEC-SIC junto con la carta de 8 de octubre de 2013. Adicionalmente, se indicó en dicha carta, que Eólica Taltal se encontraba trabajando en un diseño de conexión que incorporara automatismos tipo SPS-EDAC/EDAG, con el objeto de permitir un incremento de la capacidad de transmisión con estricta observancia de las exigencias reguladas por la Norma Técnica de Calidad y Seguridad de Servicio. 8.- Mediante carta PET-003/14, de 9 de enero de 2014, Eólica Taltal remitió al CDEC-SIC copia del contrato de compraventa de aerogeneradores de 8 agosto de 2013, y del contrato de compraventa de un transformador de poder del 18 de julio de 2013. Eólica Taltal reitera que frente a su consulta, el 13 de agosto de 2012, la DP respondía que la capacidad de transmisión disponible en la línea Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV era de 45 MVA, sin perjuicio de la instalación de automatismos u otros acuerdos entre los involucrados, sin superar los límites de transmisión correspondientes, y siempre bajo autorización de la Dirección de Operación respectiva. Por otra parte, la interesada agrega que el 8 de octubre de 2013 declaró en construcción su Parque Eólico Taltal ante el CDEC-SIC, con lo cual el remanente de 45 MVA de capacidad de

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transmisión disponible, sin consideración de automatismos, quedó copado por dicho Parque. Recuerda que en la Audiencia Pública del pasado viernes 10 de enero la DP mencionó que Pattern consultó si había capacidad de transmisión disponible en la línea Diego de AlmagroPaposo 2x220 kV con fecha 25 de octubre de 2013 y que dicha Dirección procedió a calcular la capacidad técnica de transmisión disponible a esa fecha (25 de octubre de 2013). Sostiene la interesada que la DP consideró correctamente las condiciones de máxima utilización operacional de la línea Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV, esto es, el despacho a plena carga de la Central Térmica Taltal más el Proyecto Eólico Taltal en construcción, observando el criterio N-1 de régimen permanente, a 25° C de temperatura ambiente con presencia de sol y agrega Eólica Taltal que la consideración de estas condiciones para el cálculo de la capacidad de transmisión disponible corresponde a la misma metodología con que el CDEC-SIC calculó la capacidad de transmisión disponible en el sistema de transmisión adicional La Confluencia-La Higuera-Tinguiririca. Señala también que en esa oportunidad el Panel validó esta metodología a través de su Dictamen 11, de 26 de septiembre de 2011. Eólica Taltal indica que como consecuencia de lo anterior, es que frente a la consulta de Pattern, la DP concluyó que, en esas condiciones no había capacidad técnica de transmisión disponible en la línea Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV, sin perjuicio de la instalación de automatismos o eventuales acuerdos entre los involucrados, todo ello sujeto a la autorización de la Dirección de Operación. Respecto de la consideración de las centrales en construcción en el cálculo de la capacidad técnica de transmisión disponible en una línea de transmisión adicional, la interesada sostiene que, atendido lo dispuesto por el artículo 33 del DS 86/2012 , procede que en el cálculo de la capacidad técnica de transmisión disponible de una determinada línea de transmisión adicional la DP considere no sólo las centrales operativas que inyectan en la misma, sino que también las centrales declaradas “en construcción”, debido a que el carácter “en construcción” es expresivo de un proyecto en ejecución, cuyo diseño tuvo precisamente en vista la capacidad de transmisión disponible en una determinada línea de transmisión. Eólica Taltal manifiesta que, en este caso, el diseño del Proyecto Eólico Taltal tuvo a la vista como condición del entorno normativo, el derecho a inyectar su producción en la capacidad de transmisión disponible que hubiese en la respectiva línea de transmisión adicional Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV. Agrega que para ello consultó al CDEC-SIC, en julio de 2012, sobre la capacidad de transmisión disponible en esa línea y atendida la respuesta dada por el CDEC-SIC es que continuó con el diseño de las condiciones de su proyecto eólico hasta que lo declaró en construcción el 8 de octubre de 2013. Sostiene la interesada que si, hipotéticamente, después de iniciada la construcción de su Proyecto, Eólica Taltal se encontrase con que la capacidad de transmisión disponible de una

