Labor Parlamentaria

“Honorable Cámara:

Vuestra Comisión de Minería y Energía pasa a informaros acerca de la investigación que le fuera encomendada, en virtud de sendos acuerdos adoptados por esa honorable Cámara en sesión 58ª, ordinaria, de la legislatura extraordinaria de sesiones, celebrada el 2 de mayo del año en curso, en relación con la materia singularizada en el epígrafe.

I. COMPETENCIA DE LA COMISIÓN.

La honorable Cámara de Diputados acordó, en dicha sesión, por medio del proyecto de acuerdo Nº 557 [1], facultar a la Comisión “para investigar, dentro del plazo de sesenta días, los últimos procesos de tarifas eléctricas realizados por la Comisión Nacional de Energía en los años 2000 y 2001, evaluar los criterios técnicos utilizados, determinar si éstos se han ajustado tanto técnica como legalmente a la normativa del sector eléctrico, su incidencia en los precios a los usuarios residenciales e industriales del país, así como verificar si se han cometido faltas a la probidad administrativa en los mismos”.

El mencionado proyecto de acuerdo se adoptó sobre la base de las siguientes consideraciones:

“Que, en este último año, las tarifas eléctricas han experimentado alzas importantes para los clientes residenciales e industriales en todo el país y que dichas alzas han sido objeto de controversia pública.

Que estas alzas son producto de los cálculos realizados por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en las fijaciones de precios de nudo correspondientes a abril de 2000, octubre de 2000 y abril de 2001 y en la fijación de valores agregados de distribución de octubre de 2000.

Que, según ha reconocido la misma CNE, las alzas tarifarias se deben, además de los aumentos de los precios del dólar y del petróleo, a cambios metodológicos introducidos por ésta en las fijaciones mencionadas y que afectan tanto a los precios de nudo como a los valores agregados de distribución, cambios que merecen un análisis acucioso para determinar su procedencia y legitimidad.

Que la CNE ha justificado las alzas en los precios de nudo por la falta de inversión en el sector y las perspectivas de una crisis energética para el año 2002. Lo inquietante ha sido que los cambios no han producido variaciones en el parque generador.

Que la propia secretaria ejecutiva de la CNE ha hecho acusaciones a sus antecesores en el cargo y a las autoridades que la han precedido, afirmando que dichas autoridades habrían bajado artificialmente los precios, generando así inquietud respecto de la continuidad de las políticas de los gobiernos de la Concertación.

Que entre los especialistas existen dudas acerca de la efectividad de la política empleada para incentivar las inversiones en el sector.

Que los cambios en la política del precio de nudo exigen un debate informado y un grado de consenso respecto de los objetivos que con ella se pretenden producir.

Que algunos parlamentarios han acusado directamente a la Secretaria Ejecutiva de la CNE de beneficiar en forma arbitraria e ilegal a la empresa Chilectra S.A. en el proceso de fijación de valores agregados de distribución de octubre de 2000. Las acusaciones han consistido en que el proceso de fijación de tarifas de distribución benefició arbitrariamente a dicha empresa en montos superiores a los US$ 207 millones en los cuatro años de vigencia de dichas tarifas.

Que se ha acusado a la CNE de modificar informes requeridos por ley en el proceso de fijación tarifaria y se ha afirmado que esa Comisión no está facultada para alterar dichos resultados. Que en dicha fijación la CNE habría construido tarifas sobre montos superiores a los informados por Chilectra y con valores agregados de distribución superiores a los que correspondían por la reglamentación vigente.

Que se ha acusado a la CNE de alterar irregularmente los valores agregados de distribución en siete empresas adicionales, aparte de Chilectra (CGE, Eliqsa, Elecda, Emelat, Conafe, Río Maipo y Puente Alto). En todos estos casos, la CNE calculó tarifas sobre la base de costos superiores a los informados por las propias empresas a la SEC. En total, esta irregularidad terminaría comprometiendo, aparte de los 16 distritos de la Región Metropolitana, los distritos de Iquique, Antofagasta, Calama, Copiapó, Viña del Mar, Rancagua, San Fernando, Rengo, Curicó, Linares, Talca, Constitución, Parral, San Carlos, Chillán, Concepción, Talcahuano, Lota, Temuco y Villarrica.

Que se ha acusado a la CNE de alterar los factores de coincidencia, de modo de beneficiar a Chilectra de tal manera que Santiago, inexplicablemente, pasaría a ser el lugar de menor utilización compartida de las redes de distribución y tarifariamente una de las zonas más rurales del país. Dicha modificación perjudicaría especialmente a clientes residenciales y, con ellas, Chilectra pasaría a tener incrementos netos por concepto de compras, contradiciendo lo dicho por la CNE.

Que los aumentos en los valores de subtransmisión no han obedecido a metodologías previamente establecidas y que no recogerían adecuadamente el incremento en la demanda, así como las economías de escala involucradas. Se ha aplicado para Chilectra un factor de aumento en los cargos por subtransmisión que no se ha aplicado a ninguna otra distribuidora semejante.

Que se han hecho acusaciones que afectan a la probidad funcionaria de la Secretaria Ejecutiva de la CNE, en el sentido de que implicarían que dicha funcionaria habría actuado como consultora de Chilectra en los mismos temas que hoy la empresa se habría visto favorecida, de que ha empleado una empresa vinculada a ella para fijar los términos y modificar los informes requeridos por ley; y de que ha terminado validando sus propios informes que le han llegado a la CNE vía la empresa afectada.

Que la Secretaria Ejecutiva de la CNE se ha defendido de lo anterior negando la veracidad de las acusaciones, las cuales, por su gravedad, se hace necesario dilucidar si son o no efectivas, tanto para clarificar la actuación de la CNE como para despejar la responsabilidad individual de las personas que han sufrido cuestionamientos.

Que el público tiene derecho a saber cómo se construyen sus tarifas eléctricas y que se hace necesario disponer de una vasta gama de información que sólo puede ser analizada detenidamente en una comisión especializada, que, a su vez, pueda informar a esta Sala acerca de si los criterios técnicos utilizados y su aplicación se han ajustado a la normativa vigente o si, por lo contrario, se ha perjudicado injustificadamente a los usuarios.

Que resulta necesario dar tranquilidad a los usuarios en el sentido de que no están sufriendo cobros indebidos y de que las autoridades eléctricas cumplen su papel regulador de manera imparcial y apegada a la normativa vigente, constituyendo una eficaz contraparte, de modo que los mercados funcionen adecuadamente”.

En la misma sesión, mediante el proyecto de acuerdo Nº 558 [2], acordó otorgarle, además, “el carácter de Comisión Especial, con el propósito de que investigue y estudie el reciente proceso de fijación tarifaria, velando por el derecho de los consumidores eléctricos de nuestro país, y proponga medidas que así lo permitan, en el plazo de sesenta días”.

II. TRABAJO DE LA COMISIÓN.

Celebró trece sesiones ordinarias, doce especiales y tres reuniones en comité, durante el período comprendido entre el 14 de mayo y el 6 de noviembre de 2001, lo cual representa un total de sesenta y seis horas y quince minutos destinadas al estudio y conocimiento de la materia objeto de la investigación.

Para un mejor desarrollo de su cometido, en la primera sesión de trabajo, que corresponde a la 104ª, ordinaria, celebrada el 8 de mayo de este año, acordó, por unanimidad, celebrar sesiones especiales, a partir del 14 de mayo, los días lunes, de 10.00 a 13.00 horas, y de 16.00 a 18.00 horas, en Santiago, en el Palacio Ariztía, sin perjuicio de prorrogar esta última hasta las 20.00 horas, si fuere necesario. Igualmente, acordó destinar las sesiones ordinarias que se celebran los días martes, entre las 18.30 y las 21.00 horas, al tratamiento de esta investigación.

Contó con la asistencia y participación del ex ministro de Economía, Minería y Energía, señor José de Gregorio; del subsecretario de Economía, señor Álvaro Díaz; del jefe de la división jurídica de dicha Secretaría de Estado, señor Enrique Sepúlveda; del superintendente de Servicios Sanitarios, señor Juan Eduardo Saldivia; de la Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora Vivianne Blanlot; de los jefes de las áreas jurídica y eléctrica de dicha entidad, señora Pilar Bravo y señor Rodrigo Iglesias, respectivamente; del ingeniero del área eléctrica señor Claudio Espinoza; del gerente general de la empresa consultora GTD Ingenieros Consultores Ltda., señor Héctor Lagunas; de los representantes de las empresas consultoras Soluciones Integrales S.A., señores Alejandro Jadresic y Gastón Held; de Mega-Red Ingenieros Ltda., señores Juan Cembrano, Pablo Benario y Andy García; de Eleconsult, señor Gabriel Inostroza; del decano de la Facultad de Ciencias Económicas y Administrativas de la Universidad de Chile, señor Ricardo Paredes; del jefe de la división de Vivienda, Urbanismo, Obras Públicas y Transportes de la Contraloría General de la República, señor Patricio Pérez; de la jefa del área jurídica, señora Susana Cáceres, y de los ingenieros comerciales de dicho organismo de control, señora Patricia Meza y señor Marcos Ruiz; del Alcalde de Macul y Presidente de la Comisión de Energía de la Asociación Chilena de Municipalidades, señor Sergio Puyol, y del ingeniero asesor, señor Juan Corral; de los alcaldes de El Tabo, El Quisco y Algarrobo, señores Luis García, José Miguel Carrasco y Jaime Gálvez, respectivamente; del concejal de Algarrobo señor Alfredo Oyanedel; del presidente de la Comisión de Energía y Servicios de El Quisco, señor Sergio Cifón; del presidente de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados, señor Josif Baumgartner; del presidente del Instituto de Ingenieros de Minas, señor Carlos Vega, y del integrante de la Comisión de Energía, señor Gustavo Cubillos; del ex ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía, señor Óscar Landerretche; de la ex Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora María Isabel González; del ex Superintendente de Electricidad y Combustibles, señor Juan Pablo Lorenzini; del ex jefe del departamento de ingeniería eléctrica de dicho organismo, señor Rodrigo Tabja; del ex Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, señor Sebastián Bernstein; de los ex jefes del área eléctrica de dicha Comisión, señores Renato Agurto, Andrés Alonso y Cristián Hermannsen; del gerente general de la Asociación de Empresas de Servicio Público, señor Rafael Salas; del gerente general y de los gerentes de distribución regional y de regulación de Chilectra S.A., señores Julio Valenzuela, Marcelo Silva y Guillermo Pérez, respectivamente; del gerente general, del gerente comercial y del gerente de la división transmisión de la Compañía General de Electricidad, señores Guillermo Matta, Jorge Vita y Gerardo Illanes, respectivamente; del gerente general de Chilquinta, señor Cristián Arnolds; del gerente general de la Empresa Eléctrica Puente Alto, señor Ricardo Rodríguez, y de los gerentes general y comercial de Saesa-Frontel, señores Jorge Brahm y Gustavo Riveros, respectivamente.

Recibió la documentación que respalda lo obrado por la Comisión Nacional de Energía en los procesos de fijación de precios de nudo correspondientes a los meses de abril y octubre de 2000, y de tarifas de distribución de energía eléctrica para el cuadrienio 2000-2004, en carácter de secreta o reservada [3], con cargo de devolución.

La nómina de los antecedentes recibidos, tanto de dicha Comisión como de otras entidades públicas o privadas, se adjunta como anexo al final del informe.

Dado que los documentos recibidos y las exposiciones de las personas mencionadas constituyen un material bastante extenso, éste obra en la Secretaría de la Comisión a disposición de los señores diputados que deseen consultarlo en detalle.

III. MINUTA EJECUTIVA.

1.La honorable Cámara de Diputados, por medio de sendos proyectos de acuerdo adoptados en sesión 58ª, ordinaria, celebrada el 2 de mayo de 2001, acordó otorgar facultades a vuestra Comisión de Minería y Energía, con objeto de:

a) Investigar, en el plazo de sesenta días, los últimos procesos de tarifas eléctricas realizados por la Comisión Nacional de Energía en los años 2000 y 2001, evaluar los criterios técnicos utilizados, determinar si éstos se han ajustado tanto técnica como legalmente a la normativa del sector eléctrico, su incidencia en los precios a los usuarios residenciales e industriales del país, así como verificar si se han cometido faltas a la probidad administrativa en los mismos, y

b)Otorgarle el carácter de Comisión Especial, con objeto de que investigue y estudie el reciente proceso de fijación tarifaria, velando por los derechos de los consumidores eléctricos de nuestro país, y proponga medidas que así lo permitan, en el plazo de sesenta días”.

2.El proceso de fijación de tarifas de distribución eléctrica se encuentra regulado en el decreto con fuerza de ley Nº 1, del Ministerio de Minería, de 1982, ley General de Servicios Eléctricos, y en su reglamento, contenido en el decreto supremo Nº 327, del mismo Ministerio, de 1997.

3. Consiste, sumariamente, en que la Comisión Nacional de Energía, dentro de ciertos plazos, establece un determinado número de áreas de distribución típicas, oyendo previamente a las empresas. Seguidamente, elabora las bases sobre las que deberán realizarse los estudios tanto de los consultores contratados por las empresas como de los encargados por la Comisión; define la o las empresas modelo; determina, de común acuerdo con las empresas, la lista de empresas consultoras elegibles por las concesionarias para efectuar el estudio encargado por ellas, y contrata a sus propios consultores para efectuar el estudio en nombre de la Comisión.

Además, supervisa el desarrollo de los estudios para velar por el cumplimiento de las mencionadas bases. Con objeto de verificar la conformidad del informe definitivo de las empresas con las bases, realiza un examen preliminar y efectúa correcciones sólo si hay acuerdo con aquéllas y dentro del marco correspondiente.

Finalmente, efectúa la ponderación de los valores agregados resultantes de los estudios e informa a las empresas sobre las tarifas preliminares para recibir de parte de ellas los ingresos totales de la industria que le permitan efectuar el chequeo de rentabilidad.

Si están dentro de la banda de rentabilidad permitida, confirma las tarifas e informa al ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción para que dicte el decreto respectivo. Si están fuera de la banda, ajusta los valores agregados al límite más próximo superior o inferior, antes de efectuar la comunicación al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción.

Dicha Secretaría de Estado fija las tarifas de distribución eléctrica que regirán en el cuadrienio siguiente, mediante decreto supremo expedido “por orden del Presidente de la República”.

4. El decreto supremo Nº 632, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, publicado en el Diario Oficial de 13 de noviembre de 2000, modificado por el decreto Nº 723, del mismo Ministerio, publicado el 14 de diciembre de 2000, fija las actuales tarifas de distribución, que tienen una validez de cuatro años en conformidad con el artículo 110 del mencionado cuerpo legal.

5. En el cumplimiento de su cometido, se abocó al estudio de lo obrado por la Comisión Nacional de Energía tanto en los cálculos de los precios de nudo, en los meses de abril y octubre de 2000 y abril de 2001, como en las tarifas de distribución para el cuadrienio comprendido entre los años 2000 y 2004.

Respecto de las fijaciones de precios de nudo, vuestra Comisión escuchó testimonios y recibió los antecedentes correspondientes, en relación con los cambios introducidos por la Comisión Nacional de Energía; con los recargos en subtransmisión y enmallamiento; con la efectividad de las políticas empleadas por dicha entidad para incentivar las inversiones del sector y con las acusaciones de que autoridades anteriores de ese organismo habrían rebajado artificialmente los precios de nudo.

En cuanto al proceso de fijación de tarifas de distribución eléctrica para el período 2000-2004, se acompañó la documentación en que consta lo obrado por la Comisión Nacional de Energía y se recibieron los comentarios sobre los cambios que se le introdujeron; las opiniones de los consorcios contratados por esa entidad; la modificación de los estudios de valores agregados de distribución y las facultades que le asisten a la Comisión sobre el particular; la valorización de los derechos municipales; la modificación de los factores de coincidencia y de las horas de uso; la incorporación de la asignación de costos sectorializados; el chequeo de rentabilidad de la industria; el decreto tarifario y la participación de la Contraloría General de la República; las acusaciones en el ámbito de la probidad administrativa y acerca del papel que corresponde a la Comisión en el proceso tarifario y en la defensa de los consumidores.

6.Sin embargo, atendida la complejidad y extensión de la materia objeto de la investigación, la Comisión se concentró fundamentalmente en el estudio del proceso de determinación de tarifas de distribución 2000-2004, así como en la determinación de los recargos en subtransmisión que se efectúan conjuntamente con cada fijación de precios de nudo . Asimismo, conoció del problema tarifario que afecta a los habitantes de las comunas ubicadas en el litoral central.

7. Las consideraciones, conclusiones y recomendaciones aprobadas por vuestra Comisión, se encuentran contenidas en el acápite XII.

IV. MARCO REGULATORIO.

La normativa vigente en Chile, en materia de tarifas eléctricas, se orienta hacia un desarrollo y operación eficiente del sector. En ella se establece que las tarifas deben representar los costos reales de generación, transmisión y distribución de electricidad, de modo de dar señales adecuadas tanto a las empresas como a los consumidores.

En este marco regulatorio, el énfasis se ha centrado en la diferenciación entre mercados potencialmente competitivos y no competitivos, dependiendo del tamaño de los sistemas eléctricos. Así se asume que el mercado de generación-transmisión es potencialmente competitivo y, por tanto, no debe estar sujeto a fijación de precios. La premisa básica es la libertad de precios establecida para el segmento de usuarios de altos consumos -superior a 2.000 kilowatts-, que supuestamente tienen capacidad negociadora y la posibilidad de proveerse de electricidad de otras formas, tales como la autogeneración o el suministro directo desde empresas generadoras.

Por el contrario, se considera un sistema de precios regulados en aquellos sectores donde las características del mercado son de monopolio natural. De esta forma, los suministros a los usuarios de bajo consumo -inferior a 2.000 kilowatts- están afectos a regulación de precios, lo que se traduce en una fijación periódica por parte de la autoridad [5].

Tratándose de sistemas eléctricos de menos de 1.500 kilowatts de capacidad instalada de generación, los precios máximos son acordados entre el alcalde de la municipalidad en la cual se efectúan los suministros y la empresa concesionaria de servicio público de distribución que corresponda.

Para obtener ventajas de eficiencia asociadas a la competencia, se ha definido a los centros de despacho económico de carga (CDEC) como los administradores de la operación de generación y transmisión y de un sistema de transacciones de electricidad entre productores [6]. Los sistemas de transmisión son concebidos como la vía de acceso de agentes competitivos al mercado, definiéndoselos como unidades de servicio para todos los generadores. En el caso de la distribución, se establece un conjunto de tarifas múltiples que permiten cubrir los costos medios de una empresa hipotética eficiente que opere en el país.

El proceso en comento se encuentra normado en el decreto con fuerza de ley Nº 1, de 1982, denominado ley general de Servicios Eléctricos, en adelante la ley, y en su reglamento, aprobado por medio del decreto supremo Nº 327, de 1997, del Ministerio de Minería, en adelante el reglamento.

Los organismos que participan en la regulación del sector eléctrico son: la Comisión Nacional de Energía, el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles y los centros despacho económico de carga (CDEC).

La Comisión Nacional de Energía, en adelante la Comisión o la CNE, tiene la misión de elaborar y coordinar los planes, políticas y normas necesarios para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energético, velar por su cumplimiento y asesorar a los organismos gubernamentales en todas aquellas materias relacionadas con la energía [7].

Particularmente, es responsable de diseñar las normas del sector y de calcular los precios regulados a que se refiere el mencionado cuerpo legal. Así es como el artículo 92 establece que “los precios máximos de que trata este Título serán calculados por la Comisión de acuerdo con los procedimientos que se establecen más adelante y fijados mediante decreto del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, expedido bajo la fórmula “por orden del Presidente de la República”.

En concordancia con lo anterior, la ley orgánica de dicha entidad le asigna la función de “analizar técnicamente la estructura y nivel de los precios y tarifas de bienes y servicios energéticos e informar al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, el que será la única repartición con atribuciones para fijar dichos precios y tarifas”[8].

El Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, en adelante el Ministerio, tiene a su cargo la función de fomentar la modernización de la estructura productiva del país, el fortalecimiento y expansión de la economía chilena y su inserción activa en los mercados internacionales. Con este objetivo implementa mecanismos destinados a corregir las distorsiones de los mercados y a ampliar su transparencia.[9]

En el rubro energético [10], es el encargado de fijar las tarifas de distribución eléctrica, los precios de nudo y de resolver los conflictos entre los miembros de los centros de despacho económico de carga (CDEC), en todos los casos, previo informe de la Comisión Nacional de Energía.

Excepcionalmente, se le permite fijar precios máximos diferentes de los calculados por la Comisión, cuando previamente la ley de Presupuestos haya autorizado y dispuesto los recursos suficientes en un ítem especial para compensar a los concesionarios afectados en un monto equivalente a la diferencia entre la facturación efectiva registrada y la que hubiere resultado aplicando los precios calculados por dicha entidad[11].

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en adelante, la Superintendencia, es el organismo encargado de fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad, en lo que dice relación con la calidad y seguridad de los servicios prestados a los usuarios de estos recursos energéticos.[12]

Específicamente, le compete el recálculo del valor nuevo de reemplazo (VNR) y de los costos de explotación de las empresas en el año anterior al cual corresponda efectuar una fijación de fórmulas tarifarias; conocer de los reclamos de los usuarios en contra de las empresas proveedoras de servicios de electricidad y aplicar las sanciones que correspondan en materia de compensaciones a clientes regulados, entre otras materias.

Los centros de despacho económico de carga (CDEC) son organismos, sin personalidad jurídica, integrados por las generadoras y los transmisores de cada sistema eléctrico, que regulan el funcionamiento coordinado de las centrales generadoras y de las líneas de transmisión que operan interconectadas en el correspondiente sistema.[13]

V. DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE FIJACIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICAS.

El decreto con fuerza de ley Nº 1, de 1982, ley general de Servicios Eléctricos, en adelante la ley, estructura el sistema de precios y define las responsabilidades y atribuciones que competen a los organismos del Estado, en lo relativo al cálculo y fijación de tarifas de distribución de energía eléctrica. Por su parte, el decreto supremo Nº 327, del Ministerio de Minería, de 1997, en adelante el reglamento, regula lo relacionado con los suministros de energía eléctrica que están sujetos al sistema de fijación de tarifas, de acuerdo con lo prevenido en el artículo 90 del mencionado cuerpo legal.[14]

El procedimiento para la determinación de dichos precios depende del tamaño de los sistemas eléctricos desde los cuales son efectuados los respectivos suministros.