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determinada línea de transmisión adicional, que consideró en el diseño de su proyecto, ha sido asignada al proyecto de otro agente que inició la ejecución del mismo con posterioridad a su Proyecto Eólico Taltal, se estaría contraviniendo el artículo 77 de la LGSE y el artículo 33 del DS 86/2012, de momento que no se respetaría el orden cronológico con que un determinado agente tomó la decisión de comenzar la construcción de su proyecto de generación sobre la base de la respuesta dada por la entidad competente (CDEC) en torno a la existencia de capacidad de transmisión para evacuar la producción eléctrica de su respectivo proyecto. Agrega Eólica Taltal que, la inobservancia del carácter “en construcción” de uno o más proyectos de generación, para efectos de calcular la capacidad de transmisión disponible en una línea de transmisión adicional, introduciría incertidumbre en torno a la validez y certeza jurídica que implica declarar un proyecto de generación en construcción. Menciona Eólica Taltal que esta última consecuencia fue advertida por el representante de la DP en la audiencia pública del pasado 10 de enero de 2014, oportunidad en que este último explicó que la DP consideraba en el cálculo de la capacidad de transmisión disponible de una línea de transmisión adicional no sólo las inyecciones de las centrales existentes, sino que también las procedentes de centrales declaradas en construcción, según el orden de llegada en que comunicaran su carácter “en construcción” con el fin de evitar el riesgo de que, llegado el momento, uno o más interesados se encontrasen con la respectiva línea de transmisión copada. En relación a la referencia a la discrepancia resuelta por el Panel mediante su Dictamen 112011 que hizo Pattern, en el sentido de que la DP no consideró las inyecciones de las centrales San Andrés y El Paso, pese a encontrarse ambas declaradas en construcción y pretender inyectar al sistema adicional La Confluencia-La Higuera-Tinguiririca, la interesada manifiesta que, la referencia es una equívoca explicación de la metodología de cálculo que desarrolló la DP debido a que dicha circunstancia sí fue considerada por el Panel, pero no para efectos de determinar la capacidad de transmisión disponible en el sistema adicional La Confluencia–La Higuera– Tinguiririca, sino que para examinar la legitimidad de ambas centrales en hacer uso del régimen de acceso abierto a ese sistema adicional y promover la respectiva discrepancia. Para esos efectos, la interesada indica que en sus discrepancias, dichas centrales acreditaron la circunstancia de “encontrarse en construcción ” en base a una serie de antecedentes. Agrega Eólica Taltal que no correspondía que la DP, ni tampoco el Panel, considerasen las inyecciones de ambas centrales en construcción (San Andrés y El Paso) para efectos de determinar la capacidad de transmisión disponible en el sistema adicional La Confluencia–La Higuera– Tinguiririca porque precisamente lo que había que determinar era la capacidad remanente de ese sistema adicional, o sea la capacidad resultante de descontar el legítimo uso de los flujos de las centrales que ya inyectaban en ese sistema adicional. Entonces, afirma la interesada, por lógica no debía considerarse las inyecciones de las centrales San Andrés y El Paso, las cuales precisamente estaban pidiendo a la DP que determinase qué saldo de capacidad de transmisión había en ese sistema adicional disponible para sus propias inyecciones.

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Asimismo, expresa Eólica Taltal, que si bien en su discrepancia (página 10) Pattern señala que el Panel ya ha resuelto un caso similar al actualmente controvertido, (Dictamen 112011), existe una diferencia fundamental entre ambos. Sostiene la interesada que en el caso resuelto por el Dictamen 11-2011, los proyectos de centrales interesadas en inyectar al sistema adicional La Confluencia–La Higuera– Tinguiririca, en uso del régimen de acceso abierto establecido por el artículo 77 inciso segundo de la LGSE, eran claramente identificables: El Paso y San Andrés. Agrega Eólica Taltal que no había en ese caso antecedentes de más proyectos interesados en hacer uso de dicho sistema adicional con potencial instalación de automatismos, como sí ocurre en el presente caso según lo señalado por la DP en la audiencia pública del pasado 10 de enero, en atención a que al CDEC se le ha solicitado que determinara la capacidad de transmisión disponible en la línea Diego de Almagro-Paposo 220 kV por parte de proyectos que suman más de 970 MW. Eólica Taltal relata que en esa misma audiencia la DP dejó en claro que la posibilidad de conectarse a la línea de transmisión Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV utilizando automatismos, además de requerir acuerdo entre los involucrados, está sujeta a un límite técnico. Concluye la interesada que lo que está diciendo la DP es que no es posible aumentar indefinidamente el límite de transferencias de una línea de transmisión mediante la instalación de automatismos. Finalmente, Eólica Taltal sostiene que resulta jurídicamente improcedente pedir –como hace Pattern- que se declare por el H. Panel que el límite de transmisión de la línea Diego de Almagro-Paposo 2 x220 kV es de 570 MVA, pues, de acogerse una petición como esa se infringirían dos disposiciones legales que estructuran el régimen de acceso abierto en instalaciones de transmisión adicional: por un lado, se contravendría el artículo 77 inciso final de la LGSE que radica en el CDEC respectivo la determinación de la capacidad de transmisión técnicamente disponible; y, por otro lado, se prescindiría de lo dispuesto por el artículo 113 de la LGSE, que asigna un rol esencial a la voluntad del titular de dicha línea y el interesado en hacer uso de ella, para efectos de regular contractualmente las condiciones de prestación del servicio de transmisión adicional. Eólica Taltal solicita al Panel de Expertos: Tener presentes las observaciones formuladas precedentemente al momento de resolver la presente discrepancia. 3.6

Alternativas

Ostentan la calidad de partes en esta discrepancia la empresa Pattern y la DP del CDEC-SIC y como tales sus peticiones constituyen las alternativas sobre las cuales el Panel de Expertos, según las normas legales y reglamentarias que ordenan este procedimiento, debe emitir su dictamen optando por una de ellas. Otras empresas integrantes del CDEC-SIC han presentado su opinión en torno a esta materia en calidad de interesados. A este respecto la petición de Pattern, de no tener por presentadas estas opiniones, resulta improcedente y se

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desestima por este Panel por cuanto ellas si bien no constituyen una alternativa adicional a las presentadas por las partes, sí pueden contribuir a aportar antecedentes para el mejor estudio de la cuestión planteada. El Panel distingue las siguientes alternativas: Alternativa 1: Declarar que la capacidad de transmisión de la línea Diego de AlmagroPaposo puede aumentarse más allá de la capacidad de uno de sus dos circuitos mediante la instalación de automatismos a las inyecciones sin superar el límite de transmisión correspondiente, que para este caso equivale a 570 MVA. Alternativa 2: Rechazar la petición de Pattern. 3.7

Análisis

Según ha quedado expuesto en los epígrafes precedentes, la recurrente Pattern plantea una discrepancia contra la Dirección de Peajes, derivada de la respuesta de esa Dirección a su consulta en relación a la capacidad disponible según el régimen de acceso abierto a la línea adicional Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV. La DP ha señalado que actualmente no existe capacidad disponible en la línea, agregando que a futuro la capacidad de transmisión de ella podría aumentarse más allá de la capacidad de uno de sus dos circuitos mediante la instalación de automatismos a las inyecciones sin superar el límite de transmisión correspondiente. Por su parte, la recurrente ha solicitado al Panel que declare que la capacidad de transmisión de la línea Diego de Almagro-Paposo puede aumentarse más allá de la capacidad de uno de sus dos circuitos mediante la instalación de automatismos a las inyecciones sin superar el límite de transmisión correspondiente, que para este caso, según la discrepante, equivaldría a 570 MVA. Pattern argumenta que, siendo la línea Diego de Almagro-Paposo una línea cuya configuración corresponde a 2x285 MVA, su capacidad límite es la suma de sus dos circuitos y no la de un circuito en particular, no obstante que la transferencia de potencia se vea limitada por la máxima transferencia o límite de capacidad frente a ciertas contingencias. En consecuencia, indica Pattern, si se instala un EDAG para enfrentar contingencias conforme a un Criterio N-1 que desconecte 285 MVA, el límite de transmisión sería de 570 MVA consistente con la capacidad límite de las líneas en condiciones N (570 MVA) y la capacidad límite en condiciones N-1. Sin embargo, agrega la discrepante, la DP en su carta DP N° 0999/2013 no determinó la capacidad técnica disponible para dicha línea en este escenario, por lo que su determinación es errónea, o al menos incompleta o imprecisa. El Panel observa que en cuanto al efecto de la instalación de automatismos no se advierten diferencias entre las partes existiendo, por lo tanto, coincidencia en que una forma de ampliar la capacidad de operación de una línea de doble circuito es mediante la instalación de automatismos como EDAG/ERAG a las inyecciones que cargan la línea. No obstante, se