En los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación, se distinguen dos niveles de precios sujetos a regulación:

-Precios a nivel de generación-transmisión, denominados “precios de nudo”, si el suministro se efectúa a partir de las instalaciones de generación-transporte de la empresa que efectúa la venta. Tienen dos componentes: el precio de la energía y el precio de la potencia.[15]

-Precios a nivel de distribución. Se determinan sobre la base de la suma del precio de nudo, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, y de un valor agregado por concepto de costos de distribución.[16]

1. Cálculo de los precios de nudo.

Corresponden a las tarifas máximas a las cuales todo generador puede vender energía y potencia a las empresas distribuidoras, para que éstas, a su vez, efectúen el suministro de electricidad a sus clientes regulados. Son calculados por la Comisión Nacional de Energía y se fijan por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, semestralmente, en abril y octubre de cada año.[17]

Se determinan a partir del precio básico de la energía y de la potencia, a los que se les agregan las pérdidas marginales de energía y potencia en las líneas de transmisión para llegar a los distintos nudos del sistema. Los nudos son las subestaciones transformadoras que conectan los sistemas de transmisión con los de distribución.

El precio básico de la energía corresponde, en términos generales, a un precio de equilibrio entre la oferta y demanda de energía. La primera se establece considerando las características técnicas del parque generador existente y en construcción, el precio de los combustibles, las estadísticas hidrológicas y el agua acumulada en los embalses[18], mientras que la segunda se determina a través de una previsión futura del consumo eléctrico de cada sistema. Se calcula sobre la base de un promedio comparado de los costos marginales de corto plazo esperados, para un período de entre doce y cuarenta y ocho meses, asociados a la operación óptima de las instalaciones existentes y proyectadas.[19]

Por su parte, el precio básico de la potencia representa la inversión marginal óptima necesaria para abastecer la demanda de potencia de punta en el centro de carga del sistema. Para establecer el precio de la potencia de punta se utiliza como referencia el costo unitario de instalación de turbinas diesel.[20]

Los precios básicos de la energía y potencia, una vez calculados por la Comisión, se expresan a través de fórmulas de indexación, que dependen de variables tales como el tipo de cambio, el precio del petróleo y sus derivados, la desviación de la energía embalsada esperada, el índice de sueldos y salarios y el índice de precios al por mayor. Entre dos fijaciones sucesivas, los precios básicos de la energía y potencia pueden modificarse cuando la variación de los indexadores determina una variación en los precios básicos superiores al 10 por ciento del valor vigente.[21]

Como se ha dicho, una vez establecidos los precios básicos de la energía y potencia, se procede a calcular los precios de nudo para cada una de las subestaciones de generación-transporte desde las cuales se efectúa el suministro. Para este cálculo se emplean los factores de penalización, que dan cuenta de las pérdidas marginales de energía y potencia en las líneas de transmisión.[22]

La normativa vigente supone que el precio al que se abastecen de electricidad los grandes usuarios refleja fielmente las condiciones de mercado, por lo que establece que los precios de nudo fijados por la autoridad no pueden diferir en más del 10 por ciento del promedio del precio de la energía transada entre las empresas de generación y los clientes de tarifas no reguladas.[23] En caso de que los precios de nudo se encuentren fuera de dicha banda, deberán ser ajustados de modo de llevarlos, ya sea al límite superior o inferior de esta última, según corresponda.

La fijación de precios descrita anteriormente se realiza en el Sistema Interconectado Central (SIC), en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)[24] y en los sistemas de Aisén y Magallanes, siendo más complicada en el primero debido a su fuerte componente hidrológica. En cambio, los otros sistemas tienen una mecánica mucho más simple, pues están basados en generación de tipo térmico.

La Comisión debe emitir un informe técnico que sustente su cálculo de los precios de nudo y que justifique los siguientes aspectos:[25]

-La previsión de demanda de potencia y energía del sistema eléctrico.

-El programa de obras de generación y transmisión existentes y futuras.

-Principales costos variables considerados, incluidos los costos de los combustibles y de racionamiento.

-Valores resultantes para los precios de nudo y sus fórmulas de indexación.

-Las simplificaciones adoptadas para la modelación del sistema eléctrico.

-Calidad del servicio de las instalaciones de transporte utilizadas para el cálculo de los factores de penalización.

Dicho informe debe ser puesto en conocimiento de las empresas de generación y transporte que efectúen ventas sometidas a fijación de precios y del Centro Económico de Despacho de Carga (Cdec) correspondiente, dentro de los primeros quince días de los meses de marzo y septiembre de cada año.

Por su parte, las empresas de generación y transporte comunican sus observaciones a la Comisión, antes del 31 de marzo y del 30 de septiembre de cada año. Conjuntamente con ello, tienen la obligación de proporcionarle información acerca de la potencia, la energía, el punto de suministro correspondiente y el precio medio cobrado por las ventas a precio libre efectuadas durante los últimos seis meses.[26]

La Comisión calcula los precios de nudo definitivos, después de aceptar o rechazar las observaciones planteadas por las empresas, sin que aquéllos puedan diferir más del 10 por ciento de los precios cobrados a suministros no sometidos a fijación de precios.[27]

Antes del 15 de abril y del 15 de octubre de cada año, la Comisión comunica al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción y a las empresas generadoras los precios de nudo y las fórmulas de indexación utilizadas. [28]

Las tarifas se publican en el Diario Oficial a más tardar el último día de los meses de abril y octubre de cada año, mediante un decreto firmado por el ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción.[29]

2. Cálculo del valor agregado de distribución.

El valor agregado de distribución se basa en empresas modelo y considera tres componentes de costos de las empresas concesionarias de distribución:

-Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes de su consumo;

-Pérdidas asociadas a la distribución de electricidad, y

-Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada.[30]

La Comisión, antes de seis meses del término de vigencia de las fórmulas de tarifas anteriores, debe poner en conocimiento de las empresas distribuidoras las bases sobre las cuales se efectuará el estudio de tarifas y las áreas típicas, con objeto de establecer las nuevas fórmulas tarifarias para el período siguiente. Estas bases deben contener la metodología de cálculo de cada uno de los parámetros relevantes, así como los criterios para la determinación de los costos de la empresa modelo. Del mismo modo, debe acordar con las empresas la lista de consultores elegibles para desarrollar el estudio encargado por ellas.

Las empresas pueden comunicarle sus observaciones respecto de las áreas típicas de distribución, dentro de un plazo de quince días contado desde la recepción de las bases del estudio. La Comisión, en igual lapso, debe pronunciarse sobre la aceptación o rechazo de dichas observaciones, de modo que ellas puedan contratar, en conjunto o individualmente, el estudio tarifario.

Posteriormente, la Comisión y las empresas, si lo estiman pertinente, encargarán el estudio de costos a una empresa consultora para determinar los valores agregados de distribución, según el área típica. En ambos casos los estudios deberán ajustarse a las bases que determine la Comisión.[31]

Las empresas deben enviar un informe con los resultados del o los estudios que hayan contratado, antes de dos meses del término del período de vigencia de las fórmulas tarifarias.[32] Seguidamente, la Comisión procederá a revisar el o los estudios -que hayan sido calificados dentro de bases- y a efectuar, con el consentimiento de las empresas, las correcciones a que dé lugar esta revisión. Si no hubiere acuerdo, prima el criterio de las empresas respecto del o de los valores obtenidos en el o los estudios encargados por ellas.[33]

La Comisión calculará para cada área típica el promedio aritmético ponderado de los valores agregados resultantes, tanto de sus estudios como de las empresas. Los coeficientes de ponderación serán dos tercios para los que resulten del estudio encomendado por la Comisión y un tercio para aquéllos que provengan del estudio encargado por las empresas.[34]

3. Fijación de precios a nivel de consumidor final.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en el año anterior al cual corresponda efectuar una fijación de fórmulas tarifarias, procederá a re calcular el valor nuevo de reemplazo [35], en adelante VNR, de las instalaciones de distribución de una empresa concesionaria, es decir, el costo que representa renovar todas las obras, instalaciones y bienes físicos destinados a dar el servicio de distribución; como asimismo, los costos de explotación definitivos correspondientes a la actividad de distribución, a partir de la información suministrada por las empresas. [36]

La Comisión estructura un conjunto de tarifas básicas preliminares, con los valores agregados de distribución y los precios de nudo que correspondan, adicionándolas a través de fórmulas que representen una combinación de dichos valores, de tal modo que el precio de suministro resultante corresponda al costo de la utilización por parte del usuario de los recursos en el ámbito de producción, transporte y distribución empleados.[37]

Dichas tarifas se determinan sobre la base de los valores agregados de distribución, los factores de expansión de pérdidas definitivos y otros parámetros que debe establecer la Comisión, siendo los más importantes los siguientes:

-Precio de nudo equivalente. Representa en las tarifas el costo de todas las instalaciones hasta el punto de conexión del sistema de distribución, constituido por el precio de nudo más un recargo por transporte y transformación en subtransmisión.

-Factores de coincidencia. Se trata de que cada cliente pague la proporción de su potencia máxima consumida que corresponda a la potencia total comprada por la empresa distribuidora.[38]

-Horas de uso. Su objetivo es el mismo que los factores de coincidencia. Corresponde al cuociente entre la potencia media y la potencia máxima del conjunto de clientes con medidor simple de energía, multiplicado por las horas del mes.[39]

Las tarifas básicas preliminares así determinadas deben permitir al conjunto agregado de las instalaciones de distribución de las empresas concesionarias obtener una tasa de rentabilidad económica[40], antes de los impuestos a las utilidades, de entre el 6 y el 14 por ciento. En caso contrario, los valores deben ser ajustados proporcionalmente de modo de alcanzar el límite más próximo superior o inferior.[41]

Una vez efectuado el chequeo de rentabilidad, los valores agregados son corregidos para cada empresa distribuidora, de modo de descontarles la proporción de las instalaciones aportadas por terceros. Al valor resultante se le adiciona la anualidad necesaria para renovar dichos aportes, obteniéndose así los valores agregados definitivos para cada área típica de distribución de cada empresa.[42]

Finalmente, la Comisión debe efectuar los ajustes de valores agregados a que dé lugar el chequeo de rentabilidad para la industria y determinar así las fórmulas tarifarias definitivas para cada área típica de distribución.

La Comisión, antes de quince días del término del período de vigencia de las fórmulas tarifarias, debe comunicar al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción las tarifas que se aplicarán durante un período de cuatro años, acompañadas de un informe técnico. Esta Secretaría de Estado fijará dichas tarifas y las publicará en el Diario Oficial antes del término del período de vigencia de las fórmulas tarifarias anteriores.[43] Sin embargo, en el evento de que hubiere vencido el respectivo período de vigencia, continuarán vigentes dichas fórmulas tarifarias mientras no sean fijadas las nuevas tarifas.[44]

VI. LAS DENUNCIAS EFECTUADAS POR LOS DIPUTADOS AUTORES DE AMBOS PROYECTOS DE ACUERDO.

Los diputados patrocinantes de ambos proyectos de acuerdo fueron invitados a la sesión 105ª, especial, celebrada el lunes 14 de mayo de 2001. En dicha oportunidad, los diputados Elgueta, don Sergio; Lorenzini, don Pablo, y Velasco, don Sergio, encomendaron a los diputados Jocelyn-Holt, don Tomás, y Rincón, don Ricardo, las exposiciones acerca de las irregularidades denunciadas, tarea a la que dieron cumplimiento en esa sesión y en la 106ª, especial, celebrada en la misma fecha.

-Exposición del diputado señor Tomás Jocelyn-Holt.

El diputado señor Jocelyn-Holt destacó la gravedad que representa el hecho de que las tarifas de distribución calculadas por la Comisión Nacional de Energía fueran elaboradas sobre una base que resultó superior a los costos informados por las propias empresas en el momento de calcular el valor nuevo de reemplazo y los costos de explotación.

Particularmente, en el caso de Chilectra -empresa modelo para el área típica Nº 1-, aunque hubo una merma de sus ingresos consolidados, se compensó una caída que debió haber sido mucho más pronunciada. A su juicio, si bien es natural que una empresa sobrevalore sus costos y los lleve a un margen mayor, es extraño que un regulador calcule tarifas sobre datos superiores a lo que las propias empresas sinceran.[45] Aparte de la diferencia producida entre los datos proporcionados por la empresa y los estudios ponderados correctamente, trajo a colación un hecho adicional, cual es que, en 1996, la empresa modelo fue Conafe, que tiene una vigésima parte de los clientes de Chilectra.

El hecho de tomar a Chilectra como empresa modelo tenía como objeto, además, la depuración eventual de los factores de coincidencia de 1996 en función de las compras efectuadas en 1999, lo cual conllevaría a un mayor grado de eficiencia, con la consiguiente baja de sus ingresos consolidados. Estos últimos se obtienen sobre la base de efectuar un cálculo de la anualidad del valor nuevo de reemplazo, más el costo de explotación de las empresas. El estudio ponderado es la ecuación entre el informe elaborado por Mega-Red, consultora encargada del estudio del área típica 1, conjuntamente con Soluciones Integrales S.A., en adelante Solint, y la parte de las consideraciones que deben aportar la Comisión y la empresa. Si se aplica la anualidad a esos valores nuevos de reemplazo de 1999, más los costos de explotación calculados por la Superintendencia para ese año los ingresos estimados anuales para Chilectra son del orden de los 58 mil millones de pesos.

En ese esquema, los ingresos consolidados de Chilectra, considerando como tales los que percibe por distribución y por subtransmisión, alcanzan al 38 por ciento. Asimismo, explicó las diferencias que se producen entre los 53,3 mil millones de pesos anuales y los 71,6 mil millones de pesos anuales, correspondientes a lo que debió haber ocurrido según los estudios ponderados correctamente y las actuales tarifas, de la siguiente manera: 9,3 mil millones de pesos anuales corresponderían al hecho de no haber seguido los estudios ponderados y 9 mil millones adicionales se deberían a los cambios introducidos en los factores de coincidencia.

Igualmente, advirtió acerca de la existencia de cambios metodológicos importantes que significaron incrementos en los valores de subtransmisión en todo Chile, pero que, calculados a Chilectra, alcanzaron a 8 mil 600 millones de pesos anuales, por subtransmisión, y mil 300 millones, por un factor especial presente sólo en dicha empresa: el enmallamiento. Sumados esos dos valores, Chilectra recibirá, en el cuadrienio 62 millones de dólares por concepto de subtransmisión y 10 millones de dólares adicionales por enmallamiento.

Específicamente, en relación con los incrementos por subtransmisión -la Comisión ha dicho que los ha habido-, indicó que el efecto neto consolidado a cuatro años, da cuenta de que Chilectra está percibiendo 207 millones de dólares y subrayó la necesidad de investigar esta situación y determinar cuáles son los componentes que incidieron en el alza.

La Comisión ha sostenido que este aumento obedeció exclusivamente a los precios de nudo, porque, a su juicio, si se consideran valores constantes, los componentes de costos de distribución suben y los usuarios deben pagar más por concepto de tarifas de distribución.

Todos los factores de coincidencia -que son valores que, de alguna manera, en los casos de los clientes residenciales se expresan en horas de uso- aumentaron o se mantuvieron iguales para Chilectra. La Comisión calculó en el 2000 un número de horas de uso inferior y reflejó redes menos compartidas para Santiago que lo que la propia empresa Chilectra solicitó en 1996. Ese año, Chilectra sostuvo que, en redes urbanas se compartían horas de uso que deberían ser, a lo más, 380. Sin embargo, en definitiva, fijó valores que representaban costos mayores que los que las propias empresas querían tener. De este modo, Santiago pasa a ser la ciudad con las redes de distribución menos compartidas del sistema, mientras que Osorno pasa a ser la ciudad con las redes de distribución más compartidas y concentradas del mismo.

Hace presente que el cálculo equivocado de horas de uso no constituye una ilegalidad y que, si bien la Comisión tiene atribuciones para hacerlo, carece de fundamento para actuar en tal sentido. [46]

Esta situación no se produce sólo en Chilectra. En efecto, si se comparan los ingresos estimados para cada una de las áreas típicas, según la información proporcionada por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, se puede apreciar que no sólo en el área típica 1 -cubierta por Chilectra en este proceso tarifario- existen contradicciones entre lo que fija la Comisión y la información suministrada por las propias empresas.

Si se observan las empresas modelo que fueron seleccionadas en cada área típica y se contrastan los resultados con la información del organismo de control, se llega a la conclusión de que, en cuatro de las seis áreas típicas, los valores son iguales o no tienen ningún cambio: 1,7 y 1,8; 1,4 y 1,0; 8,6 y 8,9; 9,5 y 9,8. Acotó que en el caso de Luz Linares (área típica 5), la Comisión actúa severamente, pues baja sus tarifas, sus valores agregados de distribución y sus ingresos estimados. Pero, en el fondo, son prácticamente iguales.

El cambio se produce en dos áreas típicas: en el área típica 1, cubierta por Chilectra, en el monto que se señaló anteriormente, de 58 mil millones de pesos anuales a 71 mil 600 millones de pesos anuales y, en el área típica 2, cubierta por 7 empresas. La empresa modelo, es decir, la Compañía General de Electricidad (CGE), aumentó de 23 mil 800 millones de pesos a 30 mil 400 millones de pesos anuales, si se comparan los datos proporcionados por la Superintendencia con los que calculó la Comisión.

En el área típica Nº 1, la aplicación del factor de ajuste se realizó con infracción de ley, por cuanto se modificó irregularmente el estudio del valor agregado de distribución efectuado para dicha área y, además, se realizaron alteraciones respecto de las tarifas de distribución.

Corresponde a la Comisión Nacional de Energía el cálculo de las tarifas, según el procedimiento establecido en la ley. La competencia del ministro de Economía Fomento y Reconstrucción está limitada a fijar dichas tarifas mediante decreto supremo expedido “por orden del Presidente de la República”. Excepcionalmente, puede fijar precios máximos diferentes de los calculados por la Comisión, siempre que la ley de Presupuestos autorice la utilización de los recursos pertinentes.[47]

La Comisión definió seis áreas típicas, dentro del marco de sus atribuciones, las que fueron encargadas a dos equipos consultores.[48] Ellos debían efectuar una proposición, en función de las bases técnicas elaboradas por dicha entidad, con lo cual se garantiza la coherencia metodológica no solamente entre los estudios contratados, sino también con los de las empresas.

Las bases sobre las cuales se calcularon los valores agregados de distribución se refieren a los derechos municipales efectivos o históricos y a los teóricos o potencialmente pagados, que conllevan costos más elevados. Sin embargo, la Comisión exigió finalmente valores en función de costos más altos, que oscilan entre 38 mil millones de pesos anuales y 42 mil millones de pesos anuales.

Sobre el particular, comentó que la Comisión incurrió en una contradicción, toda vez que, en primer lugar, fijó el valor agregado de distribución según un factor global de costos y, en segundo término, su labor se limitó a recoger los resultados, no sólo de dos consultores, sino de tres consultores, con el mismo propósito. Ello obedeció a que, aparte de los dos consorcios que se adjudicaron los estudios de valor agregado, se contrató a un tercer consultor, en este caso la empresa consultora GTD Ingenieros Consultores Ltda., en adelante GTD, para coordinar, revisar los estudios y proponer los valores agregados de distribución resultantes.

La competencia de la Comisión para crear áreas típicas, incluso por empresa o por zonas, no justifica un factor global de ajuste de costos hacia arriba, cuyo origen se desconoce, con lo cual excede el ámbito de sus atribuciones. En este caso concreto, se han infringido los artículos 92[49] , 106[50] y 107[51] de la ley y 292 [52]y siguientes de su reglamento. Igualmente, determinó tarifas sobre derechos municipales calculados fuera de bases e, incluso, distintos de los informados por las empresas contratadas para ello.

La Comisión ha señalado que las bases técnicas elaboradas para calcular los valores agregados de distribución constituyeron un perfeccionamiento y que debían abastecer tanto la demanda actual como la proyectada y no sólo la correspondiente a un año determinado. Al definirse áreas típicas por empresas, se estimó que, una vez elaborados los estudios, se iban a producir subsidios cruzados dentro de ellas. Indicó que, si se aplica un mismo valor agregado de distribución para una misma empresa, los clientes más caros van a ser subsidiados por los más baratos. De este modo, los clientes urbanos tendrían que pagar tarifas más elevadas para financiar las redes rurales que están dentro de esa misma área típica.

Debido a ello, después de efectuar los estudios de valor agregado de distribución, se introducen los denominados factores de asignación de costos sectorializados, con objeto de corregir las asimetrías producidas entre clientes de una misma área típica. Empero, la ley establece que bajo una misma área típica debe haber solamente un valor agregado de distribución.[53] Dichos factores no están dentro de las bases y no fueron establecidos como parte del estudio, con lo cual la Comisión ha excedido el ámbito de sus atribuciones, con un efecto adicional, cual es la perforación de las áreas típicas.

Por otra parte, la empresa GTD Ingenieros Consultores Ltda. No sólo fue contratada para corregir y coordinar estos esfuerzos, sino que también elaboró las bases técnicas con las cuales se fijaron las metodologías de los estudios de valores agregados de distribución, con lo cual es una misma empresa la que hace las bases e interviene en la fijación de los valores agregados de distribución.

Para justificar el alza de los valores referentes a subtransmisión y enmallamiento se han dado dos explicaciones diferentes. En primer lugar, se informó de la existencia de un compromiso asumido por la Secretaria Ejecutiva de la anterior administración y que en definitiva no se cumplió. Por otra parte, se explicó que el incremento se debió a un estudio elaborado por la consultora Synex, la cual planteó, en 1998, la necesidad de actualizar dichos valores. Sin embargo, dicho informe proponía bajar los valores de subtransmisión en gran parte del país.

En cuanto a los valores nuevos de reemplazo, en el estudio de la consultora Deuman se reconocían costos de explotación más bajos y rentabilidades más altas para Chilectra. Pese a ello, la Comisión, a través de la Superintendencia, logró que se modificaran los estudios de costos de explotación y que se fijaran otros valores nuevos de reemplazo.

Con estas intervenciones, la Comisión se encuentra en el límite de la rentabilidad, debido a que introduce un factor de ajuste de costos que no está contemplado en la ley. En efecto, si los cálculos sobrepasan la banda, deben bajarse las rentabilidades, con lo cual el factor de ajuste de costos es hacia arriba y no hacia abajo. Sin embargo, ese organismo estima que se trata de “un dato falso, porque las normas sobre calidad y exigencias no estaban internalizadas en el estudio de costos”. En 1999, los estándares de calidad eran mayores y se reconocían incluidas en ese estudio.

Cuando las autoridades regulatorias corrigen costos de explotación y llegan al límite de las rentabilidades primitivas no les es lícito modificar los valores agregados de distribución al margen de la ley, alterar factores de coincidencia y agregar rentabilidades por subtransmisión, que no guardan relación con el proceso tarifario.

En cuanto a la probidad administrativa, le asisten dudas sobre los vínculos que tenía la señora Blanlot con la empresa GTD, toda vez que, después de ocupar el cargo de Directora de la Comisión Nacional del Medio Ambiente, se presentó ante autoridades nacionales y extranjeras como directora ejecutiva y no como investigadora asociada de dicha empresa, labor que habría desempeñado hasta principios del año 2000.