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debe tener presente que se requiere determinar la factibilidad técnica de esta solución en cada caso. En consecuencia, el análisis de esta divergencia se centra en primer lugar en los criterios utilizados en la determinación de la capacidad de transmisión de la línea Diego de Almagro– Paposo, que la DP ha definido en 285 MVA. En segundo lugar, se debe aclarar si existe capacidad técnica disponible que permita la inyección de una nueva central en la línea. La DP ha calculado la capacidad técnica con las instalaciones actuales, sin considerar elementos futuros cuyas características son desconocidas. El Panel concuerda con ello. Se puede aumentar la capacidad de transmisión de una línea de diversas maneras, por ejemplo, cambiando el conductor, elevando las torres o los conductores, o instalando EDAC, EDAG u otros elementos; sin embargo, para cumplir con lo solicitado por el artículo 77° de la LGSE, la DP debe determinar la capacidad con las características y los elementos conocidos con que cuenta en el momento del cálculo. Lo anterior no implica que la respuesta de la DP conlleve un bloqueo definitivo al aprovechamiento de la capacidad técnica potencial de la línea, a la cual se puede llegar mediante la instalación de automatismos. En cuanto al cálculo específico, es necesario remitirse a Título 1-2 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de su Título 5-5 “Límites de Transmisión en Estado Normal y revisar conceptos respecto de la capacidad técnica de Transmisión.

algunas de las definiciones del Servicio y a lo que establece en Estado de Alerta”, con el fin de los elementos del Sistema de

En el artículo 1-7 de la NT se definen los siguientes conceptos: 10) Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente: Máxima capacidad de transmisión de cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión, y que está dada por el menor valor de corriente que surge de evaluar el Límite Térmico, el Límite por Regulación de Tensión y el Límite por Contingencias. 26) Criterio N-1: Criterio de planificación para el desarrollo y operación del SI, con el fin de enfrentar la ocurrencia de una Contingencia Simple sin que ésta se propague a las restantes instalaciones del SI. En el Artículo 5-32 de la NT se establece que: La DO determinará la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente de cada Elemento Serie del Sistema de Transmisión a partir del Límite Térmico o máxima corriente admisible, según corresponda, el Límite por Regulación de Tensión, el Límite por Estabilidad Permanente y el Límite por Contingencias. La DO deberá mantener debidamente actualizada esta información en la página WEB del CDEC. Para estos efectos, se debe entender por Límite por Estabilidad Permanente la máxima transferencia que permite operar en forma estable, sin que se ponga en riesgo el sincronismo de las unidades generadoras conectadas en las áreas determinadas por los extremos receptor y el emisor de la instalación de transmisión.

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EL CDC y los CC, según corresponda, operarán los Elementos Serie manteniendo la corriente transportada en un valor equivalente inferior o igual al 100 % de la Capacidad de Transmisión en Régimen Permanente, tanto en Estado Normal como en Estado de Alerta. En consecuencia, la capacidad técnica de una línea de transmisión queda definida por el más restrictivo de los límites señalados, lo que se determina mediante los respectivos estudios. Por otra parte, respecto de la aplicación del criterio N-1 la NT señala lo siguiente: Artículo 5-6 La operación del SI deberá ser tal que permita conservar los márgenes y reservas operacionales necesarias para garantizar que ante la ocurrencia de una Contingencia Simple, sus efectos no se propaguen a las restantes instalaciones del SI y puedan provocar la salida incontrolada de las mismas. Asimismo, la DO y el CDC, según corresponda, coordinarán la operación de las instalaciones del SI de modo que se asegure en todo momento lo señalado en el inciso anterior, debiendo aplicar un Criterio N-1, en todas aquellas instalaciones del Sistema de Transmisión que permitan dar cumplimiento a las exigencias de SyCS establecidas en la presente NT. Artículo 5-7 La aplicación del Criterio N-1 que realiza la DO, deberá considerar en todos los estudios de programación de la operación establecidos en la presente NT, que una Contingencia Simple pueda ser controlada con la activación de EDAC, EDAG y/o ERAG, por subfrecuencia, subtensión o señal específica, o bien mediante restricciones en la operación de las instalaciones de generación o transmisión, de modo de asegurar que la falla no se propague al resto de las instalaciones del SI, produciendo una salida incontrolada de las mismas. Para determinar el grado de participación de los recursos mencionados en el inciso anterior, la DO deberá realizar una evaluación técnico-económica considerando el costo de energía no suministrada de corta duración y la probabilidad de falla. Es claro, entonces, que para dar cumplimiento a las exigencias de seguridad y calidad de servicio establecidas en la NT en el caso de la operación de la línea de transmisión adicional Diego de Almagro-Paposo 2x220 kV se aplica el criterio N-1, y sobre esta base la DP ha determinado la capacidad de transmisión actual de dicha línea en 285 MVA, la que corresponde a su límite térmico en el entendido que es el límite más restrictivo. De la información entregada por el CDEC-SIC, se observa que el uso máximo actual de la línea es de 240 MW, derivado de la generación a plena carga de la central térmica Taltal.