En relación con el mismo tópico, cuestiona la relación de GTD con la Comisión y con objeto de comprender su rol se requiere conocer todos los estudios que esta consultora ha efectuado para dicha entidad, para el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción o para la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en los años 2000 y 2001.

La señora Blanlot habría trabajado, en 1997, en la elaboración de un estudio de precios de subtransmisión, que GTD confeccionó para Chilectra, lo que, en su opinión, constituiría una negociación incompatible. Ella concurrió, con ejecutivos de Chilectra, ante las autoridades de la Comisión, gestionando en nombre de dicha empresa, el cambio de los valores de subtransmisión, con lo cual Chilectra termina siendo beneficiada en materias que son objeto de asesorías previas de la señora Blanlot como consultora particular. Lo anterior implica la existencia de supuestas infracciones de las normas contenidas en la ley Nº 18.575,[54] por cuanto estaría ejerciendo sus atribuciones al margen de la imparcialidad que le exige la ley.

La Comisión genera sospechas adicionales con determinadas conductas, como, por ejemplo, con el congelamiento de los valores agregados de distribución y de los factores de coincidencia incorporados en el anteproyecto preparado por ese organismo bajo la gestión de la señora Blanlot, asociados a un alza irregular, a partir de lo cual podría concluirse que se desea obtener irregularmente determinados beneficios para Chilectra.

GTD reconoce haber determinado los contenidos de las bases técnicas para los estudios de valor agregado de distribución del último proceso tarifario. Por lo tanto, se hace necesario investigar si los contratos celebrados con la Comisión se encuentran dentro del monto máximo que es permitido estipular por trato directo. Además, GTD confeccionó otro estudio para Chilectra, que se denomina “Balance Anual de Potencia a Nivel de Distribución”, el cual dice relación con los factores de coincidencia, lo que se contrapone con lo afirmado por la señora Blanlot en el sentido de que se habría tenido presente la opinión de las empresas para hacerlo.

En materia de subtransmisión, la Comisión hizo construcciones teóricas que sólo pueden ocultar transferencias netas de recursos en favor de las distribuidoras y en perjuicio directo de los usuarios. En efecto, tras sucesivas modificaciones de los valores de subtransmisión, en octubre de 2000, se fijaron los precios de nudo y, después, se determinaron extemporáneamente las tarifas de distribución. Seguidamente, se dictó un segundo decreto que modificó los valores de enmallamiento a fines de noviembre del mismo año, aumentándolos casi al doble. Para una industria que ya había obtenido el decreto tarifario de distribución y que estaba en el límite de la rentabilidad máxima permitida -13,9 por ciento-, se podrían generar sospechas adicionales acerca de cuáles son sus motivaciones.

Se introdujeron factores de asignación de costos sectorializados para compensar las asimetrías que se producían entre clientes de distinta naturaleza respecto de una misma área típica, lo que hace necesario investigar si se tenían atribuciones para ello. Probablemente, la Comisión no calculó las repercuciones que hubo respecto de los subsidios internos y que alteraron los valores posteriores en forma indebida.

La Comisión, en todo este proceso, ha abusado del argumento de las economías de escala, con objeto de introducir nuevos factores de ajuste y de alza de costos, explicando, de este modo, las caídas en los ingresos de Chilectra entre 1996 y 2000, como, asimismo, los incrementos de los valores de subtransmisión, situación que genera incertidumbre en todos los nuevos actores que deseen participar en el sector, toda vez que la discrecionalidad que posibilita la obtención de ganancias puede producir pérdidas en lo futuro.

- Exposición del diputado señor Ricardo Rincón.

El propósito de esta investigación consiste en determinar si la fijación tarifaria ha sido efectuada de conformidad con la legislación vigente, toda vez que se trata de un proceso normado en el cual un regulador no puede atribuirse condiciones de discrecionalidad tales que impliquen determinar las condiciones de aumento o disminución del precio de la energía.

La Comisión Nacional de Energía ha expresado que los precios de nudo deben ser correctamente fijados, es decir, deben reflejar adecuadamente los costos en que los sistemas eléctricos deben incurrir para producir la calidad de servicio que el mismo regulador exige. Por otra parte, ha reconocido que no le corresponde reducirlos indiscriminadamente.[55] Sin embargo, nada se dice acerca de su incremento desproporcionado y, en tal sentido, debiera indicarse claramente que dicho aumento no corresponde a su papel de regulador.

Puede demostrar que las reducciones de precios implementadas entre 1997 y 1998 implicaron la caída de las rentabilidades esperadas para las inversiones futuras, a tasas entre el 5 y el 7 por ciento, siendo ésta la causal principal de la falta de aumento de la oferta de generación y del peligro de racionamiento en el sistema interconectado central. Sobre el particular, la Secretaria Ejecutiva no se refirió a la situación de sequía extrema que vivió nuestro país, obviando las constataciones hechas por la propia Comisión de esta honorable Cámara y las reformas incorporadas en la normativa del sector eléctrico. Su labor no consiste en asegurar rentabilidades a las empresas por concepto de generación.

Los precios de nudo, en general, han variado, entre abril y mayo de 2000 y mayo de 2001, en aproximadamente el 22 por ciento, expresado en dólares, y en alrededor del 33 por ciento, expresado en pesos. Si se descompone ese 22 por ciento, se concluye que sólo el 6 por ciento es explicable, como producto del aumento internacional del precio del petróleo y de sus derivados.

Por otra parte, el 5 por ciento corresponde al aumento por efecto del cambio en el valor del costo de falla. [56]Sin embargo, desde 1999, las compensaciones que deben pagarse por falta de suministro eléctrico están pendientes y se adeudan a los usuarios, hecho que debería considerarse en la fijación de las tarifas.

Además, el 8 por ciento corresponde al retraso, en seis meses, en la fecha de entrada de operaciones de la Central Ralco. La Comisión no introduce teóricamente en el modelo otra central, en la curva entre oferta y demanda. En el plan indicativo de obras, la ley no sólo obliga, a aquellas centrales cuya construcción se ha anunciado, sino también a aquéllas que la autoridad estime que pueden construirse, en atención al espacio disponible en el sistema.

En cuanto al carbón, se adoptó como metodología los carbones posibles de comprar, cuando el parámetro estaba constituido por los cuatro carbones más baratos. Ello podría explicar un aumento de alrededor del 3 por ciento en el precio de nudo, lo que incide en el 50 por ciento respecto del precio final.

Respecto de los factores de penalización, se ha efectuado un recálculo considerando las redes reales, lo cual no se ajusta a lo dispuesto en la ley. [57] En consecuencia, si se opta por el sistema real, los factores de penalización aumentan automáticamente, y ello estaría indicando que los usuarios perciben un efecto de dicho cálculo.

VII. LO DECLARADO POR LA SECRETARIA EJECUTIVA DE LA COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA.

La Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora Vivianne Blanlot, concurrió a las sesiones 106ª, especial, 107ª, ordinaria, y 108ª, especial, celebradas los días 14, 15 y 16 de mayo de 2001, respectivamente. En ellas respondió a las denuncias formuladas en los proyectos de acuerdo que se han señalado con precedencia, del modo que se indica a continuación.[58]

Existía claridad en que había una serie de criterios y metodologías que merecían ser revisados, tarea a la cual se abocó a partir del día en que asumió sus funciones.

En la fijación de abril de 2000 sólo se revisaron algunos aspectos, como el concerniente a la indexación del costo de falla. [59] Se trata de una variable muy importante que permite que las mismas empresas tengan distintas estrategias del uso del agua a través del tiempo.

Durante el año 2000 se invirtió en un modelo multinudal, que permitía representar el conjunto de la generación y la transmisión y calcular exactamente lo que se debía por concepto de factores de penalización, en cada uno de los nudos del sistema interconectado. El modelo sólo estuvo listo para su aplicación en mayo del año pasado, lo cual tuvo, como consecuencia, que el precio relativo en los distintos nudos variara hacia el alza en el sur y se redujera en el norte.

En octubre del mismo año hubo varias modificaciones, en temas como el índice de precios del carbón; el modo de calcular el precio relevante del gas;[60] las fechas de entrada de los proyectos que la Comisión Nacional de Energía recomienda en el plan de obras y el ajuste en los tiempos de entrada a la fecha más baja, en tiempo histórico, para cada tipo de proyecto. El resultado de dicha fijación fue un aumento del 9,7 por ciento en el precio de nudo.

En abril de 2001, el alza promedio fue del 9,5 por ciento, el cual se debió principalmente al tipo de cambio y al precio de los combustibles líquidos. Adicionalmente, se modificó la estructura de precios a través de todo el sistema de transmisión, lo que muestra cuáles son los mayores impactos sobre el cálculo de precios de nudo. Probablemente, en el futuro, no será fácil obtener un impacto adicional que no sea el derivado de las variaciones de los precios de los mercados internacionales.

Respecto del retraso de la Central Ralco, la única vez que ha recomendado dicho proyecto fue durante 1996, oportunidad en la cual señaló que este proyecto se requería para el año 2005.

En lo relativo al cambio de criterio respecto del carbón, la política de cada empresa eficiente no consiste en comprar en cada semestre el carbón más barato, sino que, por el contrario, mantener una política comercial estable, con vendedores que le aseguren calidad constantemente y donde no exista incertidumbre respecto del transporte.

En cuanto al plan indicativo de obras, se trabajó con un criterio de optimización de la oferta, dada la realidad de las opciones disponibles, pues se trata de reflejar una empresa que opere en forma eficiente.

Por otra parte, asegura no haber sido socia de GTD Ingenieros Consultores, aunque reconoce haber trabajado junto al gerente general de dicha empresa, señor Héctor Lagunas, en la elaboración de varios informes sobre el marco regulatorio eléctrico y sanitario para distintas empresas del Estado entre los años 1993 y 1994, pero asociados como consultores individuales y no como GTD. Trabajó en dicha empresa durante un año y medio, desde fines de 1997 hasta mediados de 1999, con objeto de formar una unidad consultora ambiental. Mientras tanto, continuó ejerciendo funciones como consultora individual en estudios dentro y fuera de Chile en distintos ámbitos, sobre todo en el ambiental.

Asimismo, no ha participado en el estudio sobre subtransmisión que se elaboró en el año 2000 para la Comisión. Empero, GTD formó parte de un estudio de subtransmisión para Chilectra en 1998, que no tenía por objeto calcular los costos de dicha empresa, sino que proponer una metodología de tarificación. En dicho informe aportó asesoría conceptual en el tema metodológico, pero niega haber tenido relación comercial con Chilectra o con alguna otra empresa eléctrica, no obstante haber efectuado estudios ambientales cuando trabajaba como consultora ambiental, en 1998.

Admite haber asistido a una reunión en la Comisión Nacional de Energía, en 1998, cuando se estaba revisando la metodología para fijar las tarifas de subtransmisión, a la cual concurrieron consultores del área eléctrica, a fin de explicar los criterios económicos que sustentaban dicha propuesta.

En cuanto a la subtransmisión, existe un vacío normativo y se ha adoptado la práctica de fijarla conjuntamente con los precios de nudo. En 1998, se incorporó el factor de enmallamiento, que fue propuesto por la consultora Synex, la cual señaló que el modelo radial existente no representaba adecuadamente todos los costos que el sistema de subtransmisión implica para las grandes ciudades. La forma de resolver ese problema era agregar dicho factor, que equivale al cálculo de la diferencia en infraestructura que se requiere entre una red y un sistema lineal. En el 2000, se llegó a la conclusión de que era necesario implementar el nuevo método, en consideración a que Santiago necesitaba una calidad de servicio distinta de la que requerían otras ciudades.

En términos de calidad de servicio,[61] las horas de falla en los sistemas de subtransmisión del país fluctúan entre tres y ocho horas de interrupción por año. Sin embargo, en el sistema enmallado de Chilectra, es decir, el del área metropolitana -único que cuenta en la actualidad con una red enmallada-, se exige un máximo de 0,10 horas de interrupción anuales, cifra que es sustantivamente menor de aquélla con que se opera en los demás sistemas.

Respecto del efecto que tuvo el incremento de subtransmisión en las tarifas de los consumidores finales, el recálculo de niveles implicó, aproximadamente, el 50 por ciento de aumento en los costos de subtransmisión para cinco empresas: Compañía General de Electricidad (CGE), Chilquinta, Saesa-Frontel, Conafe y Chilectra. En todo caso, dicho incremento fue insignificante desde el punto de vista del consumidor final, toda vez que es un componente muy pequeño, del orden del 2 ó 3 por ciento.

En cuanto al impacto del aumento de ingresos por subtransmisión en la tarifa de Chilectra, es de 11 mil millones de pesos por año, y el del factor de enmallamiento es de 1.291 millones de pesos, lo que representa menos del 3 por ciento del total del costo de subtransmisión y equivale a dos millones de dólares extras anuales para Chilectra. Ello significa que esta última continúa siendo la empresa que tiene la tarifa media de subtransmisión más baja del país, con 5,1 pesos por kilowatt-hora transmitido, en contra de un rango del orden de 6,8 ó 7 pesos para las demás empresas.

El costo económico de la interrupción de servicio (costo de falla) es mayor en Santiago que en otras ciudades, la que, además, mantiene mayor requerimiento por parte de las industrias.

Las fijaciones tarifarias anteriores, por razones simplemente metodológicas, contenían un cierto sesgo, debido a que se efectuaban estudios de tarifas sobre la base de áreas típicas o empresas modeladas en un número muy discreto, que tenían que representar a la totalidad de la industria. Particularmente, Chilectra, que es la empresa más grande del país, estaba representada por una compañía de mucho menor tamaño, lo cual daba como resultado que aquélla tenía tarifas más altas que otras empresas menores, con inferiores economías de escala.

En torno a los cambios metodológicos, se fijaron los criterios para definir seis áreas típicas y se especificó que el área 1 correspondería sólo a la empresa más densa y más grande, que es Chilectra.

En febrero de 2000 se convocó a las consultoras a una etapa de precalificación. Al efecto, se inscribieron doce empresas -que constituían prácticamente la totalidad de las consultoras existentes en el país- y, al mismo tiempo, se estableció como condición que, si una empresa calificaba, estaba obligada a presentar ofertas, lo cual les impedía participar en otras etapas del proceso.

Debido a que, a fines de marzo de 2000, no se habían elaborado las bases ni se habían definido las metodologías, el estudio de las bases fue externalizado a la empresa GTD, que las elaboró en un trabajo compartido con los profesionales de la Comisión. Posteriormente, se contrató a la misma consultora para que ayudara a coordinar el proceso de revisión de los estudios. La labor que se le encomendó fue coordinar los estudios, asegurar que los criterios no fueran dispares y que todos se orientaran hacia la racionalidad de los supuestos y de los resultados.

En agosto de 2000, tanto los consultores contratados por la Comisión como los de las empresas entregaron sus estudios. El hecho de que hubiera seis estudios que iban a ser efectuados por dos consorcios, es decir, por cuatro empresas consultoras [62], implicaba lógicamente que, en un período de tres meses, existirían disparidades en los criterios.

Una vez recibidos los estudios, en un período de quince a veinte días, se trabajó en su revisión y en la búsqueda de los criterios de coherencia entre los mismos. Se fijaron los valores de la Comisión, los que posteriormente se promediaron con los de las empresas, tal como lo indica la ley.

Lo que se ha cuestionado es el hecho de que no se haya considerado el valor de los estudios de cada consultora. Independientemente de la forma en que se haya interpretado la ley en otras fijaciones, el organismo regulador es la Comisión Nacional de Energía, el cual no puede delegar su papel en empresas consultoras. En consecuencia, si se hubiesen adoptado o aceptado los resultados de las consultoras, sin revisión, se habría incurrido en una falta, al no asumir esta ineludible obligación.

En relación con el hecho de que sea la empresa que coordinó el proceso de selección la misma que elaboró las bases de licitación y, posteriormente, corrigió los informes de los consultores, señala que es aquélla la que está en la mejor condición técnica para estimar si esas bases se cumplieron o no en los estudios y si se produjeron diferencias importantes en la forma en que fueron interpretadas aquéllas por los dos consorcios. Por otra parte, cada uno de los contratos adjudicados a GTD, en el desarrollo del proceso, está por debajo del monto que el Consejo Ministerial de la Comisión Nacional de Energía autoriza para contratar en forma directa. En cambio, los contratos suscritos con los otros dos consorcios están por sobre los doscientos millones de pesos.[63]

Respecto del área típica de distribución, se puede estudiar una empresa grande que posea áreas menos rurales o más urbanas, más industriales o más comerciales, menos densas o menos pobladas. Esto tiene la ventaja de que se trabaja con una sola empresa, lo cual, desde muchos puntos de vista, sobre todo desde el económico, facilita los estudios, pero tiene la gran desventaja de considerar a los sistemas de distribución como si fueran, principalmente, un conjunto de líneas de transmisión y distribución, de subestaciones, cables y áreas de servidumbres.

Los costos de administración y de comercialización de las empresas influyen más en la definición de los costos de explotación que el costo de mantenimiento de las instalaciones fijas. Es justamente ese sesgo el que favorece a algunas empresas, como Chilectra, que si bien tienen una composición fuerte, también tienen un enorme mercado, lo que es mucho más relevante. Se estaba suponiendo que tenía costos de administración y comercialización iguales a los de Conafe, pero siendo ésta mucho más pequeña, tenía costos de administración mucho más grandes y, por lo tanto, a aquélla se le estaban asignando tarifas mayores a las que le correspondían.

Respecto de lo acontecido en las zonas rurales, si bien a través de la observación de Luz Linares y Copelec se pudo representar muy bien a las pequeñas empresas rurales, también en algunas áreas de la Compañía General de Electricidad (CGE) y de Emec se pueden encontrar situaciones similares. Cuando se identifican esos casos, se les asignan costos de áreas rurales y la calidad de servicio ofrecida no es la misma para todas las empresas, con lo cual no se obtienen tarifas iguales.

Existe un costo por calidad de servicio que varía y que es más elevado para Chilectra que para las empresas rurales. No se aplican las mismas normas de calidad y, por lo tanto, las empresas se modelan en forma distinta. Sin embargo, el tema no está resuelto, porque, efectivamente, tienen costos más altos por efecto de la infraestructura física.

En el caso de Chilectra, de CGE, de Emec y de algunas cooperativas, se dudó acerca de la validez de los resultados y, sobre todo, de la coherencia de ciertas materias, mas no de la honestidad, rigurosidad ni de los esfuerzos de los consultores, por cuanto, en este tema, fácilmente se pueden obtener resultados distintos.

En relación con los sueldos de la planta, que es un ítem de alto costo en el resultado final, los estudios de la CGE y de Chilectra tomaban como parámetro de referencia muestreos de sueldos y salarios para la industria realizados por distintas empresas consultoras muy respetadas, pero que tenían resultados diferentes para los mismos ítem. En este caso, existían dos empresas que, estando toda su plana ejecutiva en Santiago, en el mismo nivel, tenían, sin embargo, grandes diferencias en los valores.

Razonablemente, no se pueden fijar valores distintos a los consultores, puesto que trabajaron con supuestos diferentes. Hay un tema de racionalidad y de justicia económica que está detrás de la responsabilidad de la Comisión. Se analizó nuevamente la materia desde el punto de vista de la coherencia, y las modificaciones que se efectuaron -tanto para Chilectra como para CGE y Emec- fueron en el sentido contrario. En el caso de esta última se habían estimado costos muy altos, que luego disminuyeron, principalmente, por diferencias en el criterio de optimización de la infraestructura física.

En razón de lo anterior, se fijó un valor agregado de distribución para Chilectra y para CGE superior al que estimaban los consultores en sus informes. La responsabilidad de la fijación de tarifas es de la Comisión Nacional de Energía. La tarifas deben ser razonables, justas, correctas y coherentes.

En la práctica, se realiza un estudio que se revisa constantemente durante todo el proceso hasta que, finalmente, se arriba a una cifra consensuada entre los técnicos de la Comisión y el consultor. Se fija el valor agregado de distribución, pero, después, se inicia un proceso adicional, que es la discusión pormenorizada respecto de los factores de coincidencia.

En definitiva, el ajuste final de las tarifas se realizó sobre la base de una discusión de los factores de coincidencia. Se solicitaron informes parciales a los consultores, los que no se proporcionaron, dada la escasez de tiempo, razón por la cual el trabajo se concentró posteriormente en la labor de ajustar las cifras en función de la coherencia de todo el proceso.

Cuando se trata de establecer costos de una empresa modelo no existe una verdad absoluta, porque lo que se está haciendo es imaginar cómo operaría una empresa ideal, así como en los precios de nudo se está tratando de imaginar el futuro en términos de costos marginales.

En cuanto a los ingresos por empresas, la variación porcentual fluctúa en el 5,9 por ciento, como promedio nacional. En el caso de Chilectra, la reducción de ingresos agregados fue del 10,4 por ciento; en el de CGE, del 4,7 por ciento; en el de Emec, del 1,5 por ciento, y en el de Conafe, del 3,9 por ciento. En cambio, en el caso de Chilquinta, se produjo un aumento del 3,1 por ciento.

Siempre se ha discutido si el valor agregado de distribución es fijado por la Comisión o por los consultores. La normativa vigente dispone que la Comisión calculará los valores agregados de distribución y encargará los estudios de costos a empresas consultoras; como, asimismo, que la entidad va a promediar sus valores agregados de distribución y los de los estudios de las empresas, de acuerdo con una ponderación de dos tercios o un tercio. Lo anterior implica concluir que se aplicó correctamente la ley.

Todas las cifras calculadas por la Comisión se han atenido a una misma metodología y a criterios comunes para todas las empresas y, además, están basadas en la más sólida conceptualización económica de la materia tarifaria.

En relación con los factores de coincidencia, fueron modificados los datos de las empresas en la fijación anterior. Se calculó un cierto costo global para las empresas, que representa el ingreso que deben recibir y luego se aplicaron dichos factores. En la medida en que no se midan cada vez que hay una fijación tarifaria, una vez definido el ingreso global, empieza una discusión sobre el tema, porque, según como se tomen, se asignan beneficios relativos para algunos sectores o empresas. Por lo tanto, determinar el costo final del usuario sobre la base de variables que no son medibles es la mayor arbitrariedad en la que se puede incurrir, poniendo en grave peligro al regulador, por cuanto puede negociar parámetros que no están medidos y que, en consecuencia, actúan sobre una base no objetiva.

Por ello, el esfuerzo metodológico de la Comisión se ha orientado a tener bases más objetivas de fijación, es decir, a tratar de bajar toda la fijación y el costo medio al usuario en variables que se puedan medir. Empero, no hubo discusión sobre estos parámetros, sino que se aceptaron las propuestas de las empresas, ya que se fijaron en el número global. Hay una diferencia metodológica, que no es ilegal, porque la ley no se refiere a las formas de aplicación ni a los factores de coincidencia. Sólo son instrumentos metodológicos que se han introducido con posterioridad a la ley, que dicen relación con la práctica de la ingeniería y no con la regulación vigente.

Los factores de asignación de costos sectorializados, por otro lado, persiguen determinar los costos medios de la empresa modelo. Como se trata de una empresa que está operando en muchas comunas en el país, se presenta un viejo dilema: aceptar o no que hay subsidios cruzados. Desde 1996 siempre se ha aplicado el primer criterio. De hecho, las tarifas estaban fijadas por comunas, lo que no necesariamente refleja en forma exacta los costos. Por lo tanto, se buscó un método de minimizar los impactos sobre los consumidores y se respetó el criterio utilizado en la administración anterior.

VIII. LOS HECHOS INVESTIGADOS Y LAS DECLARACIONES FORMULADAS EN LA COMISIÓN.

El mandato de la Corporación otorgó facultades a vuestra Comisión para investigar los últimos procesos tarifarios desarrollados durante los años 2000 y 2001, lo que implicó, en la práctica, abocarse al estudio de lo obrado por la Comisión Nacional de Energía tanto en el cálculo de los precios de nudo, en los meses de abril y octubre de 2000 y abril de 2001, como en materia de fijación de tarifas de distribución para el cuadrienio comprendido entre los años 2000 y 2004.

1. Los procesos de fijación de precios de nudo [4]correspondientes a abril y octubre de 2000 y a abril de 2001.

1.1. Cambios introducidos por la Comisión Nacional de Energía.

La Comisión ha introducido los siguientes cambios en el proceso de determinación de los precios de nudo, a partir de octubre de 2000:[64]

-Elaboración de planes indicativos de inversión en generación y transmisión.

-Proyecciones de demanda globales y por nudo del sistema eléctrico.

-Costos de falla.

-Costos de carbón y combustibles líquidos para generación termoeléctrica.

-Costos del gas natural para generación termoeléctrica y su transporte.

-Modelación de exigencias de calidad de servicio.

-Metodologías de cálculo de factores de penalización y representación de los sistemas de transmisión.

-Margen de reserva teórico de potencia.

Por su parte, el señor Gustavo Cubillos, miembro de la Comisión de Energía del Instituto de Ingenieros de Minas, [65]comenta algunos de ellos, del modo que seguidamente se indica:

1. Proyección de la demanda. En la proyección de la demanda que realiza la Comisión, en octubre de 2000, se consideró una tasa de crecimiento del sistema eléctrico del 14 por ciento para el 2000, en circunstancias de que sólo aumentó alrededor del 9,5 por ciento.

2. Costo de falla.[66] Se incrementó su valor, con objeto de posibilitar una operación más segura del sistema eléctrico y de que los usuarios paguen un seguro por un posible racionamiento futuro, señal positiva desde el punto de vista de la operación. Sin embargo, resulta imprescindible que los usuarios sean compensados en caso de racionamiento.

3. Precio del carbón. Injustificadamente, se consideró un valor de entre el 15 y el 25 por ciento mayor a lo que efectivamente están importando las empresas eléctricas. La Comisión estaría utilizando en sus cálculos carbones de Pennsylvania, que son de extraordinaria calidad, cuando lo normal es que se importen carbones de 6.500 a 6.300 kilos de calorías, provenientes de Indonesia o Australia.

4. Plan indicativo de obras. Se modificó artificialmente la fecha más próxima de entrada en operación de una nueva central a gas, de la interconexión SING-SIC y del ingreso de la central Ralco.

5. Costos de subtransmisión. Fueron incorporados en los precios de nudo con valores superiores al 50 por ciento. Se trata de un aumento desmedido, por cuanto naturalmente aquéllos se reducen como consecuencia de las economías de escala, en relación con la alimentación a los distribuidores. Particularmente, es perjudicial para las empresas mineras de menor tamaño y, en general, para los clientes libres que se encuentran conectados a las redes de distribución, por cuanto, al otorgarse a las concesionarias mayores posibilidades de manejo de los precios, se obstruye la competencia entre generadoras y distribuidoras.

En cuanto a los factores de penalización, el diputado señor Rincón opina que, aunque éstos se calcularon para un sistema económicamente eficiente, fueron aplicados por la Comisión sobre redes reales que pierden energía. En consecuencia, el aumento de dichos factores conllevó a la alteración de los precios de nudo.[67]

Respecto del alza del costo de falla, el señor Claudio Espinoza, ingeniero del área eléctrica[68], señala que no se trató de una cifra arbitraria, sino que se estableció sobre la base de un estudio elaborado para el período 1991-1992[69], actualizado en la fijación de abril de 1999.

Ni la diputada señora Ovalle ni el diputado señor Rincón justifican su incremento, en atención al hecho de que, siendo un seguro, está incorporado en el proceso tarifario. Además, las empresas no han pagado las compensaciones que se adeudan a los usuarios, con lo cual sólo se les beneficia en desmedro de estos últimos.

Por su parte, el diputado señor Vilches acota que es relevante conocer la incidencia que tiene la tasa de cambio y el precio de los combustibles, por cuanto se trata de variables que tienen influencia en el precio final. Si esa ecuación se ha mantenido en los últimos años, es prioritario conocer el motivo por el cual se modificaron en las últimas fijaciones de precios de nudo.

Respecto de la postergación de la Central Ralco, el señor Óscar Landerretche, ex ministro Presidente de la Comisión [70], reconoce que ha tenido un efecto importante en términos de dar origen a la introducción de unidades. El hecho de disponer de más de un gasoducto -tanto en el Sistema Interconectado del Norte Grande como en el Central-, posibilita la instalación de unidades de dimensiones intermedias altamente económicas que permiten incrementar la probabilidad de que, como consecuencia de la entrada en operación de una gran central, aparezca una nueva unidad.

1.2. Recargos en subtransmisión y enmallamiento.[71]

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot[72] explica que se consideró la infraestructura actual y proyectada en instalaciones de subtransmisión y se aplicaron a aquélla los costos reales actuales de inversiones, manteniendo la misma estructura de recargos vigentes desde 1992. Además, se determinó el nivel tarifario, según el costo actualizado de inversión y operación para cada subsistema y la calidad de servicio que debe prestarse en consideración a la estructura de los mismos.

En cuanto al factor de enmallamiento, se trata de reconocer la mayor cantidad de instalaciones, que son propias de un sistema enmallado o anillado, concebido y propuesto por la empresa Synex, en 1997. Se estableció una metodología aplicable a cualquier empresa que reúna esas condiciones. Actualmente, Chilectra es la única que las cumple. En el futuro, se espera que la Compañía General de Electricidad (CGE) y otros sistemas terminen siendo anillados y, por lo tanto, susceptibles de los mismos recargos.

El señor Héctor Lagunas, gerente general de GTD [73], se refiere al estudio que realizó para Chilectra, en 1997, sobre costos y tarifas de subtransmisión, en el cual se propuso una metodología y el cálculo del valor agregado de subtransmisión, mediante la creación de los factores de penalización de pérdida media y de participación analítica en los costos[74]. En cambio, la metodología, que aparece en las bases de subtransmisión, está implementada a partir de los costos de desarrollo a largo plazo y no es de costo incremental.

Por su parte, el señor Rodrigo Iglesias, jefe del área eléctrica [75] comenta que el ajuste se introdujo en la fijación de precios de nudo de octubre de 2000. El factor de enmallamiento fue 1,707 y se fijó una sola vez, lo que implica que, para efectos tarifarios, tiene un solo valor.

Por su parte, la señora María Isabel González, ex Secretaria Ejecutiva[76], niega lo afirmado por parte de la administración actual, en orden a que con dicho incremento se estaría cumpliendo un compromiso adquirido durante el período en que le correspondió desempeñarse en la Comisión. Aclaró que, en 1997, se contrató a la empresa Synex, con objeto de determinar si los recargos de subtransmisión estaban siendo utilizados en esa época y si representaban debidamente los costos. A raíz de dicho estudio, surgió el tema del enmallamiento, que afecta a las grandes ciudades del país, no solamente a la región metropolitana. Los factores de enmallamiento calculados por Synex no exceden de 1,25, en circunstancias de que en el último decreto tarifario son de 1,7. [77]

El gerente comercial de Chilectra, señor Marcelo Silva,[78] admite que las cifras relativas al segmento de subtransmisión han tenido un reconocimiento tarifario más acorde con la realidad, y que se ha representado, desde 1992, que existe un subconocimiento del sistema de subtransmisión, que es esencial para garantizar la calidad y continuidad del servicio en la distribución de media y baja tensión.

El representante de Synex Ingenieros, señor Renato Agurto[79], expone que, con objeto de visualizar la aplicación de la metodología propuesta, se dio un ejemplo con tres mallas, que corresponden a las tres principales ciudades del país: Santiago, Valparaíso y Concepción. Sin embargo, no hubo referencia a ninguna malla en especial, sino que se hizo un ejemplo teórico y, a la vez, se establecieron tres condiciones que deberían cumplirse para que el factor pudiera aplicarse.[80]

Ante lo afirmado por la señora Blanlot en el sentido de que su empresa es la responsable del cálculo, aclara que Synex sólo estableció el criterio y la metodología y que los valores fueron calculados por la Comisión.

En relación con esta materia, el señor Gustavo Cubillos, miembro de la Comisión de Energía del Instituto de Ingenieros de Minas,[81] admite que la única manera de hacer atractiva la distribuidora para un cliente libre es mediante el ofrecimiento de valores de subtransmisión más bajos que los que podrían ofrecer la generadora. Ello ocurre, en su opinión, siempre que la subtransmisión absorba la mayor demanda y baje proporcionalmente sus costos. La distribuidora puede exigir que, a mayor demanda, el precio de subtransmisión sea más bajo, por efecto de las economías de escala, lo que no acontece en el último decreto tarifario.

1.3. Efectividad de las políticas empleadas por la Comisión Nacional de Energía para incentivar las inversiones del sector.

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot,[82] sostiene que las señales de precios se construyen sobre la base de mostrar fielmente la realidad del mercado. Aunque no se puede afirmar que en este año se hayan reactivado las inversiones, tampoco se puede esperar que la reacción de los inversionistas sea instantánea, puesto que los mercados no funcionan de esta manera y existen muchas otras consideraciones, más allá del precio, que provocan la reacción de quienes invierten.

La función de la Comisión es mantener una política realista de precios de nudo, con objeto de emitir señales adecuadas, no solamente desde el punto de vista de los precios, sino que en relación con la estabilidad de las reglas. Se espera que las inversiones empiecen a reaccionar ante esa coherencia de política energética. Como institución, le corresponde reflejar los costos reales que prevalecerán en los próximos años en el mercado energético. De lo contrario, no existirá interés en vender a precios de nudo, porque se está manteniendo un precio artificialmente bajo, que es inferior al del mercado.

Por su parte, el Presidente del Instituto de Ingenieros de Minas, señor Carlos Vega,[83] hace presente que los cambios efectuados están orientados a conseguir un alza en dichos precios, para incentivar las inversiones en el Sistema Interconectado Central. Esta situación favorece a los generadores, particularmente a los responsables del retraso, por cuanto se han aumentado artificialmente los precios de la electricidad. Ello demuestra que el mercado de la generación eléctrica es competitivo en el largo plazo, pero monopólico en el corto plazo, porque operar una nueva central requiere de, al menos, un par de años, cuestión que debiera ser analizada cuidadosamente por la autoridad, con objeto de no ofrecer incentivos perversos y evitar que ellos perjudiquen a los usuarios.

En la misma sesión, el señor Josif Baumgartner, Presidente de la Asociación de Consumidores de Energía No Regulados,[84] señala que la filosofía de la ley consiste en tener la posibilidad de autogenerar o autoproducir electricidad si no se logra un acuerdo con el suministrador. No obstante lo anterior, la capacidad de negociar adecuadamente es limitada. Existen muchos clientes libres que son cautivos de las distribuidoras y que se ven obligados a preferir opciones tarifarias, con lo cual la normativa eléctrica no se cumple.

1.4. Las acusaciones de que autoridades anteriores de la Comisión Nacional de Energía habrían rebajado artificialmente los precios de nudo.

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot, expresa que “la Comisión puede demostrar que las reducciones de precio implementadas entre los años 1997 y 1998 implicaron la caída de las rentabilidades esperadas para las inversiones futuras, a tasas entre 5 por ciento y 7 por ciento, siendo ésta la causa principal de la falta de aumento de la oferta de generación, y del peligro de racionamiento en el Sistema Interconectado Central para los próximos años”.[85]

Consultado el ex ministro Presidente de la Comisión, señor Óscar Landerretche [86]

, acerca de la crítica que la actual Secretaria Ejecutiva habría formulado a su gestión, informa de una conversación que sostuvo con la señora Blanlot, quien le manifestó que se había referido sólo a la crisis eléctrica y no a su gestión propiamente tal [87]. Su desempeño coincidió con una época de crisis, debido a la caída de los precios, con lo cual el precio teórico de la Comisión quedó por debajo de la banda de precios libres. Los precios de nudo se establecieron mediante la banda de precios de los contratos libres durante todo el período. En consecuencia, no le parece aceptable que se sostenga que aquéllos reflejaron alguna rentabilidad determinada o que fueron manipulados.

En la misma sesión, la ex Secretaria Ejecutiva señora María Isabel González [88]afirma que le ha llamado la atención que se haya acusado a la anterior administración de manejar en forma política los precios de nudo, culpándola por la falta de inversiones en el área de la generación. Recordó que todos los sectores políticos han coincidido en que las tarifas no fueron bajadas artificialmente, lo cual ha sido admitido públicamente por el ex Secretario Ejecutivo, señor Sebastián Bernstein, y el ex ministro Presidente de la Comisión, señor Alejandro Jadresic.

2. Proceso de fijación de tarifas de distribución eléctrica para el período 2000-2004.

2.1. Los cambios introducidos en el último proceso tarifario.

En relación con lo obrado por la Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot, el señor José de Gregorio, ex ministro de Economía, Minería y Energía [89], hace presente que, en la sesión especial de esta honorable Corporación celebrada el 2 de mayo de este año, hizo una extensa presentación acerca de las fijaciones tarifarias, dio cuenta de las dudas que existen respecto del proceso y del rigor con que ha actuado la Comisión Nacional de Energía, precisando que tiene la plena convicción de que se trata de un trabajo serio, responsable y técnico.

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot[90], señala que cada una de las fijaciones tarifarias se enmarca dentro de las decisiones adoptadas por la autoridad, en determinadas etapas del proceso, las cuales, fuera del contexto, podrían considerarse arbitrarias; sin embargo, fueron necesarias para garantizar la racionalidad del proceso. Si se analiza cualquier proceso pueden encontrarse miles de parámetros cuestionables, pero que son necesarios para garantizar la racionabilidad de los resultados.[91]

Por su parte, el señor Rodrigo Iglesias, jefe del área eléctrica [92], informa que las principales modificaciones metodológicas introducidas en el último proceso tarifario dicen relación con el mayor número de áreas típicas definidas [93]; con la selección de las empresas modelo, debido a que se clasifican o se estudian empresas completas; con algunas características distintivas que tenían las bases técnicas que se diseñaron para guiar el trabajo de los consultores; con el diseño de la empresa para abastecer la demanda proyectada, lo que también constituye un concepto nuevo, y con la calidad de servicio que se aplica al segmento de distribución. Por primera vez, se condiciona el diseño de la empresa modelo en función del cumplimiento de ciertos estándares de calidad de servicio.[94]

El señor Héctor Lagunas, gerente general de GTD[95], expresa que los cambios metodológicos no son ilegales ni arbitrarios y no pretenden beneficiar a nadie en particular. Los principios de coherencia económica que desarrollaron se vertieron en el procedimiento de áreas típicas, en la empresa nueva que inicia su operación, en la referencia al mercado real, en la determinación de la industria eficiente y en la transparencia en el proceso de revisión de los estudios.[96]

Conocidos los valores agregados de todas las empresas, se crearon los valores nuevos de reemplazo reales revisados con los costos de operación y con las potencias vendidas. Con esos datos se originó un valor agregado de distribución para cada una de las empresas y una curva de costos. Mediante esta curva se determinó la mejor clasificación de empresas, seleccionando una empresa representativa, con una tolerancia tal que la diferencia de costos no permita que su tarifa individual exceda el 14 por ciento de rentabilidad o sea inferior al 6 por ciento.

En torno a la legalidad de la propuesta de agrupar a la industria de determinada manera y a la necesidad de hacer una homologación final, señala que es la Comisión, y no el consultor, quien tiene todo el derecho de modificar y revisar los estudios. No obstante lo anterior, la autoridad no puede ser arbitraria. Por ello, se elaboró una metodología coherente con el mercado, pese a las discrepancias que ella pudiera suscitar.

El diputado señor Jocelyn-Holt cuestiona el hecho de que, una vez definidas las áreas típicas y realizados los estudios, se solicite a la empresa que elaboró las bases técnicas la corrección de los resultados a través de una curva de ajuste.

Por otro lado, el señor Gustavo Riveros [97], gerente comercial de Saesa-Frontel, comenta que la metodología utilizada en los procesos anteriores ha sido escoger una muestra muy pequeña de comunas o sectores que las empresas atienden, de tal manera de constituir con ello lo que se denomina empresa modelo, y desde allí calcular tarifas para el resto del país. En la fijación de 2000 hubo un cambio notable, pues las empresas modelo fueron construidas a partir de las zonas que atienden empresas reales que operan en Chile y que, en la práctica, representan el ochenta por ciento de los clientes del país. Por otra parte, las bases del proceso fueron bastante más completas que en otras oportunidades. Durante los procesos tarifarios de 1992 y 1996 aquéllas tuvieron que ser modificadas, pues debieron incorporarse aspectos que no estaban previstos desde un principio.

A su vez, el diputado señor Vilches coincide en que, en vez de utilizar una empresa modelo, se tomó como referencia a seis de ellas, con lo cual se modificó absolutamente la base para el cálculo del valor agregado de distribución.

Consultado acerca de si conocía experiencias previas en procesos de homogeneización u homologación de estudios, el señor Óscar Landerretche, ex ministro Presidente de la Comisión [98] , responde que, en el caso del valor agregado de distribución, la normativa vigente no deja márgenes para el componente del estudio encargado por la Comisión. Sin embargo, si le hubiera correspondido participar en el proceso, habría solicitado un informe en derecho, por cuanto no está seguro de que la actual normativa permita efectuar el ajuste necesario para el proceso. En todo caso, el procedimiento siempre es reglado, con objeto de que pueda aplicarse la disposición que posteriormente promedia los estudios correspondientes.

El ex Secretario Ejecutivo, señor Sebastián Bernstein,[99] señala que la Comisión puede enmendar un error manifiesto del consultor especializado, a través de un procedimiento transparente, teniendo en consideración la gran cantidad de recursos involucrados. En el pasado, se han producido situaciones de disparidad de resultados en los estudios tarifarios, las cuales se han solucionado, incluso dentro de las bases. En 1988, se debió modificar un parámetro relacionado con pérdidas técnicas de potencia, por falta de acuerdo con el consultor, con objeto de evitar las implicancias que podría tener un error en el largo plazo. Pero ello se llevó a cabo en forma transparente, abierta e informada.

Sin embargo, precisa que no ha habido otros procesos en los cuales se haya hecho una homogeneización de estudios. La expresión homogeneizar puede ser interpretada como otorgar atribuciones arbitrarias a la Comisión para que modifique resultados a su antojo, o bien como un análisis sistemático, basado en elementos racionales y objetivos, con objeto de detectar errores. Por ello, es necesario que este aspecto esté reglamentado y sea transparente, por cuanto existe preocupación en el sentido de que esa facultad, que se estaría coligiendo de la ley, pudiera provocar la distorsión de los resultados del proceso.

2.2. Las opiniones de los consultores contratados por la Comisión Nacional de Energía.

2.2.1. El consorcio Eleconsult-Facultad de Ciencias Económicas y Administrativas de la Universidad de Chile.

El decano de la Facultad de Ciencias Económicas y Administrativas de la Universidad de Chile, señor Ricardo Paredes, y el gerente general de Eleconsult, señor Gabriel Inostroza, concurrieron a la sesión 111ª, ordinaria, de 5 de junio de 2001. Este consorcio se adjudicó las áreas típicas 2, 3 y 6.

El señor Ricardo Paredes[100] hace presente que los componentes de costos se ajustaron a las bases establecidas por la Comisión y que no es frecuente que se corrijan significativamente las cifras de los trabajos encomendados, especialmente en lo que se refiere a remuneraciones, porque se trata de una materia en que los criterios tienden a homogeneizarse.

El señor Gabriel Inostroza[101] señala que tuvieron frecuentes reuniones con integrantes del equipo de profesionales del área eléctrica de la Comisión y con representantes de GTD, en las cuales se revisaban las metodologías, los criterios aplicados y el cumplimiento de las bases. Derivada de esas reuniones de coordinación surgió la necesidad de efectuar eventuales correcciones o análisis adicionales, dada la complejidad de este tipo de estudios. En ninguna oportunidad recibieron instrucciones de parte de la Secretaria Ejecutiva ni de ningún profesional adscrito a la Comisión.

Los valores establecidos por los consultores en sus estudios de componentes de costos representan una proposición a la autoridad, la cual resuelve, en ejercicio de las facultades que la ley le otorga. Es perfectamente explicable que los estudios de componentes de costos presenten diferencias significativas, de alrededor del 30 por ciento, pues los factores pueden sufrir y han sufrido variaciones importantísimas dentro del propio proceso de estudio. Lo que no le corresponde a la Comisión es fijar valores agregados de distribución.

En cuanto al proceso tarifario de 1996, se le consulta si es normal lo acontecido con la consultora Mega-Red, la cual redactó un borrador para las bases y, posteriormente, se adjudicó los estudios de valor agregado de distribución, frente a lo cual responde que, a su juicio, ello constituía una irregularidad.

2.2.2. El consorcio Mega-Red-Soluciones Integrales S.A.

En la sesión 112ª, ordinaria, de 12 de junio de 2001, se recibió a los representantes del consorcio formado por las empresas Soluciones Integrales S.A., en adelante Solint, señores Alejandro Jadresic y Gastón Held, y de la empresa Mega-Red Ingenieros Ltda., señores Juan Cembrano, Pablo Benario y Andy García. Posteriormente, en la sesión 121ª, especial, de 30 de julio de este año, concurrieron, nuevamente, los representantes de Mega-Red, señores Juan Cembrano y Pablo Benario. Este consorcio se adjudicó el estudio de las áreas típicas de distribución signadas con los números 1, 4 y 5.

El señor Alejandro Jadresic, ex ministro Presidente de la Comisión y actual consultor de Solint[102], señala que el consorcio se ajustó a las bases y cumplió con lo solicitado. Existen casos en los cuales pueden cambiarse los estudios de la Comisión y otros en los cuales es imperativo hacerlo, a saber, cuando se está en presencia de errores evidentes o de elementos que puedan estar fuera de bases.