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Adicionalmente, la DP ha informado que la central Eólica Taltal, de 99 MW, inició su construcción en septiembre de 2013 y espera comenzar su operación en agosto de 2014.4 En cuanto a la capacidad disponible, podría discutirse si es 45 MVA, derivada del uso actual de la línea, o es cero considerando el uso que hará en breve la central Eólica Taltal. La DP ha estimado pertinente, para calcular la capacidad disponible a la que podrían postular nuevos usuarios, incluir en su cálculo los proyectos declarados en construcción. En ausencia de disposiciones reglamentarias sobre la materia, el Panel no ve objeciones en las razones esgrimidas por la DP. Si no se consideraran dichos proyectos, otros inversionistas podrían iniciar la construcción de sus centrales sin disponer en realidad de capacidad de transmisión una vez terminadas éstas. En resumen, el Panel concuerda con la DP en cuanto a que la capacidad disponible actual de la línea Diego de Almagro-Paposo es cero. Habida cuenta de la afirmación de Pattern de que, utilizando automatismos como EDAG/ERAG, el límite de transmisión de dicha línea es de 570 MVA, corresponde que esa empresa demuestre a la DO, mediante los respectivos estudios de impacto en el SIC, tanto la factibilidad de la solución como que no existe otro límite más restrictivo de la transmisión. Así, la futura capacidad de transmisión de la línea en análisis, con los automatismos incorporados, puede ser cualquier guarismo entre 285 MVA y 570 MVA, dependiendo, además, de los otros aspectos que señala la NT (estabilidad, por ejemplo) e incluso de algunas características de la conexión del Proyecto Solar Conejo u otros interesados, todo lo cual ya es materia de los estudios de impacto que deberían presentarse al CDEC-SIC en la oportunidad que establecen los procedimientos de ese CDEC. En resumen, el Panel no puede declarar que el límite de transmisión de la línea en comento será de 570 MVA sobre la base de la instalación futura de automatismos cuya factibilidad desconoce y cuyo impacto en la seguridad del SIC debe ser determinado mediante los respectivos estudios que el interesado debería presentar a la DO para su autorización, razón por la cual no aceptará la petición de la discrepante. 3.8

Dictamen

En atención al análisis realizado por el Panel de Expertos, por mayoría se acuerda el siguiente Dictamen: Rechazar la petición de Pattern. 3.9

Voto de minoría del integrante Pablo Serra Banfi.

La recurrente aparentemente discreparía de la DP en cuanto este organismo habría señalado que la línea no tiene capacidad técnica disponible. Sin embargo, esta supuesta

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Como se muestra en los resúmenes de interesados, la empresa Eólica Taltal presentó los antecedentes al Panel que confirman lo señalado por la DP.

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divergencia no guarda relación con lo solicitado por Pattern al Panel de declarar que “la capacidad de transmisión de la Línea Diego de Almagro-Paposo puede aumentarse más allá de la capacidad de uno de sus dos circuitos mediante la instalación de automatismos a las inyecciones sin superar el límite de transmisión correspondiente, que para este caso equivale a 570 MVA.” Entendiendo que los 570 MVA son un límite superior y no la capacidad efectiva de la línea, la cual necesariamente debe ser determinada mediante estudios técnicos, este integrante no advierte divergencia entre las partes en esta materia que deba ser dirimida por el Panel, razón por la cual estima que la discrepancia debiera ser declarada inadmisible.

Concurrieron al acuerdo del presente Dictamen N° 20-2013 los siguientes integrantes del Panel de Expertos: Guillermo Espinosa Ihnen, Germán Henríquez Véliz, Rodrigo Iglesias Acuña, Blanca Palumbo Ossa, Eduardo Ricke Muñoz, Enrique Sepúlveda Rodríguez, Pablo Serra Banfi.

Santiago, 10 de febrero de 2014.

Blanca Palumbo Ossa Secretario Abogado (S)

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