En cuanto a si las remuneraciones de la empresa modelo fueron subestimadas, el señor Gastón Held, representante de Solint[103], informa que la empresa fue dividida en tres secciones: la primera, tiene relación con la atención de clientes; la segunda, con operaciones de mantenimiento, y la tercera, referida a la administración. En cada una de ellas se dimensionó la cantidad de recursos humanos que necesitaban para modelar las empresas eficientes, se identificó el grado de jerarquía y se elaboró un proceso de homologación de cargos que fue manejado por profesionales experimentados en el tratamiento de empresas modelo. Una vez que tuvieron el cargo identificado, se utilizó un estudio de mercado que reflejaba la realidad de las remuneraciones y, sobre la base de esa homologación, se escogió el valor medio en los casos de los rangos no gerenciales y los de los ejecutivos de más alto nivel.

En relación con el proceso tarifario de 1996, el señor Juan Cembrano, consultor de Mega-Red, explica que, en 1995, tuvieron reuniones con motivo del borrador de bases, en las cuales se intercambiaron ideas sobre los antecedentes del mismo, tales como datos de costos por empresas.[104]

A su vez, el señor Pablo Benario, consultor de Mega-Red[105], recalca el hecho de que la señora Blanlot informó que no se utilizaron los valores agregados de distribución calculados por su consorcio, por cuanto ello tiene un impacto desde el punto de vista de los consumidores. En efecto, los ajustes realizados por la Comisión la llevaron a obtener resultados que son en el 35 por ciento superiores a los obtenidos por el consorcio Solint-Mega-Red en el caso del área típica 1. Como consecuencia de lo anterior, los usuarios deberán a pagar una cantidad aproximada de 9 mil millones de pesos adicionales por año.

Los ingresos anuales de Chilectra, por concepto de distribución, deberían corresponder a 62.639 millones de pesos, en vez de 71.639 millones de pesos, por no haberse aplicado los resultados del estudio de Mega-Red. Las tarifas que fijó la autoridad para la distribución y subtransmisión tuvieron una disminución del 4,9 por ciento, que podría haber sido del 8,4 por ciento, si se hubiese aplicado el mencionado estudio.

La Comisión puede modificar los resultados en la medida en que se verifique que el consultor no se ciñó a las bases. Si los estudios están dentro de bases, no puede corregirlos.

2.3. Modificación de los estudios de los consultores y facultades de la Comisión Nacional de Energía.

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot,[106] sostiene que no se alteraron ni desecharon los resultados de los estudios de los consultores, toda vez que éstos fueron incluidos en el informe que se remitió a la Contraloría General de la República. Se corrigieron los resultados del consultor -que eran parciales- para calcular sus propios valores agregados de distribución. El cálculo de estos últimos es responsabilidad del regulador y no del consultor, por lo cual no puede aceptarse que ellos tengan el carácter de peritaje, a menos que la ley específicamente se lo otorgue.[107]

Respecto de lo obrado por la Comisión, se tenía claridad acerca de las diferencias y de la factibilidad de corregirlas. Dado que los consultores consideraban que sus estudios eran correctos, no fue posible trabajar con ellos en el proceso de corrección, lo cual puede ser muy censurable.[108] Se pagó a los consultores porque ellos hicieron su trabajo, pese a utilizar criterios parciales distintos. Siempre se paga a los consultores por tramos, aunque el último pago se retuvo hasta finales de diciembre de 2000, por considerar que se debía mantener el compromiso de aquéllos de ayudar en todo el proceso posterior.[109]

La ley señala que existe un período en el que se pueden discutir los resultados, luego del cual, si no hay acuerdo, prevalecen los estudios originales, los que se ponderan en un tercio y dos tercios. Sin embargo, la ley se contradice, porque no establece que el estudio de las empresas deba ser efectuado por el consultor sin la intervención de ellas. Por lo tanto, debería estimarse que la Comisión tiene la facultad de intervenir libremente en el proceso que están llevando a cabo sus consultores.

Se acordó que la metodología empleada por GTD fuera la base para la revisión posterior de los estudios. Consistía en una validación de la relación de costos que existe entre empresas de distintos tamaños, en función de una curva de costos de la industria, que podía ser conocida por medio de la base de datos de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Conversó sobre el tema con el ministro Presidente de la Comisión, que en este caso es el ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción. Enseguida, consultó con los abogados externos, quienes opinaron que corresponde a la autoridad calcular los valores agregados de distribución en función del estudio de costos que lleva a cabo el consultor y que tiene la responsabilidad de corregirlo si los resultados son erróneos e incluso si existen diferencias de criterios.[110]

Del mismo modo, es improcedente sostener que la Comisión no pueda corregir un estudio que contenga errores. Por ello, no se puede sentar como precedente de política regulatoria que un consultor pueda alegar que sus resultados establecen la política tarifaria del país.

Consultada acerca de la interpretación del inciso final del artículo 107,[111] respondió que sus abogados, tanto internos como externos, le indicaron que la complejidad del sector obliga a modificar, a través del tiempo, los estudios que se realizan. Por lo tanto, la autoridad administrativa no puede estar circunscrita a que siempre se lleve a cabo un estudio. Ese no es el espíritu de la ley, por cuanto señala que se trata de los estudios de la Comisión y no indica que los calculará una empresa consultora contratada por aquélla.

El diputado señor Leal concuerda con lo aseverado por la señora Blanlot, en el sentido de que es la Comisión quien tiene la responsabilidad legal de calcular las tarifas y no las empresas consultoras. Históricamente, han existido discrepancias relevantes entre los estudios de las empresas y los de la Comisión, particularmente en los procesos tarifarios de 1992 y 1996. Si se revisan, puede advertirse que hubo contradicciones y opiniones distintas entre la Comisión, Mega-Red y las otras empresas que participaron en ellos. Por otro lado, las concesionarias han desmentido la acusación de que la Comisión pretendió alterar irregularmente los valores agregados de distribución de siete empresas distribuidoras. Además, se ha aclarado que, aun cuando existen bases técnicas para efectuar los estudios de componentes de costos, los resultados pueden ser distintos, según si se trata de los estudios de los consultores o de las empresas.

En concordancia con lo anterior, la señora Pilar Bravo, jefa del área jurídica, expresa que la autoridad debe contar con los antecedentes técnicos más idóneos, de modo que no pueda reprocharse su decisión ni por ilegal ni por arbitraria. Por ello, siempre será necesario modificar el procedimiento de manera que sea más confiable, para efectos del informe técnico que la Comisión elabora y remite al ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción.[112]

El diputado señor Jocelyn-Holt argumenta que la Comisión se hace responsable de las cifras que entrega, pero se ha atribuido la facultad de modificar los estudios de los consultores. Existen consultores que no trabajan bien, que calculan mal la demanda, los derechos municipales -informes 1 y 2-, los sueldos y salarios, el valor agregado de distribución y que, además, deben ser objeto de ajustes por calidad de servicio, del 30 por ciento. Pese a ello, la Comisión nunca les formuló observaciones durante el desarrollo de los mismos.

El diputado señor Leay acota que, durante el proceso, las consultoras están permanentemente relacionándose entre sí, con objeto de converger finalmente en conclusiones que sean homogéneas y que les permitan seguir trabajando en las fases posteriores del proceso. No obstante lo anterior, se entregó a GTD la facultad de modificar los componentes de los estudios de los consultores, lo cual constituye una novedad si se examinan los procesos de 1992 y de 1996. Por otra parte, la empresa contratada para analizar los resultados no consideró los estudios de las consultoras; es decir, aquéllos fueron modificados, a pesar de que los consultores cumplieron con las bases de la licitación.

La Diputada señora Ovalle opina que, atendido el monto de los estudios encomendados a las empresas consultoras, resultan incomprensibles las discrepancias que motivaron a la Secretaria Ejecutiva a adoptar la decisión de cambiar las tarifas propuestas, referidas a los sueldos de los trabajadores de la empresa modelo y a la infraestructura.

Por su parte, el diputado señor Prokurica hace presente que la actual normativa no faculta a la Comisión para efectuar modificaciones a los estudios una vez terminados, excepto que los propios técnicos lo autoricen. Aclara, eso sí, que la autoridad tiene la posibilidad de corregirlos durante el proceso, lo cual obedece a la lógica del sistema que se encuentra reflejada en la ley.

Comparte, igualmente, el criterio de que las empresas estudian componentes de costos y no fijan tarifas. Sin embargo, de acuerdo con el espíritu de la ley y lo que señala la lógica, no se pueden solicitar estudios a las consultoras para después desecharlos. Esos informes pueden ser corregidos en tanto existan errores manifiestos o temas que no aparezcan bien planteados. Sin embargo, en el último proceso la autoridad actuó exactamente al revés.

Por otro lado, la señora Blanlot [113] explica que los estudios de la Compañía General de Electricidad (CGE) y de Chilectra tomaban como parámetro de referencia muestreos de sueldos y salarios para la industria, realizados por distintas empresas consultoras que tenían resultados diferentes para los mismos ítem. A su vez, el indicador de salarios utilizado por Mega-Red no representaba técnicamente el caso del área típica 1. Por lo tanto, se decidió usar otro, que había empleado otro consultor, y que era más representativo del sector. La Comisión tiene la obligación de fijar el valor que considera correcto para ponderar los dos tercios.[114]

Consultada respecto de si aceptaría que las empresas le entreguen estudios con valores corregidos o si haría respetar el estudio original de las empresas consultoras, responde que cada empresa puede contratar su propio estudio. Si las empresas tienen cinco estudios para una misma área, la Comisión promedia sus resultados y los utiliza para el tercio que corresponde. Puntualiza que la Comisión sólo puede rechazarlos en el evento de que se encuentren fuera de bases.[115]

En relación con este tema, el señor Rodrigo Iglesias, jefe del área eléctrica, explica que las bases cumplen una doble función: una, de orden general, establecida en la ley, que básicamente consiste en diseñar o conceptualizar lo que se entenderá como empresa modelo, y otra, representada por una función de tipo administrativa, relativa a la licitación de los estudios de costos.[116]

Preguntado sobre el motivo por el cual el valor final se obtiene sobre una base de cálculo de una empresa real, responde que la Comisión rebaja el valor propuesto por la consultora GTD de forma tal que no exceda del 26 por ciento del valor inicial, que es aproximadamente el ajuste obtenido en el área típica Nº 2. Se adoptó el criterio que permite establecer 10 mil millones respecto del valor inicial. Si eso se traslada a los derechos municipales, que fue el origen de la incertidumbre, es el equivalente a tomar 711 millones de derechos municipales.

En cuanto a los elementos de la fórmula final que fueron objeto de modificaciones, responde que se aplicaron criterios nuevos en la empresa nueva y en las áreas típicas. Finalmente, la Comisión no considera directamente el valor propuesto por el consultor, sino que le aplica uno más bajo. Incluso, tampoco sigue la recomendación del otro consultor, que es GTD, porque la Comisión tiene que fijar lo que le parece justo y correcto.[117]

A su vez, el ex ministro del ramo, señor Óscar Landerretche[118], admite tener dudas, por cuanto la normativa vigente no contiene ninguna disposición que indique la forma de operar en esa situación.

La señora María Isabel González, ex Secretaria Ejecutiva,[119] sostiene que se trata de un proceso muy normado y que la autoridad no puede actuar a su arbitrio. Su labor se limita a la fijación de las bases del estudio de valores agregados de distribución, que son aplicables tanto a sus consultores como a los de las empresas, y a la definición de aquéllos que efectuarán el estudio para la Comisión. No tiene otro margen, pues, de lo contrario, no tendría sentido establecer la ponderación de dos tercios y un tercio. La actual normativa permite a la Comisión cambiar las conclusiones de los informes de los consultores de las empresas, siempre que estas últimas consientan en ello. En cambio, no tiene facultades para cambiar los estudios contratados por la Comisión.

El gerente comercial de Chilectra, señor Marcelo Silva,[120] opina que cualquier inconsistencia o aspecto que los modelos no reflejen adecuadamente puede ser corregido con un criterio que sea transparente. Ante la hipótesis que se le plantea en el sentido de cuál sería su actitud si los cambios hubieren perjudicado a las empresas, contesta que la normativa en vigencia asegura, a través de la justicia común, la protección de los derechos de los operadores en caso de arbitrariedades.

El señor Guillermo Matta, gerente general de Compañía General de Electricidad,[121] acota que tomó conocimiento de las observaciones que le mereció a la Comisión el estudio de valor agregado de distribución y que debían corregirse de conformidad con el artículo 107[122]. Sin embargo, en representación de CGE y de las empresas Río Maipo, Emelat, Puente Alto, Elecda, Conafe y Eliqsa, se le contestó que no procedía efectuar correcciones en los estudios encargados por las empresas clasificadas en el área típica 2.

Por su parte, el ex superintendente de Electricidad y Combustibles, señor Juan Pablo Lorenzini[123], señala que el criterio básico del reglamento eléctrico fue introducir grados de transparencia y de certeza en el proceso tarifario, a fin de que la arbitrariedad administrativa que pudiera producirse tendiera a desaparecer o, al menos, se mitigara. De este modo, las bases son obligatorias no sólo para las empresas, sino también para los estudios que son encargados por la autoridad.

Consultado sobre si la ley permite realizar otros estudios, opina que, si bien no lo prohíbe, tampoco lo contempla, precisando que la Comisión debe efectuar un estudio, mientras que es facultativo el que corresponde a las empresas. Si estas últimas no pueden realizar otros estudios o corregir los que han efectuado, lo justo sería que tampoco la autoridad pudiera hacerlo con sus propios estudios.

El señor Sebastián Bernstein, ex Secretario Ejecutivo,[124] afirma que, independientemente de que los estudios tienen que ceñirse a lo que señalan las bases y la normativa vigente, el regulador es responsable de las cifras que proporciona, toda vez que con ello afecta, positiva o negativamente, al público o a las empresas, en el cuadrienio siguiente. Si bien actúa a través de sus consultores y se promedian los resultados, existe una última instancia en virtud de la cual la Comisión puede rectificar errores en los resultados o incoherencias en los estudios.

Por otro lado, dado el volumen de la información que había que procesar, la fijación fue bastante difícil, ya que había que analizar cientos de alimentadores, optimizar la gestión y la operación de empresas de ese tamaño. Por lo tanto, era razonable que, de alguna forma, se segmentaran los estudios a través de los distintos consultores y que, atendida la diversidad de los mismos, se hiciera necesaria la existencia de una instancia de supervisión y de homogeneización de ellos, a lo menos, en términos de filtrar errores.

El ex jefe del área eléctrica, señor Andrés Alonso, [125]aclara que, si se encuentra un error en el estudio de costos de la empresa modelo, es admisible que se pueda homogeneizar. La Comisión ha dicho que Chilectra escapa a todos los parámetros, que es totalmente distinta, que no hay nada que hacer con ella, pero resulta que después la incluyó en una curva. Si se encuentra un error en el estudio, tiene que decirle a su consultor que coteje las bases; luego, se le hace una representación de primera falta y, después, una representación de oficio. Posteriormente, si continúa fuera de bases, la misma Comisión -no necesita de un tercero- puede cambiarlo, porque tiene que estar dentro de las bases.

Finalmente, el señor Renato Agurto, consultor de Synex[126], coincide con lo afirmado por el señor Alonso en términos de que, si el estudio del consultor contiene errores, la Comisión tiene el derecho de representarlos y de pedirle que sean corregidos. En ese sentido, la Comisión tiene el deber de velar por que se respeten las bases.

Ahora bien, si el consultor contratado por la Comisión no quisiera corregirlos, ésta podría enmendarlos de oficio. Se puso en el caso de que la Comisión se basara en la opinión de otro consultor para efectuar la corrección y concluyó que los métodos que utilice este consultor no deben estar, necesariamente, contemplados dentro de las bases.

2.4. Valorización de los derechos municipales.

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot[127], expresa que se acogió la tesis según la cual deberían considerarse los derechos municipales y de servidumbres efectivamente pagados, dado que, en la práctica, no son valores optimizables, por cuanto son las municipalidades y los dueños de los predios los que determinan sus montos. Por tal motivo, se hizo necesario utilizar un criterio más conservador para rebajar las tarifas, es decir, pagar lo que es histórico.

Posteriormente, reconoce que las bases no definieron claramente cómo debían ser tratados y que tampoco tuvieron éxito para efectuar las precisiones solicitadas por las consultoras. Dado que se está desarrollando una empresa modelo que empieza desde cero, lo que se está suponiendo es el dimensionamiento físico de los derechos municipales, en relación con la cantidad de instalaciones que se requieren para tal efecto. Debido a ello, solicitaron a los consorcios que, analizando la historia de lo pagado, buscaran un indicador unitario en función de la cantidad de instalaciones construidas y de los bienes nacionales de uso público intervenidos en el pasado y lo aplicaran a la empresa modelo y a las instalaciones que a ella le corresponden. No obstante, los consultores no respondieron satisfactoriamente a este requerimiento.[128]

En el caso del área típica Nº 1, el estudio del consultor entregó dos valores, ninguno de los cuales correspondía a lo que se solicitó en las bases: uno era de un valor ínfimo y, el otro, de alrededor de 4 mil millones de pesos. Se consideró un valor aproximado de mil millones de pesos, que estaba más cercano de lo que hasta ahora las empresas han pagado. Sin embargo, este tema se ha complicado, porque se ha hecho un símil con los resultados de una comisión pericial que, en el contexto de otro proceso administrativo, no tiene nada que ver con el analizado.

Ante la consulta del motivo por el cual no se utilizó el valor más alto -ascendente a 4.200 millones-, no obstante haberse ajustado los otros elementos de costos, como son las remuneraciones y las instalaciones físicas, para obtener una cifra idéntica a la que se hubiese conseguido si se hubiese considerado dicho valor, responde que la totalidad de la corrección son 13 mil millones de pesos. Si se le sumaran a los 38 mil millones, es decir, si se aceptaran los 4 mil millones de pesos o el máximo de derechos municipales, serían 51 mil millones de pesos de valor agregado de distribución. Por ello, concluye que es atinente la corrección de remuneraciones y de activos físicos recomendada por GTD. [129]

En concordancia con lo anterior, el señor Rodrigo Iglesias, jefe del área eléctrica,[130] señala que se resolvió que tanto los consultores de las empresas como los de la Comisión debían utilizar una metodología que calculara los montos de derechos municipales efectivamente pagados. Al mismo tiempo, reconoce que en las bases se cometió un error al señalarse que las empresas no estaban afectas a dicho pago. Por ello, se hizo necesario aclarar que los consultores deberían utilizar los valores de derechos efectivamente pagados, citando instrucciones de la Contraloría General de la República.[131]

Por su parte, el señor Héctor Lagunas, gerente general de GTD,[132] hace presente que las bases contemplaban la posibilidad de ocupar los datos históricos. Sin embargo, un acápite de ellas establecía que podían incorporarse otros procedimientos, pero que, en este caso, cuando lo hicieran, debían agregarse al estudio y la Comisión evaluaría la pertinencia de colocarlos o no.

El diputado señor Jocelyn-Holt sostiene que la discusión radica en si los derechos municipales fueron considerados en su valor histórico o teórico. La Comisión argumentó que, al efectuar el cálculo de los valores nuevos de reemplazo, hubo una discusión en las comisiones periciales respecto de la forma de calcular los derechos municipales de las empresas reales y se acordó seguir una estimación de derechos municipales teóricos, lo que significaba para Chilectra gastos anuales del orden de 4 mil millones de pesos, valorizados a 1999. Sin embargo, los derechos municipales determinados mediante este procedimiento son menores en el 57 por ciento de lo informado en el valor nuevo de reemplazo de Chilectra.

Esta última fue la única que desagregó derechos municipales (teóricos). Todas las otras lo hicieron a valor histórico, y también los consultores de la Comisión. Aquélla pagó 245 millones de pesos en 1999, en circunstancias de que en los primeros once meses de 2000 gastó solamente 250 millones de pesos en dicho rubro. Es una estadística histórica precisa, que dice relación con el informe de la comisión pericial sobre el valor nuevo de reemplazo de Chilectra y no con los 39.884 millones de pesos que le fueron aplicados por tal concepto.

El diputado señor Molina argumenta que el valor de los derechos municipales que consideran las bases -y con el que los consultores han trabajado-, corresponde a un valor teórico sobre la base de montos históricamente pagados. Por otra parte, se ha señalado que los informes de Mega-Red no eran consistentes con las bases, atendido que consideran el valor histórico y que las comisiones periciales entregan un valor teórico. Aunque es materia de discusión si la Comisión tenía la facultad de revisar las cifras, es evidente que la intervención de la autoridad también debe ser legítima.

El señor Héctor Lagunas, gerente general de GTD,[133] recuerda que la Comisión sostuvo que ninguno de ellos era el adecuado. El cambio de los 51 mil millones de pesos que fijó GTD dice relación con esa diferencia, porque no hicieron modificaciones en derechos municipales.[134] Respecto de si es racional sostener que el valor final -10 mil millones de pesos-, no es responsabilidad de GTD, hace presente que la cifra final que se utilizó, aunque no es de su consultora, está dentro de la metodología utilizada por ella.

Respecto de la participación de Mega-Red, el señor Pablo Benario,[135] explica que en las bases se estableció que no debían considerarse costos por derechos municipales. Posteriormente, la Comisión hizo una aclaración,[136] en orden a incluirlos, considerando elementos tales como ruptura, reposición y ocupación de bienes nacionales de uso público y que, para su determinación, los consultores deberían utilizar los derechos efectivamente pagados que correspondan a criterios contenidos en dictámenes del organismo contralor.

Por ese motivo, en el informe preliminar calcularon estos derechos en función de lo efectivamente pagado por la concesionaria, sin recibir observaciones de parte de la Comisión. Posteriormente, antes de la entrega del informe final, se les solicitó que hicieran un nuevo cálculo, basado en los derechos municipales que habían sido determinados por la comisión pericial que fijó el valor nuevo de reemplazo para Chilectra en 1999. Como se trataba de otra estimación, se solicitó una carta aclaratoria, la cual no fue remitida por la Comisión. A pesar de lo anterior, incorporaron ambos cálculos, con el propósito de que se adoptara aquel valor que estuviere de acuerdo con las bases y las aclaraciones.

El señor Juan Pablo Lorenzini, ex superintendente de Electricidad y Combustibles,[137] hace presente que hubo un requerimiento formal de la Superintendencia a las comisiones periciales en orden a señalar que debían considerarse los derechos municipales pagados y no los que eventualmente correspondería pagar, por cuanto no se deben reconocer costos en los que las empresas no hayan incurrido.

Respecto de la incidencia que tiene en los municipios, el señor Sergio Puyol, Alcalde de Macul y Presidente de la Comisión de Energía de la Asociación Chilena de Municipalidades, [138]comenta que, en general, las municipalidades del área metropolitana no están cobrando derechos municipales. Chilectra o cualquier otra empresa pagan solamente por las obras de remoción de pavimentos, toda vez que la ejecución de éstas requiere un permiso municipal.

El diputado señor Mulet hace presente que esta discusión es relevante dada la magnitud que tienen las redes subterráneas y constituye un obstáculo, toda vez que las empresas distribuidoras los cobran, pero no los pagan.

De igual forma, el diputado señor Vilches sostiene que existen municipalidades que nunca han cobrado derechos municipales. Por ello, en muchos casos, los derechos municipales históricos carecen de valor. En otros municipios, se han podido cobrar derechos a las concesionarias por concepto de reposición de pavimentos.

2.5. Participación de GTD Ingenieros Ltda. en el proceso tarifario.

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot,[139] explica que la Comisión debía contratar un asesor de apoyo externo, que se integrara al equipo, tal como ocurrió con la empresa GTD. Se entendía que el consultor iba a participar en el desarrollo de los estudios, pero que la revisión se contrataría una vez que se tuviera una mejor comprensión de la cantidad de recursos humanos adicionales necesarios para el resto del proceso. [140]

Sobre el motivo por el cual se efectuó un pago adicional a GTD si su obligación era supervisar que las bases se cumplieran durante todo el proceso, contesta que dicha empresa, junto con su personal, debía realizar un monitoreo del avance de los estudios y tenía la obligación de estar disponible para aclarar cualquier duda que hubiera sobre materias que tenían relación con las bases. Sin embargo, la revisión es una materia distinta; un trabajo muy detallado, que debía culminar en recomendaciones.[141]

Acerca de cómo se explica que GTD haya sido la empresa que coordinó el proceso de selección, elaboró las bases de licitación y, posteriormente, corrigió los informes, señala que la consultora es la que está en la mejor condición técnica para estimar si las bases se cumplieron o no y si se produjeron diferencias importantes en cada uno de los estudios que se encomendaron a los dos consorcios.

En concordancia con lo anterior, la señora Pilar Bravo, jefa del área jurídica, acota que, desde el principio del proceso, se constató que los cambios metodológicos requerían un trabajo de mayor envergadura, razón por la cual se hizo necesario contar con apoyo externo durante todo el desarrollo del mismo.[142]

La contratación directa ha sido una práctica constante de la Comisión en todos los estudios que se han realizado, [143]por cuanto el artículo 4º de su ley orgánica le permite “contratar con personas naturales o jurídicas, públicas o privadas, nacionales o extranjeras, los estudios generales relacionados con el funcionamiento y desarrollo integral del sector”, en relación con lo preceptuado en el artículo 9º de dicho cuerpo legal.[144] Por otra parte, el Consejo de ministros de la Comisión, mediante resolución Nº 13, de 9 de mayo de 1985, ratificada el 9 de junio de 2000, delegó en la Secretaria Ejecutiva la facultad de contratar y celebrar contratos directamente hasta por 670 unidades tributarias mensuales.

En relación con una carta que le dirigió a GTD, el 17 de marzo de 2000, el señor Rodrigo Iglesias, jefe del área eléctrica, precisa que en ese entonces no le parecía correcto que una consultora recomendada para diseñar las bases o para colaborar en su diseño fuera parte en dicho proceso, debido a la ventaja que adquiere en relación con los otros consultores que están participando del mismo. Respecto de la forma en que se condice con el hecho de que, seguidamente, el 29 de agosto del mismo año, recomiende que se contrate a la misma empresa para elaborar un análisis de coordinación y soporte técnico en la determinación de los valores agregados de distribución, indica que parecía necesario tener una especie de gestión del proceso, que fuera consistente con su mayor complejidad.[145]

El señor Héctor Lagunas, gerente general de GTD,[146] opina que no existe incompatibilidad legal, reglamentaria ni ética en los trabajos desarrollados por su empresa, por cuanto son pocos los especialistas en esta materia. Destaca que su independencia está avalada por sus conocimientos, su capacidad profesional y trayectoria que son igualmente reconocidas.

En cuanto a las consultorías efectuadas a la Comisión, precisa que no son incompatibles los trabajos de preparación de bases y de apoyo en la revisión de los estudios de valor agregado de distribución. La incompatibilidad administrativa se produciría en el caso de que el consultor que hubiese elaborado las bases participara en la licitación posterior. Del mismo modo, no existen incompatibilidades ni compromisos posteriores relativos a trabajos desarrollados en el pasado a Chilectra.

Consultado acerca del motivo por el cual olvidó mencionar las asesorías prestadas a Chilectra y a la Empresa Eléctrica Puente Alto durante el 2000, aclara que cuando se le consultó sobre el particular era imposible que recordara todos los contratos que exhibió en aquella sesión,[147] ya que no maneja todos los detalles de las asesorías que su empresa efectúa en materia de capacitación. [148]

Por su parte, el diputado señor Jocelyn-Holt concuerda con el señor Lagunas en que las personas que hicieron las bases deben monitorear todo el desarrollo de los estudios en razón de su competencia. Lo que se objeta es lo obrado, a partir del 29 de agosto del año 2000, en virtud de lo cual se modifican los estudios de valor agregado de distribución.

El diputado señor Molina opina que para analizar la última fijación tarifaria debe revisarse lo ocurrido en 1996. Se ha señalado que ese año Mega-Red participó en un borrador de las bases y que se adjudicó, asimismo, la licitación para elaborar el estudio del valor agregado de distribución. Quienes redactaron ese borrador señalaron que no tenían vinculación con dicho proceso y que, por ende, era legítimo que después postularan y se adjudicaran el estudio. En cambio, otros han advertido que los que confeccionaron dicho borrador no deberían estar a cargo del estudio del VAD correspondiente a dicho año.[149]

El diputado señor Leay argumenta que le parece lógico que la Comisión contrate los servicios de una empresa consultora que la asesore. Su duda recae en la forma en que se redactó el contrato y en las facultades u objetivos que se le dieron; en especial, la de realizar las correcciones necesarias para cautelar la adecuada representación de los costos de la industria. Si la consultora entrega datos que la autoridad considera desproporcionados, ésta puede hacer las correcciones que estime pertinentes. No le parece lógico que, luego de contratar a los consorcios y pagarles montos cercanos a los 500 millones de pesos, se contrate a otra consultora y se le otorgue la facultad de cambiar, si así lo estima, los componentes de los estudios que hicieron dichos consultores.

Además, se trata de una contratación sin licitación, es decir, GTD no compitió con ninguna empresa, lo que constituye una situación poco seria. Incluso, si se analiza la contratación del primer estudio, sobre elaboración de bases técnicas para el valor agregado de distribución y, posteriormente, el segundo contrato sobre definición y clasificación de áreas típicas, se constata que se trata de documentos tipo que parecen un mero trámite. En consecuencia, no le parece que, en materia de asignación de contratos, en la cual se involucran recursos fiscales, se actúe con la liviandad que se ha estado haciendo.

La señora Ovalle coincide en cuanto a que si una consultora elabora las bases no debe participar en el proceso posterior. Sin embargo, eso es precisamente lo que se hizo. En efecto, el señor Lagunas, gerente general de GTD, elaboró las bases, intervino en el proceso de fijación del VAD y lo que es más grave aún, utilizó los estudios de las empresas que se adjudicaron la licitación. A su entender, existe una duplicidad de funciones y una incorrección desde un punto de vista ético.

El diputado señor Prokurica estima que no se ha puesto en duda la facultad de la autoridad para contratar directamente, sin licitación pública. El problema reside en que existe una empresa que participa en la confección de las bases y, luego, en el proceso de revisión de los estudios.

Por otro lado, el señor Gabriel Inostroza, consultor de Eleconsult, [150]comenta que ésta es la primera vez que se contrata a más de un consultor, por cuanto siempre hubo un solo consultor para realizar el estudio dentro de un área típica. Ello obedece a que, en esta ocasión, se fijaron seis áreas típicas, en circunstancias que en el pasado eran cuatro. De lo anterior se colige que la Comisión debió asegurarse -ante la presencia de dos consorcios-, de que ambos estudios entregaran resultados similares en cuanto a remuneraciones, a precio unitario de los postes, a conductores, etcétera.

El señor Sebastián Bernstein,[151] ex Secretario Ejecutivo, no habría aceptado una intervención en los resultados del estudio de su consultor. En cuanto a GTD, no correspondería que la empresa que participó en la definición del sistema, después, se desempeñara como consultor en su aplicación. Existe otra alternativa, que debió haber sido definida desde un comienzo, cual es que la Comisión hubiese comunicado, en forma expresa, que se apoyaría en una empresa consultora, haciéndola partícipe en la definición de las bases, en la supervisión de los estudios y en su análisis posterior.

A su vez, el señor Renato Agurto, representante de Synex Ingenieros, [152]sostiene que es razonable supervisar a los consultores, por cuanto pueden darse criterios distintos en los estudios de valores agregados de distribución. Sin embargo, coincide con el señor Bernstein en el sentido de que es necesario que se establezca, desde un principio, que habrá una empresa o un consultor encargado de la supervisión del proceso.

2.6. Modificación de los factores de coincidencia y horas de uso. [153]

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot,[154] expresa que se consideró el costo total de una empresa modelo para calcular el valor agregado de distribución, que fue ponderado con el resultado de las empresas. Determinado dicho costo ponderado, debió adoptarse la decisión respecto de cuáles empresas y a qué demanda de potencia iba a ser aplicado. Para ello, cada uno de los estudios de los valores agregados de distribución tenía un supuesto ponderado de demanda de potencia distinta. La demanda que debía usarse está directamente relacionada con la elección final de los factores de coincidencia.

En el caso de Chilectra, se resolvió utilizar la demanda más cercana a la empresa real; el valor unitario se determinó sobre la base de la demanda de potencia del estudio de la empresa. De este modo, se corrigió la distorsión del racionamiento en el nivel de generación, que ocurrió en 1999. En todo caso, aunque se fijaron factores de coincidencia distintos a los de 1996, no es efectivo que los consumidores del área metropolitana tengan costos mayores, pues Chilectra, para los efectos de la tarifa residencial, tiene el costo más bajo de todo el país.

Por su parte, el señor Rodrigo Iglesias, jefe del área eléctrica,[155] comenta que la consideración de dichos parámetros pretende ser una sofisticación del traspaso directo del costo medio al usuario, con objeto de evidenciar la participación que éste tendría en la demanda máxima del sistema de distribución. Si bien el parámetro horas de uso pretende ser un elemento científico, nunca ha sido medido. Es funcional a un criterio de asignación de los costos medios de las tarifas finales que utilizó la Comisión, que intenta rescatar los volúmenes de costos de cargos finales al usuario y que representa cierta coherencia en el contexto de las economías de escala de las empresas.

En cuanto al motivo por el cual estos factores presentan un desequilibrio y no cuadran con la empresa modelo,[156] el señor Héctor Lagunas, gerente general de GTD, [157] acota que su empresa propone procedimientos, rangos y valores, pero es la Comisión la que determina el valor definitivo.

Consultado sobre una minuta interna elaborada para el área 1, señala que los consultores de las empresas y de la Comisión dimensionaron distintas demandas, con lo cual existe un rango bastante amplio sobre el cual se podría inferir un valor de la anualidad del valor nuevo de reemplazo más los costos de operación y mantenimiento (aVNR+COyM). Se requieren condiciones especiales para que se cumpla la hipótesis respecto de que el ponderado de los valores agregados parciales de alta tensión y baja tensión sea igual al valor ponderado del aVNR + COyM. No se trata solamente de que sean las mismas potencias vendidas, sino que tiene que ser la potencia vendida a alta y baja tensión y para que esa dualidad se cumpla, las pérdidas en baja tensión tendrían que ser las mismas.

En cuanto al informe que asigna un valor que no corresponde al de Chilectra -301 horas de uso-, contesta que no necesariamente se ajustaba a la tesis planteada, en cuanto a que el resultado debiera ser el ponderado de los aVNR+COyM de los estudios.

El diputado señor Jocelyn-Holt aduce que, aunque no existe ninguna limitación legal, la fijación de esos factores debe obedecer a una racionalidad, la que en este caso está representada por el balance de potencia. Cualquier factor que se desequilibre en materia de balance y de potencia, significa, en la práctica, que se van a entregar ingresos a las distribuidoras y se va a originar una ganancia que contraviene el precepto contenido en el artículo 105.[158]

Los ingresos totales deben cuadrar con la anualidad del valor nuevo de reemplazo más los costos de operación y mantenimiento y los cargos fijos, lo que se traduce en la necesidad de que esos factores deben ser neutros y coherentes. Si se consideran los ingresos totales que se asignan a Chilectra, que ascienden a 71.639 millones de pesos, el ponderado de la Comisión, a partir del aVNR+COyM, es de 62.588 millones de pesos, en circunstancias de que la diferencia de ingresos que se le supone a dicha empresa por factores de coincidencia corresponde a la suma de 9.051 millones de pesos anuales, lo que significa el 14,5 por ciento de aumento.[159] Respecto de la Compañía General de Electricidad, supone un aumento del 10 por ciento.

Por su parte, el señor Marcelo Silva, gerente de distribución regional de Chilectra,[160] expresa que no se pueden mezclar los resultados de estudios efectuados hace cinco años con la forma en que se manifiesta el consumo sobre las redes eléctricas en la región metropolitana, toda vez que este último tiene una dinámica en el tiempo. De lo contrario, podrían omitirse esos estudios.

El señor Óscar Landerretche, ex ministro Presidente de la Comisión, [161]comenta que no existe una metodología que sea de consenso respecto de cómo establecer las horas de uso y los factores de coincidencia.[162]

La señora María Isabel González, ex Secretaria Ejecutiva,[163] acota que esos factores no corresponden a una variable de holgura para entregar más o menos ingresos a las empresas distribuidoras, sino que a un proceso técnico que debe atenerse a lo preceptuado en la normativa vigente.[164] Su objetivo es representar los diferentes tipos de clientes que tienen las empresas distribuidoras, la forma en que aquéllos hacen uso de las redes y de la potencia que compran las distribuidoras a las generadoras durante las distintas horas del día y del mes.[165] Por ende, no significa que con ello puedan aumentarse los ingresos de la empresa distribuidora.

Ahora bien, en un balance de potencia se calcula lo que la distribuidora compra para vender a sus clientes, lo cual se ajusta a través de esos factores y, fundamentalmente, a través de las horas de uso. Es un error suponer que estas últimas disminuyen en la medida en que aumenta el consumo. Por esta razón, Chilectra, dada la diversidad de sus clientes, no puede tener un número de horas de uso menor que, por ejemplo, la empresa eléctrica de Til-Til, cuyo único cliente sea, probablemente, la municipalidad.

El señor Pablo Benario,[166] consultor de Mega-Red, explica que, en el momento de efectuar el estudio, se estableció que el valor agregado de distribución se iba a calcular sobre la base del aporte que hacía la distribuidora a la hora de mayor demanda del sistema. Por lo tanto, los costos eran divididos en alta y baja tensión por determinados kilowatts que habían calculado. Posteriormente, corresponde que la Comisión defina las fórmulas tarifarias, y es posible que no las calcule exactamente en función de los kilowatts de aporte de grupos de usuarios a la demanda máxima coincidente del sistema, sino que lo haga respecto de la demanda máxima de la empresa distribuidora.

Eso fue lo que aconteció en esta fijación. Si la empresa modelo tiene costos de explotación e inversión, lo que se debe hacer es traspasar al usuario el costo de explotación más la anualidad del costo de inversión. No es un ejercicio simple definir cuánta potencia vende cada una de las 36 empresas distribuidoras. Es posible que existan algunas empresas en las que el estudio haya sido más afinado que en otras, pero el balance está bien realizado en aquéllas que fueron utilizadas como referencia para construir la empresa.

Por su parte, el gerente comercial de Saesa Frontel, señor Gustavo Riveros, [167]señala que estos factores siempre han sido estudiados y resueltos por la Comisión. Por lo tanto, el peso de los dos tercios o un tercio respecto de los estudios, no tiene incidencia en la tarifa final al público, puesto que dichos factores que, permiten reconocer y hacer que la fórmula tarifaria tenga sentido, son estructurados exclusivamente por la autoridad.

El gerente general de distribución regional de Chilectra, señor Marcelo Silva,[168] se manifiesta partidario de que estos factores formen parte del estudio de los valores agregados de distribución. Ello es relevante, toda vez que se aplican en el momento en que las tarifas son más elevadas y más onerosas para poder satisfacer la demanda y las instalaciones de distribución que están más exigidas.

A su vez, el señor Andrés Alonso, ex jefe del área eléctrica, [169]arguye que se trata de dos elementos que corresponden a una atribución de la autoridad, pero no del tipo discrecional. Los usuarios deben pagar el costo en que incurre el sistema eléctrico; por lo tanto, no se puede colocar cualquier hora de uso o factor de coincidencia, ya que todo responde a una lógica. En 1996, se llevó a cabo un estudio de balance de potencia, lo que significa que la potencia comprada debe ser igual a la potencia vendida. Esa es la lógica con que ha operado el sistema eléctrico, por lo menos en la década de los ochenta y en los años noventa con la fijación de 1996.

Por su parte, el señor Sebastián Bernstein, ex Secretario Ejecutivo,[170] sostiene que en el esquema de empresa modelo se busca determinar un valor agregado de distribución que es aplicado a todas las empresas o sectores de empresas que tengan similar densidad. Sin embargo, el factor multiplicador no puede ser arbitrario. Si bien no está reglamentado en la ley, se entiende, por su propio espíritu, que debe ser sólo un elemento que asigne la participación a la punta del valor agregado de distribución. Entonces, lo que busca el factor es igualar la potencia que ingresa a la red con respecto a la potencia que se vende, corregida por la oferta. Eso es lo que en jerga eléctrica se denomina factor de coincidencia, que debe responder a un patrón de objetividad.

Coincide con el señor Alonso en que, a partir de 1996, se aplica este factor de asignación, con una disciplina rígida: la potencia que ingresa tiene que ser igual a la potencia que sale. Ésa ha sido la tradición regulatoria, a pesar de que no ha estado escrita.

2.7. Factores de asignación de costos sectorializados.

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot,[171] explica que la sectorización tiene por objeto distribuir el ingreso total, o la tarifa media, en el ámbito de los distintos sectores de distribución.[172] Por lo tanto, se sectorizó, minimizando el impacto a los consumidores, sin que tuviera ningún efecto en la recaudación para la empresa. En el caso de Chilectra se ha afirmado que ésta habría presentado un valor de 79 mil millones, en tanto que la Comisión, aparentemente, lo habría aumentado a 82 mil millones, aseveración que, a su juicio, es falsa, por cuanto esta última suma corresponde a la informada por dicha empresa.

Cuando se trata de una empresa que está operando en muchas comunas se presenta un viejo dilema: aceptar o no que existen subsidios cruzados. De hecho, las tarifas estaban fijadas por comunas, lo que no necesariamente refleja con exactitud sus costos. Por lo tanto, se buscó un método de minimizar los impactos sobre los consumidores y se respetó el criterio de aplicar el subsidio cruzado, de la administración anterior.

El diputado señor Jocelyn-Holt señala que la Comisión tiene el derecho a determinar áreas típicas y empresas modelo. Sin embargo, dado que la ley obliga a tener un solo valor agregado de distribución para cada área típica, no puede utilizar, para clientes de una misma área, distintos valores agregados de distribución. En la práctica, la función de estos factores es discriminar entre clientes de una misma área típica, lo cual es ilegal.

El diputado señor Leal informa, por su parte, que la aplicación de dichos factores se dispuso al final del proceso, cuando se observó la gran distorsión que provocaba un único nivel tarifario en el interior de un área típica muy extensa.

Consultado acerca de si estos factores estaban incorporados en las bases técnicas, el señor Rodrigo Iglesias, jefe del área eléctrica,[173] responde que no aparecen en la ley como una materia que deba consignarse en las bases, sino más bien están presentes en otra parte de su articulado, en que se dispone que la Comisión podrá establecer las fórmulas tarifarias en términos de sectores de distribución. [174]

El señor Guillermo Matta, gerente general de la Compañía General de Electricidad (CGE), [175]opina que el hecho de considerar empresas completas implica una gran cantidad de subsidios cruzados, que podrían perjudicar a algunos sectores en beneficio de otros. Empero, en el último proceso se les indicó que en lo futuro se revisaría la base de estos factores.

2.8. Chequeo de rentabilidad de la industria.[176]

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot, [177]expresa que no se innovó sobre el particular, sino que simplemente se mantuvo la metodología que se ha usado siempre. En 1999, se estableció que para el chequeo de rentabilidad debían considerarse ciertas instalaciones y los ingresos y costos relacionados con aquéllas. El cálculo de rentabilidad está elaborado correctamente y corresponde al 13,9 por ciento, por cuanto se tomaron en cuenta los ingresos y los costos que indicó la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.[178]

Por su parte, el diputado señor Jocelyn-Holt señala que, de acuerdo con el ponderado de la Comisión, en el caso del área típica Nº 1, se calcularon ingresos anuales por 51 mil millones de pesos. En cambio, la estimación, a partir del costo de explotación de Chilectra, se calculó en 58 mil millones de pesos. Sin embargo, el valor definitivo ponderado fue de 71 mil millones. Para obtener la anualidad del valor nuevo de reemplazo más los costos de operación y mantenimiento (aVNR + COyM) entregados por Chilectra, a partir de su estudio, debe ser superior a 58 mil millones de pesos. La Comisión no tiene libertad para hacerlo, ya que debe aplicar un coeficiente, una ponderación aritmética, contenida en los artículos 106 y 107. [179]Lo mismo acontece en el resto de las empresas modelo.

El diputado señor Vilches opina que el valor nuevo de reemplazo que se calculó para los ingresos anuales de Chilectra es producto de un análisis de resultados de asesorías que tienen un efecto regresivo cuando se calcula la rentabilidad de las tarifas. Ello implica que, si la rentabilidad es baja, el cálculo debe rebajarse para aproximarlo a un valor distinto, y que esos ingresos deben aparecer con una cifra diferente de la informada por la empresa. La autoridad tiene que utilizar esos elementos y el cálculo se efectúa por aproximaciones, para coincidir finalmente con la rentabilidad que la ley garantiza.

El señor Rodrigo Iglesias, jefe del área eléctrica ,[180] acota que lo que figura en el informe, con una rentabilidad del 8,2 por ciento, es un ejercicio de corrección en los costos reales de las empresas, realizado con objeto de verificar a qué rango llegaría la tasa de rentabilidad si las normas de calidad de servicio estaban internalizadas. La tasa oficial es del 13,9 por ciento, no del 8,2 por ciento, aunque ello implica que se está en el límite de la rentabilidad.

Consultado acerca de si puede asegurar que los costos de explotación efectivamente desagregaron las ventas, contesta que se suele solicitar a las empresas algunas variables o parámetros de costos de ingresos adicionales, con objeto de validar la información que se está considerando y asegurarse de que se está haciendo lo que corresponde. Esto puede parecer obvio, pero es muy útil cuando se trabaja con volúmenes de información muy altos, como son los ingresos con el nivel de detalle que se utilizan en las empresas. [181]

La ley establece que el chequeo de rentabilidad debe efectuarse con ingresos que se originan en el nivel de la distribución. Sin embargo, operan en otros segmentos del sector, como la transmisión y la prestación de servicios no regulados que no están sometidos a esta verificación de rentabilidad. En el caso de Chilectra, no se ha considerado el ingreso correspondiente a la venta de Río Maipo en el mencionado chequeo.[182]

Respecto de su participación en la determinación de los costos de explotación, el señor Gabriel Inostroza, consultor de Eleconsult,[183] explica que fue contratado para efectuar el análisis de un informe de Deuman Ingenieros. La recomendación, como corresponde a un consultor, fue hecha a la autoridad pertinente, en este caso, la Superintendencia, la cual establece dichos costos.

Por otro lado, el señor Guillermo Matta, gerente general de la Compañía General de Electricidad, [184] relata que su empresa informó un total de ingresos de 82 millones 857 mil 543 pesos, de los cuales 862 millones 257 mil pesos corresponden a ingresos por ventas a clientes libres, y 1.546 millones 410 mil pesos a ingresos por otros servicios no regulados. En consecuencia, los ingresos de explotación que su empresa obtendría, descontadas dichas cifras, si se aplicaran las tarifas preliminares para el efecto de calcular el chequeo de rentabilidad ascenderían a 80.438.876.000 pesos, que es la cifra que la Comisión consideró como ingresos de explotación para CGE. Lo mismo ocurre con las filiales de Emec y Conafe.

El señor Cristián Arnolds, gerente general de Chilquinta, [185] acota que para efectuar el chequeo de rentabilidad se utilizan los datos reales de las empresas, como son el valor nuevo de reemplazo de los activos y sus costos de operación y mantenimiento. El organismo fiscalizador tiene facultades para realizar las disminuciones que estime convenientes, basándose para ello en que, eventualmente, se trata de costos innecesarios o excesivos.

2.9. El decreto tarifario y la Contraloría General de la República.

La señora Pilar Bravo, jefa del área jurídica, hace presente que, habiendo cumplido el decreto supremo Nº 632, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, publicado en el Diario Oficial de 13 de noviembre de 2000, que fija las tarifas de distribución eléctrica para el período 2000-2004, con el trámite de toma de razón por parte del organismo contralor, se entiende que hay una presunción de legalidad a su respecto.[186]

Preguntada acerca de qué antecedentes deben remitirse a la Contraloría General de la República, responde que los procesos que realiza la Comisión son preparatorios para el acto final de la autoridad, que se materializa en el decreto que fija las tarifas de distribución. Estos actos preparatorios técnicos culminan con un informe que se entrega al ministro de Economía, quien redacta el decreto sobre la base de este último, lo firma, lo remite al Diario Oficial para su publicación y, posteriormente, lo envía al organismo de control para su toma de razón.

El diputado señor Jocelyn-Holt señala las irregularidades que, a su juicio, tiene este decreto tarifario. La primera de ellas dice relación con su publicación fuera del plazo establecido en la ley. En efecto, se publica el 15 de noviembre de 2000, en circunstancias que debía haberse publicado antes del 1 de noviembre de ese año. [187]La segunda, se refiere a que el subsecretario de Economía, señor Álvaro Díaz, firmó dos veces el decreto, una en calidad de ministro subrogante y otra como ministro de fe.

En relación con la aseveración anterior, el señor Enrique Sepúlveda, jefe de la División Jurídica del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, [188]explica que el acto que se señala al pie del decreto tiene por objeto transcribir literalmente lo que el ministro ha firmado para que se publique como un acto administrativo de la autoridad. [189]

Por su parte, el señor Patricio Pérez, jefe de la División de Vivienda, Urbanismo, Obras Públicas y Transportes,[190] afirma que el organismo fiscalizador estudia la competencia, es decir, si la autoridad que está adoptando una decisión es legalmente competente para hacerlo; verifica que se hayan seguido los procedimientos legales para adoptarla y fiscaliza que exista el respaldo documental necesario para adoptar la decisión.

En el caso en estudio, no corresponde una revisión completa y exhaustiva de todos los elementos técnicos de los cálculos, los que a veces constan en respaldo electrónico y en archivos muy voluminosos. Se revisa en general, pero no así los datos y la estructura de costos. La autoridad, sobre la base de dicha estructura, aplica las normas legales y reglamentarias y fija los precios unitarios de los diversos parámetros que servirán para fijar las tarifas. La estructura de costos es un respaldo que no se revisa mayormente, puesto que se trata de una materia para la cual el órgano de control no tiene ni la capacidad ni la especialidad necesarias.

Sobre la consulta de cómo el organismo fiscalizador puede rechazar un informe de este tipo o darse cuenta de que realmente la autoridad administrativa está cumpliendo con la ley si no tiene los elementos técnicos para comprobarlo, señala que debe operar el principio de la buena fe. Cuando un funcionario público competente entrega una información en forma responsable, se presume que dicha información es fidedigna, sin perjuicio de reservarse, cuando es necesario, la petición de mayores antecedentes y aclaraciones.

En torno a este tema, el señor Prokurica opina que la toma de razón es una especie de visación que se hace de una resolución para determinar si la Comisión obró dentro de la normativa vigente. Por ello, el organismo contralor debe contar con toda la información correspondiente al proceso tarifario y, si no la tiene, está obligado a requerirla.

El señor Leal, por su parte, coincide en que deben remitirse todos los antecedentes al organismo fiscalizador, con motivo de la toma de razón de un decreto tarifario, que afecta a todos los chilenos y a un sistema tan básico como el eléctrico. Sin embargo, ha comprobado que en 1992 y 1996 se entregó a la Contraloría el mismo informe, sin los estudios de las consultoras.

Finalmente, el diputado señor Vilches hace presente que es imposible que el organismo fiscalizador pueda conocer el fondo de los decretos tarifarios, dada la extensión y complejidad del proceso. Lo mismo habría ocurrido cuando se pretendió fiscalizar una actuación de Codelco-Chile, en la cual se llegó a la conclusión de que Cochilco carecía del personal especializado que dicha fiscalización requería.

2.10. Acusaciones en el ámbito de la probidad administrativa.

La Secretaria Ejecutiva, señora Vivianne Blanlot,[191] afirma que el hecho de que haya trabajado para Chilectra y prestado servicios para empresas del rubro energético, no supone la existencia de un vínculo que configure una negociación incompatible entre su persona y dicha empresa. De tal manera que, aun cuando hubiese efectuado una asesoría a Chilectra, a través de GTD, no se estaría en presencia de dicho tipo legal, por cuanto cualquiera relación habría terminado hace bastante tiempo. En todo caso, niega enfáticamente la existencia de tal asesoría.

Aclara, asimismo, que jamás ha tenido una sociedad con GTD y que no posee vínculos comerciales con ella. Por lo tanto, tampoco existe negociación incompatible en la contratación de dicha consultora.[192] Igualmente, nunca ha tenido una relación comercial con Chilectra ni con otra empresa eléctrica, excepto con aquéllas para las cuales realizó estudios ambientales en su calidad de consultora ambiental.

Respecto de las dudas suscitadas por el hecho de haber trabajado en una empresa consultora a la que posteriormente contrata para desarrollar funciones en la Comisión, precisa que, si se inhibiera de contratar a los consultores con los que ha trabajado en el pasado, tendría que retirarse de la Comisión, porque no podría contratar prácticamente a nadie del sector. Por lo tanto, en función de los consultores que estaban accesibles en ese momento y que habían participado en procesos regulatorios anteriores, se adoptó la decisión de pedirle a GTD que trabajara en las bases y en la definición de áreas típicas.

Consultada acerca de si se presentó ante la autoridad nacional del Medio Ambiente de Panamá como Directora Ejecutiva de GTD, en 1999, para un proyecto de modernización de los procesos administrativos, financieros y contables de dicha repartición, junto con los señores Héctor Lagunas y Omar Cerda, informa que hasta principios de marzo de 2000 estuvo trabajando como consultora independiente.

Frente a una pregunta de si, como directora ejecutiva de GTD, intercedió, en 1997, ante autoridades de la Superintendencia de Servicios Sanitarios para monitorear un trabajo de dicha empresa sobre fórmulas para efectuar comparaciones entre niveles de calidad de servicios en el sector sanitario, contesta que en esa época no era funcionaria pública.

En relación con esta consulta, el superintendente de Servicios Sanitarios, señor Juan Carlos Saldivia [193], señala que, en el marco de la participación de la señora Blanlot en la denominada Comisión Jadresic,[194] le habría solicitado telefónicamente su opinión sobre el trabajo que GTD estaba realizando para dicho organismo de control. No lo consideró como una intervención que buscara una finalidad distinta a la de conocer su parecer respecto de cómo una consultora estaba realizando su trabajo.

Por su parte, la señora Pilar Bravo, jefa del área jurídica ,[195] deja constancia de que actuó como ministra de fe en la declaración de intereses que la señora Blanlot presentó a la Contraloría General de la República, en la cual se señala que ella no era socia de GTD ni de otra empresa.

El diputado señor Jocelyn-Holt argumenta que lo que se cuestiona a la señora Blanlot es su actuación como reguladora, especialmente en materias que son objeto de sus propias asesorías o en las que GTD ha participado directamente. Esta última no está sujeta a los mismos requisitos que los otros dos consorcios contratados para los estudios del valor agregado de distribución; no tiene las mismas causales de inhabilidad; no ingresa a un proceso de precalificación como los demás consorcios, no participa dentro del mismo procedimiento regulado y no se somete al mismo tipo de contratación de los demás consultores.

No se pretende establecer una inhabilitación de Vivianne Blanlot como Secretaria Ejecutiva, por el hecho de haber participado en GTD. Lo que se ha sostenido es que debió haberse inhabilitado en el proceso tarifario, toda vez que participó como consultora en las mismas materias sobre las cuales tenía que decidir posteriormente. Por ello, es partidario de exigir a todas las personas que hayan intervenido en una determinada materia en el ámbito privado que, una vez asumidas como autoridades, se abstengan de participar en aquellos temas.

En relación con la supuesta inhabilidad de la señora Blanlot, el diputado señor Leal aduce que, si se utilizara ese criterio, el actual ministro de Economía, Energía y Minería no habría podido asumir su cargo, porque ha participado en procesos relativos a conflictos de intereses que son infinitamente mayores que los que pueden existir en este caso.

El diputado señor Valenzuela trae a colación un precepto del Código Penal que establece el delito de negociación incompatible,[196] que sería la infracción que se está tratando de tipificar en este caso. La señora Blanlot no era empleada pública ni percibía una remuneración en virtud de un cargo público a la fecha de los hechos denunciados. Solamente, a partir del 11 de marzo de 2000, adquiere la calidad de funcionaria pública para los efectos del mencionado precepto.

En relación con su participación en un estudio sobre subtransmisión que se realizó para Chilectra en el 2000, la señora Blanlot sostiene que ello no es efectivo. La empresa GTD elaboró dicho estudio en 1998, el cual tenía por objeto proponer una metodología de tarificación y no calcular los costos de dicha empresa. Sólo aportó asesoría en los criterios económicos de la propuesta metodológica y asistió, ese año, a una reunión en la Comisión Nacional de Energía.[197]

En relación con este tema, la señora María Isabel González, ex Secretaria Ejecutiva [198], señala que, a fines de 1997, recibió un llamado del entonces gerente general de Chilectra, señor Marcelo Silva, en el cual le solicitó una reunión junto a su asesora, con objeto de escuchar el planteamiento respecto de dicho tópico. Asistió la señora Vivianne Blanlot, los señores Marcelo Silva, Héctor Lagunas, Andrés Alonso -en esa época jefe del área eléctrica- y Rodrigo Iglesias. Posteriormente, recibió muchas llamadas telefónicas de la señora Blanlot, ocasiones en las cuales escuchaba sus comentarios respecto de los criterios económicos que había que considerar para la valorización de las redes de subtransmisión.

El señor Julio Valenzuela, gerente general de Chilectra [199], manifiesta no tener objeción para que un profesional calificado, mientras se encuentre ajeno a lo que son las funciones públicas, pueda realizar todos los estudios que estime pertinentes. Aclara, sin embargo, que Chilectra nunca ha efectuado pago o depósito alguno en Chile ni en el extranjero, ni en ninguna cuenta de la señora Blanlot ni de parientes o cercanos a ella.

Por su parte, el gerente general de distribución regional de Chilectra, señor Marcelo Silva, [200]relata que entre 1997 y 1998 le encomendó un informe a GTD que fuese un aporte para la Comisión, con objeto de llenar un vacío legal, basado en la situación particular de su empresa, pero extrapolable al resto de la industria. El resultado de ese estudio considera las características de una red compleja y no se refiere a la metodología utilizada en este proceso tarifario y en los dos anteriores, que se sustentan en una red simple y radial.

En lo referente a la actuación de la señora Blanlot como integrante del equipo técnico asesor de GTD, opina que era una ventaja muy importante, ya que realizó aportes desde el punto de vista metodológico y conceptual en lo que respecta al sustento económico del estudio. La única reunión que hubo en la Comisión se celebró aproximadamente en abril de 1998.

El señor Óscar Landerretche, ex ministro Presidente de la Comisión,[201] comenta que esas inhabilidades no existen. En lo personal, ha aplicado un código de conducta distinto, toda vez que ha rechazado todos los ofrecimientos posteriores que ha recibido para actuar en este campo, algunos de los cuales han tenido un costo de oportunidad bastante alto para su persona.

2.11. Papel de la Comisión Nacional de Energía en el proceso tarifario y en la defensa de los consumidores.

El señor Alejandro Jadresic, ex ministro Presidente de la Comisión y actual consultor de Solint,[202] expresa que la autoridad tiene la obligación de velar por el bien común, lo que incluye el interés de los consumidores, que se traduce en obtener tarifas bajas y seguridad en el abastecimiento.

El señor Cristián Hermannsen, ex jefe del área eléctrica, [203]admite que la actual normativa no contempla el papel de la Comisión en la defensa de los usuarios. Sin embargo, la única forma de ejercer dicha función es mediante la revisión de los estudios de las empresas, con objeto de verificar si entregaron con exactitud la información correspondiente y el cumplimiento de las bases.

El señor Marcelo Silva, gerente de División Regional de Chilectra,[204] expresa que el sistema cuenta, entre sus grandes ventajas, el haber provocado crecimientos de eficiencia notables, por cuanto las tarifas se comparan muy favorablemente con la mayoría de los países de la región, en términos de ser más bajas.

Por una parte, se tienen consultores que efectúan estudios de acuerdo con las bases y, por otro lado, se busca que esos estudios reflejen los costos de una empresa eficiente que opere en el país. El regulador, por otro lado, busca favorecer a la población con las tarifas más bajas posibles. La única forma de favorecer al consumidor es asegurándole el suministro de energía eléctrica. No se pueden fijar precios irreales, por cuanto ello desincentivaría la inversión, no habría bancos que quisieran financiar proyectos y no se tendría electricidad.

Por su parte, la diputada señora Ovalle afirma que la función de la Comisión es velar para que haya un buen servicio, al menor costo posible. Por ello, importa verificar si se han otorgado beneficios a empresas eléctricas en desmedro de los usuarios del país, lo cual perjudica tanto al sector productivo como a los trabajadores, ya que les han subido los precios del consumo en las horas peak y se están suprimiendo los turnos, con el consiguiente efecto en la cesantía.

El diputado señor Prokurica acota que ni la Comisión Nacional de Energía ni la Superintendencia de Electricidad y Combustibles tienen claridad respecto de quién está encargado de la defensa de los consumidores. Sin embargo, todas estas autoridades tienen la obligación de defender a los consumidores y de mantener el sistema, porque, de lo contrario, en vez de favorecerlos se les puede perjudicar con alguna medida inconsulta.

A su vez, el diputado señor Jocelyn-Holt expresa que el público tiene el legítimo derecho a conocer cómo se determinan sus tarifas y no tiene inconveniente en aceptar el incremento de estas últimas cuando ello corresponde técnicamente en un proceso reglado. Del mismo modo, si aquéllas deben rebajarse, el público tiene el legítimo derecho a exigir el cumplimiento de parte de sus reguladores para recibir esos beneficios. Sin embargo, sólo se pueden observar alzas bastante relevantes en las tarifas eléctricas de todo el país, situación que se prolongaría hasta el año 2003, por cuanto se pretende recuperar los valores nominales que existían en 1996, pese al cambio en el parque energético y a lo que ha ocurrido en materia de cambio de costos del capital.

En cambio, el señor Rodrigo Iglesias, jefe del área eléctrica, [205]opina que la última fijación tarifaria permite reflejar mejor los costos, sobre todo en la fuerte reducción de tarifas que tuvo Chilectra, que ahora recauda y cobra menos en aproximadamente el 20 por ciento del valor agregado de distribución.

Por otro lado, el diputado señor Leal señala que la única manera de defender los intereses de los usuarios es mediante el establecimiento de rentabilidades adecuadas que permitan la promoción de las inversiones y garanticen la seguridad del sistema.

El ex Secretario Ejecutivo, señor Sebastián Bernstein,[206] sostiene que el regulador es responsable de las cifras, porque con ello afecta, positiva o negativamente, al público o a las empresas, en el respectivo período. En consecuencia, si la Comisión detecta un error en los resultados o cree que hay una incoherencia seria en alguna de las fases de los estudios, tiene el deber de rectificar, pues, de lo contrario, el efecto que se produciría durante el cuadrienio siguiente puede ser gravísimo.

El señor Gabriel Inostroza, gerente general de Eleconsult, [207]expresa que la autoridad tiene el imperativo de fijar tarifas que produzcan los ingresos necesarios para el funcionamiento de las empresas y que sean justas para los consumidores.

El señor Julio Valenzuela, gerente general de Chilectra, [208]deja constancia de la rebaja de los costos como producto de la fijación tarifaria y de la confusión inicial como consecuencia de la simultaneidad que se genera en la fijación de los valores agregados de distribución, de transmisión y de precios de nudo. Respecto de Chilectra, la rebaja ha sido de 11 mil 400 millones de pesos sobre la base de 1999, la mayor que ha existido en la historia de las fijaciones tarifarias.

Esta opinión no fue compartida por la señora María Isabel González, ex Secretaria Ejecutiva [209], por cuanto, de conformidad con antecedentes públicos de la propia empresa, se demuestra que la actual no supera el promedio histórico de la baja que tuvo en 1996. [210]

El señor Guillermo Matta, gerente general de la Compañía General de Electricidad, [211] informa que en 1992 el valor agregado de distribución bajó el 0,3 por ciento; en 1996, el 1,4 por ciento, y en 2000, el 12,4 por ciento. En consecuencia, la última fijación ha sido, en términos del valor agregado de distribución, la más difícil y la más justa.[212]

Finalmente, el señor Cristián Arnolds, gerente general de Chilquinta, [213]señala que, en el caso de su empresa, hubo una leve alza de las tarifas de distribución, que fue del orden del 2 por ciento respecto de la tarifa total, como producto de una adecuada clasificación que tuvieron las empresas en áreas típicas donde se reconocieron las diferencias que existen entre ciudades como Valparaíso y Santiago.[214]

IX. PROBLEMA TARIFARIO DEL LITORAL CENTRAL.

El señor Luis García, Alcalde de El Quisco[215], informa que en un principio la Empresa Eléctrica del Litoral S.A. atendía a clientes residenciales de las comunas de Algarrobo, El Quisco y El Tabo, en un número no superior a los 3 mil o 4 mil clientes; sin embargo, en la actualidad sobrepasa con creces los 35 mil. En el año 2000 pasaron a formar parte de ella Las Cruces, San Sebastián, San Carlos y Playa Blanca, con el consiguiente aumento de las tarifas que pagan los usuarios que residen en ellas. A vía de ejemplo, señala que si se revisan las tres últimas cuentas de energía eléctrica de su casa, se podría apreciar que en abril no se le cobró ningún kilowatt de consumo, mientras que en mayo se le cobró un kilowatt, que corresponde a 32 mil pesos, y recientemente le cobraron 268 kilowatts, con lo cual la cuenta subió de 32 mil a 43 mil pesos, debido a que se agrega la potencia de invierno.

Expresa su interés en que no sólo se investigue la fijación de tarifas eléctricas, sino que se realice una propuesta de modificación de la ley, toda vez que no considera justo que a las comunas del litoral central se les apliquen las mismas tarifas que tienen ciudades como Viña del Mar, Valparaíso y Santiago.

El señor Jaime Gálvez, Alcalde de Algarrobo, hace presente el malestar de sus habitantes, producto del alto costo de las tarifas eléctricas en el litoral central. Si bien a la comuna que representa van a veranear personas de ingresos altos y medios, viven en ella personas con menores recursos durante todo el año.

Por otra parte, como consecuencia de estos costos elevados, muchos jubilados y personas de la tercera edad, que tienen su residencia principal en Santiago u otras ciudades, no han podido radicarse en estas comunas.

Coincide con el señor García, en cuanto a manifestar su interés en participar en los procesos de fijaciones tarifarias y en la modificación de la ley eléctrica y la estructura tarifaria que afecta de modo particular a estas comunas.

El señor José Miguel Carrasco, Alcalde de El Quisco, expresa que el problema está radicado en una estructura tarifaria discriminatoria respecto, incluso, de otras comunas del litoral central como Cartagena, San Antonio y Santo Domingo.

Comenta que la actividad turística, que genera los ingresos para esta zona no puede ser fomentada debido a las altas tarifas eléctricas. Por otro lado, el 50 por ciento de las familias que habitan en poblaciones de escasos recursos se encuentren sin luz eléctrica, o bien, “colgados” al tendido eléctrico.

Lo anterior se agrava por el hecho de que las grandes inversiones en el área eléctrica han sido realizadas por las municipalidades, las que, por ejemplo, han debido colocar los postes del alumbrado y otros elementos. Por su parte, las empresas eléctricas, en una posición muy cómoda, se han hecho propietarias de esas instalaciones.

El señor Sergio Cifón, en su calidad de Presidente de la Comisión de Energía y Servicios de El Quisco, coincide en que la única manera de resolver el encarecimiento de las tarifas eléctricas radica en una modificación de la estructura tarifaria. Sin embargo, ella es tremendamente compleja, toda vez que sólo la Comisión Nacional de Energía debe estudiarla y proponer su modificación.

A su juicio, el precepto contenido en el artículo 92 de la ley [216] es el único que permitiría un cambio de dicha estructura. Por medio de la mencionada disposición se pueden modificar los precios máximos calculados por la Comisión, mediante una facultad que tiene solamente el Presidente de la República y que tendría que contar con la anuencia del Ministerio de Hacienda, puesto que el Fisco debe compensar a las compañías afectadas cuando éstas reciben menos dinero por suprimir un determinado cobro o por bajar una tarifa.

Por otro lado, debería analizarse la configuración del área típica Nº 5 -que es la que les afecta-, con objeto de verificar si pueden entrar dentro del mismo esquema que tenía Chilquinta, que abastecía desde El Tabo Sur hasta Santo Domingo, bajo el criterio del área típica Nº 3, que les permitía aplicar una tarifa como la VT1 de alta tensión, la que es bastante razonable. En la actualidad están regidos por la tarifa VT1 de baja tensión, la cual por estar en el área típica Nº 5, rige desde El Tabo Norte hasta Algarrobo.

El señor Alfredo Oyanedel, concejal de Algarrobo, acota que en el litoral central existe conmoción pública respecto del tema de las tarifas eléctricas, ya que son frecuentes las protestas y manifestaciones de diferente índole por parte de los vecinos, quienes desde hace más de un año y medio vienen tratando el tema y presentándolo a las diferentes autoridades de gobierno.

El diputado señor Prokurica opina que se trata de un caso muy especial, ya que existen diferencias entre las tarifas de comunas cercanas geográficamente, lo cual se explica porque corresponden a áreas y empresas de concesión distintas.

Por su parte, el diputado señor Velasco hace presente que todas las gestiones que se han hecho para solucionarlo han resultado infructuosas y que solicitará que se oficie a S.E. el Presidente de la República, con el fin de que se adopten las medidas necesarias para cambiar la estructura tarifaria del litoral central.

X. PROCEDIMIENTO ADOPTADO POR LA COMISIÓN RESPECTO DE LAS PROPUESTAS RECIBIDAS CON MOTIVO DE LA INVESTIGACIÓN.

La Comisión, en sesión 123ª, ordinaria, celebrada el martes 14 de agosto de 2001, acordó, por unanimidad, otorgar un plazo, con vencimiento el día 24 de agosto del mismo año, con objeto de que los señores diputados miembros de la Comisión hicieran entrega, en la Secretaría de la Comisión, de sus proposiciones de consideraciones, conclusiones y sugerencias.

Se presentaron, dentro del mencionado plazo, dos propuestas de los diputados señores Tomás Jocelyn-Holt y Darío Molina.

Seguidamente, en la sesión 124ª, especial, de 5 de septiembre de este año, acordó otorgar, previamente a ambos señores diputados un plazo prudencial para explicar el contenido de las mismas, lo cual se llevó a cabo en dicha sesión y en la sesión 125ª, ordinaria, de 11 de septiembre del año en curso.

Luego de un debate se alcanzó una redacción de consenso en relación con la propuesta de conclusiones signadas del 1 al 6, presentada por el diputado señor Jocelyn-Holt, que se contiene en los números 1 y 2 de las conclusiones aprobadas por la Comisión. Se deja constancia de que el diputado señor Jocelyn-Holt retiró la propuesta inicial relativa a dichas conclusiones.

XI. CONSIDERACIONES, CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES RECHAZADAS.

-Del diputado señor Molina.

Consideraciones preliminares

Con fecha 2 de mayo de 2001, la Cámara de Diputados celebró la sesión 58ª, ordinaria, con objeto de debatir sobre el proceso de determinación de tarifas del sector eléctrico y sus implicancias para los consumidores residenciales e industriales.

Como resultado de esta sesión, se aprobaron dos proyectos de acuerdo. En el primero de ellos, el Nº 557, se otorgaron facultades a la Comisión de Minería y Energía, para investigar, en el plazo de sesenta días, los últimos procesos de tarifas eléctricas realizadas por la Comisión Nacional de Energía en los años 2000 y 2001, evaluar los criterios técnicos utilizados, si éstos se ajustan tanto técnica como legalmente a la normativa del sector eléctrico, su incidencia en los precios a los usuarios residenciales e industriales del país, así como si se han cometido faltas a la probidad administrativa en los mismos.

El segundo proyecto de acuerdo, Nº 558, por su parte, otorgó a vuestra Comisión el carácter de Comisión especial, con el propósito de investigar y estudiar el reciente proceso de fijación tarifaria, velando por el derecho de los consumidores eléctricos de nuestro país, proponiendo medidas, en un plazo de 60 días.

Si bien estos proyectos de acuerdo son similares en cuanto a solicitar la investigación de los procesos tarifarios 2000 y 2001, el Nº 557 se establece sobre la base de doce considerandos.

Después de un largo y laborioso proceso de investigación, que tomó casi el doble del tiempo establecido originalmente, con un total de dieciocho sesiones ad hoc, en las que participaron alrededor de veinte invitados, vuestra Comisión está en condiciones de emitir sus conclusiones.

Para ello, estimamos que lo más pertinente, directo y concluyente, es dirigirse a los considerandos que el último de los proyectos de acuerdo tuvo en vista a la hora de ser presentado.

En tal entendido, a continuación reproducimos cada uno de los doce considerandos señalados. En cada uno de ellos se ha consignado un comentario y/o conclusión específica, sobre la base de lo conocido por vuestra Comisión en el transcurso de esta investigación.

Análisis de considerandos del proyecto de acuerdo Nº 557

1. Que, en este último año, las tarifas eléctricas han experimentado alzas importantes para los clientes residenciales e industriales en todo el país y que dichas alzas han sido objeto de controversia pública.

Las alzas en las tarifas eléctricas han estado dentro de rangos razonables. Ha quedado en claro que han sido las mencionadas alzas de los precios de nudo las que han tenido la mayor incidencia en los precios al consumidor final.

Ha quedado en evidencia, también, durante el transcurso de la investigación, que las alzas del precio de nudo han obedecido a revisiones metodológicas, por una parte, y a la carencia de proyectos futuros de generación. Un análisis detallado de la forma legal en que deben determinarse estos precios de nudo muestra que la revalorización de ellos, luego de un período de fuertes bajas, era pronosticable, dado el escenario de ausencia de futuras inversiones.

2. Que estas alzas son producto de los cálculos realizados por la Comisión Nacional de Energía (CNE) en las fijaciones de precios de nudo correspondientes a abril de 2000, octubre de 2000 y abril de 2001 y en la fijación de valores agregados de distribución de octubre de 2000.

Es precisamente a la Comisión Nacional de Energía a quien corresponde realizar los cálculos que permitan establecer tales precios. Cualquiera que hubiera sido el resultado de estas fijaciones de precios, alzas o bajas, ellas hubieran correspondido necesariamente a cálculos realizados por dicho organismo, toda vez que la ley prevé que la Comisión Nacional de Energía es el organismo encargado de recopilar información, contratar consultores y, finalmente, efectuar todos los cálculos pertinentes para los efectos de establecer nuevas tarifas.

Como ha quedado demostrado en las presentaciones, el incremento final de los precios se debe, en la mayoría de los casos, sólo al alza de los precios de nudo. En la mayoría de las empresas de distribución, los valores agregados de distribución experimentaron rebajas, siendo una de las más significativas la de Chilectra, con más de un 20 por ciento de rebaja.

3. Que, según ha reconocido la misma CNE, las alzas tarifarias se deben, además de los aumentos de los precios del dólar y del petróleo, a cambios metodológicos introducidos por ésta en las fijaciones mencionadas y que afectan tanto a los precios de nudo como a los valores agregados de distribución, cambios que merecen un análisis acucioso para determinar su procedencia y legitimidad.

Es del caso señalar que, si bien durante el transcurso de esta investigación se tocó el tema de los precios de nudo, no hubo tiempo para realizar tal análisis acucioso a su respecto. Sin perjuicio de ello, difícilmente puede concluirse que la Comisión Nacional de Energía ha obrado en esta materia de manera improcedente o ilegítima. Todo lo analizado está perfectamente dentro de las atribuciones que tiene la autoridad para establecer precios.

Con respecto a los precios atribuibles a la distribución, la situación es distinta, toda vez que esta Comisión dedicó gran parte del tiempo disponible a estudiar lo obrado por la autoridad.

Se ha comprobado que, efectivamente, la autoridad introdujo cambios metodológicos en el proceso de fijación de tarifas de distribución de 2000, con respecto a lo realizado para los mismos efectos en el año 1996. Asimismo, lo realizado en 1996 fue distinto a lo hecho en 1992.

Se desprende de la propia ley que rige el sector, la posibilidad legal de efectuar los procesos de fijación de tarifas, utilizando las metodologías que la autoridad estime pertinentes. Del análisis de dicha ley, queda claro que ella no contempla ninguna metodología específica a emplear, dejando en manos del regulador la potestad de escoger la metodología que considere adecuada.

En consecuencia, la metodología empleada en esta ocasión es procedente y legítima.

Sin perjuicio de la conclusión anterior, quisiéramos profundizar este punto.

Cuando se habla de cambios metodológicos, es del caso preguntarse cuál es la referencia que se está considerando para identificar la presencia de tal cambio. Ciertamente, como ya se indicó, no es la ley la que establece dicha referencia, ya que ella nada dice sobre la metodología a emplearse.

Debemos entender entonces que la alusión a cambios se realiza con respecto a lo que se ha obrado en el pasado. Se corre aquí el peligro de otorgarle a lo efectuado en las fijaciones anteriores el carácter de inamovible, imposibilitando a la autoridad introducir mejoras metodológicas, según lo aconsejen nuevas técnicas de análisis y la disponibilidad de nuevos antecedentes.

Más aún, creemos que en cada fijación deben producirse necesariamente cambios metodológicos, con objeto de captar adecuadamente los avances y progresos que las ciencias y disciplinas involucradas en los estudios tengan al momento de su realización. El no hacerlo constituiría de parte de la autoridad un abandono de deberes.

4. Que la CNE ha justificado las alzas en los precios de nudo por la falta de inversión en el sector y las perspectivas de una crisis energética para el año 2002. Que lo inquietante ha sido que los cambios no han producido variaciones en el parque generador.

Que la propia Secretaria Ejecutiva de la CNE ha hecho acusaciones a sus antecesores en el cargo y a las autoridades que le han procedido, afirmando que dichas autoridades habrían bajado artificialmente los precios, generando así la inquietud respecto de la continuidad de las políticas de los gobiernos de la Concertación.

Que entre los especialistas existen dudas acerca de la efectividad de la política empleada para incentivar las inversiones en el sector.

Que los cambios en la política de precio de nudo representan cambios que exigen un debate informado y un grado de consenso respecto de los objetivos que con ella se pretenden producir.

Como se señaló, el tema de los precios de nudo no tuvo el mismo grado de estudio que el de los precios de la distribución. No obstante, aun aceptando el desglose y alcances de este considerando, no se desprenden de ellos actuaciones ilegítimas.

En efecto, el estancamiento del parque generador puede realmente obedecer a un diagnóstico incompleto o francamente equivocado. Aún si así fuera, ello no es vinculante con actuación ilegítima alguna. Las decisiones se adoptan teniendo en consideración efectos y situaciones que ocurrirán en el futuro, sobre el cual se puede hacer sólo un buen pronóstico. Sin perjuicio de lo señalado y a la luz de lo conocido públicamente, concordamos con el diagnóstico realizado por la autoridad. Creemos que éste es correcto y realizado con la mejor información disponible a la fecha.

Que la Secretaria Ejecutiva de la CNE haya hecho acusaciones a sus antecesores, no avala tampoco una conducta ilegal, ni de ella ni de éstos.

Siempre existirán entre los especialistas diferencias de opiniones respecto de medidas que adopte la autoridad. En todo caso, de lo investigado podría decirse, más bien, que entre algunos especialistas, no todos, existen dudas sobre lo obrado anteriormente en esta materia.

Finalmente, advertimos que no ha habido un cambio verdaderamente sustantivo en la política de precios de nudo. Ellos siguen siendo calculados según las pautas generales que otorga la ley. Por el contrario, ha habido aquí también avances metodológicos tendientes a perfeccionar bases técnicas y económicas para fijar de mejor manera tales precios.

5. Que algunos parlamentarios han acusado directamente a la Secretaria Ejecutiva de la CNE, de beneficiar en forma arbitraria e ilegal a la empresa Chilectra S.A. en el proceso de fijación de valores agregados de distribución de octubre de 2000. Las acusaciones que han consistido en que el proceso de fijación de tarifas de distribución benefició arbitrariamente a dicha empresa en montos superiores a los US$ 207 millones en los cuatro años de vigencia de dichas tarifas.

Al respecto, estamos firmemente convencidos, más allá de la contingencia particular que le ha correspondido investigar a vuestra Comisión, que cualquier facultad que la ley concede a los organismos de la administración, debe ser ejercida plenamente y de manera indelegable por dichos organismos.

Los órganos de la administración deben velar por el bien común de la sociedad. Olvidarse de este predicamento y sostener que, aun ocasionalmente, sean terceros ajenos a la administración quienes asuman tal papel, es sentar un grave precedente para el país.

Pretender que los dictámenes o resultados entregados por un tercero asesor deban ser considerados sin análisis es definitivamente entregar a aquél tercero una facultad que es indelegable.

6. Que se ha acusado a la CNE de modificar informes requeridos por ley en el proceso de fijación tarifaria y que la CNE no está facultada para alterar dichos resultados. Que en dicha fijación la CNE habría construido tarifas sobre montos superiores a los informados por Chilectra y con valores agregados de distribución superiores a los que correspondían por la reglamentación vigente.

Según se ha establecido en la investigación, la CNE no ha modificado o alterado los resultados de ningún informe. Los informes contienen la opinión y recomendaciones del consultor, opinión y recomendaciones que han quedado inalteradas. Han sido por lo demás ampliamente conocidas y difundidas en esta Comisión.

Lo que se ha sostenido, y que a la luz de esta investigación ha quedado claro, es que la CNE ha adoptado valores distintos a los entregados por los consultores lo que, finalmente, se ha transformado justamente en el fondo de esta investigación en dilucidar si tiene efectivamente facultades la Comisión Nacional de Energía para adoptar valores distintos a los que recomiendan los consultores.

Como antecedente, se ha comprobado que también en el pasado, las autoridades de la CNE han tomado decisiones similares, en orden a considerar valores distintos a los que en cada ocasión estableció un consultor.

Se comentaron al menos dos casos: en uno, el señor Sebastián Bernstein, Secretario Ejecutivo de la CNE a la sazón, señaló que, en 1988, se fijó por parte de la CNE un valor distinto del factor de pérdidas al que entonces había sido calculado por el consultor. Un segundo caso que se recuerda y que fue comentado también en vuestra Comisión, corresponde a 1992, año en el cual la CNE realizó extemporáneamente una modificación que puede ser considerada mayor, como lo es el crear un área típica, la 2A, que no fue considerada en las bases del estudio de valores agregados de distribución.

Aun independientemente de si la CNE tiene o no facultades para adoptar valores distintos a los que sus consultores les han indicado, en la práctica esta conducta de la autoridad ha sido recurrente.

Para establecer su pertinencia, la CNE ha aportado a vuestra Comisión el informe jurídico que para los efectos encargó al estudio de abogados independientes, Mendoza. En dicho informe, se concluye claramente que la CNE puede considerar para la ponderación valores distintos a los que calculen sus consultores.

Sin perjuicio de lo anterior, se ha podido constatar que en los especialistas del sector la opinión se encuentra dividida, lo que deja de manifiesto la imprecisión e incoherencia de la ley eléctrica, que ha dejado traslucir, durante las distintas crisis, sus profundas falencias. Es efectivo, eso sí, que esta ley ha sido determinante y eficaz para el desarrollo y proyección del sistema eléctrico chileno en tiempos normales. Sin embargo, la crisis de generación del año 1998, que hasta hoy causa sus efectos demuestra que la ley adolece de vacíos importantes y contradicciones evidentes que la convierten en un instrumento que debe perfeccionarse.

Es del caso señalar que, como parte del proceso de investigación que desarrolló vuestra Comisión, ha quedado en evidencia que la ley acepta diversos matices interpretativos, situación que es relevante a la hora de sopesar lo obrado por la autoridad en la fijación de tarifas de distribución del año 2000.

Ante tal situación de incertidumbre y sólo con el fin de establecer el punto central sobre la legitimidad de la actuación de la CNE al determinar valores distintos de los entregados por los consultores, es válido otorgar un grado superior de certeza a los autores de la ley. Ellos han señalado a vuestra Comisión que es absolutamente coherente con el conjunto de normas que regulan el sector de las distribución que sea finalmente la autoridad la que fije las tarifas adoptando siempre criterios de racionalidad y de justicia, función asignada inequívocamente en la ley que le dio vida.

A vuestra Comisión le parece que esta discrecionalidad resulta o podría resultar inconveniente y peligrosa. Los espacios de incertidumbre atentan contra la trasparencia tan necesaria en negocios de esta magnitud y rodeado de intereses diversos. Esta cuestión debe revisarse en el contexto de una modificación más profunda.

Es importante que, en presencia de una ley de tales características y considerando además el deber ineludible de la autoridad de fijar las tarifas, sean la racionalidad y el buen criterio técnico y económico las brújulas que orienten el accionar de la autoridad.

Entendemos que éste es el caso.

El proceso tarifario de la distribución eléctrica del año 2000 fue muy distinto de los anteriores. En efecto, por primera vez se efectuó una caracterización agregada de la industria, es decir una representación de toda la industria, mediante una modelación matemática, lo que permitió objetivizar la selección de la cantidad de áreas típicas a estudiar. Estas fueron en definitiva seis áreas, las que fueron estudiadas a su vez en otras seis empresas distintas.

A lo anterior, debe agregarse la existencia de unas bases extremadamente detalladas, cuyo antecedente, por primera vez ha contado con un cúmulo de información completa y específica. Ciertamente, era preferible que los estudios de valores agregados fueran realizados por, a lo menos, dos consultores, situación que efectivamente se verificó en la práctica.

Esta modalidad de trabajar con dos consultores, trae en forma ineludible e inevitable la adopción de criterios distintos, lo que en definitiva se traduce en resultados dispares en cuanto a los criterios que los respaldan.

En presencia de la anotada disparidad de criterios, no sólo resulta razonable que la autoridad criteriosamente homologue resultados. Creemos más bien que es obligatorio el hacerlo.

7. Que se ha acusado a la CNE de alterar irregularmente los valores agregados de distribución en siete empresas adicionales, aparte de Chilectra (CGE, Eliqsa, Elecda, Emelat, Conafe, Río Maipo y Puente Alto). En todos estos casos, la CNE calculó tarifas sobre la base de costos superiores a los informados por las propias empresas a la Superintendencia. En total, esta irregularidad terminaría comprometiendo, aparte de los dieciséis distritos de la Región Metropolitana, los distritos de Iquique, Antofagasta, Calama, Copiapó, Viña del Mar, Rancagua, San Fernando, Rengo, Curicó, Linares, Talca, Constitución, Parral, San Carlos, Chillán, Concepción, Talcahuano, Lota, Temuco y Villarrica.

Ha quedado claramente establecido que la CNE adoptó valores agregados de distribución distintos a los que calcularon sus consultores para los casos de Chilectra y de la CGE. Todo ello fue comentado en vuestra Comisión en forma abierta y transparente por la Secretaria Ejecutiva de la CNE y el jefe del área eléctrica.

Se nos informó también sobre cómo, a partir de los resultados de los consultores, se obtuvieron valores más coherentes con la caracterización inicial que se hizo de la industria como un todo.

Para los efectos de la fijación tarifaria, Chilectra quedó como única representante del área típica Nº 1, en tanto que CGE compartió el área típica Nº 2 con más empresas, que son precisamente las que se señalan en este considerando.

Asimismo, la ley establece que las empresas que han quedado clasificadas en una misma área típica, tendrán el mismo valor agregado de distribución de la empresa modelo que se ha empleado para determinar los valores agregados de distribución de dicha área. Luego, cualquiera sea el valor y procedimiento mediante el cual la CNE ha llegado a establecer los valores agregados de distribución de un área típica, todas las empresas clasificadas en esta área adoptan el mismo valor.

En consecuencia, el término “alterar” que se ha empleado en este considerando, ha sido utilizado sobre la base de una autoridad pasiva, que adopta en forma irrestricta, sin análisis ni opinión, resultados que obtiene de sus consultores. Como ya hemos señalado anteriormente, esta línea argumental colisiona gravemente con la facultad indelegable que tiene la autoridad para fijar las tarifas.

8. Que se ha acusado a la CNE de alterar los factores de coincidencia, de modo de beneficiar a Chilectra de tal manera que Santiago, inexplicablemente, pasaría a ser el lugar de menor utilización compartida de las redes de distribución y tarifariamente en una de las zonas más rurales del país. Dicha modificación perjudicaría especialmente a clientes residenciales y, con ellas, Chilectra pasaría a tener incrementos netos por concepto de compras, contradiciendo lo dicho por la CNE.

Se trata de un tema de extrema complejidad técnica en el que las opiniones han sido diversas y variadas.

No obstante, de las presentaciones y respuestas de los expertos invitados a vuestra Comisión, queda claro que no existen metodologías establecidas para calcular estos parámetros tarifarios. Asimismo, se ha señalado que tales factores no dependen directamente de la mayor o menor ruralidad que pueda tener una empresa dentro de su zona de concesión.

En prueba de que, ni hay metodologías, ni se ha aplicado la tesis de la ruralidad, basta referirse a la fijación de 1996, en la cual prácticamente a todas las empresas concesionarias de distribución se les fijó el mismo valor de 420 horas. ¿Eran todas las empresas rurales, o todas urbanas?

Creemos que en este tema, vuestra Comisión debiera recomendar a la CNE el inicio de estudios que propendan al establecimiento de una metodología sistemática para determinar estos factores, teniendo en lo posible un adecuado respaldo en datos empíricos.

9. Que los aumentos en los valores de subtransmisión no han obedecido a metodologías previamente establecidas y que no recogería adecuadamente el incremento en la demanda, así como las economías de escala involucradas. Que se ha aplicado para Chilectra un factor de aumento en los cargos por subtransmisión, que no se ha aplicado a ninguna otra distribuidora semejante.

Resumiendo lo expresado por los distintos expertos que fueron invitados por vuestra Comisión, más la lectura propia de la ley, puede llegarse a las siguientes conclusiones:

a.La subtransmisión como tal, no es una materia que esté explícitamente incluida en la ley. El término subtransmisión no aparece ni una sola vez mencionado en su texto y tampoco en su reglamento.

b.Se trata, en consecuencia, en el término “subtransmisión”, de una nomenclatura propia del sector. De lo que se pudo apreciar, corresponde a líneas de transporte que no son las grandes líneas que llevan la energía desde las centrales hasta los centros de consumo. Responde de mejor manera al concepto de “superdistribución”, según lo señaló el gerente de una de las empresas eléctricas invitadas.

c.Por lo tanto, mal podría haber existido metodologías previamente establecidas. Ha habido aquí más bien una suerte de jurisprudencia administrativa, donde cada autoridad ha establecido sus propios criterios.

d.Claramente, se trata de una materia que, en una próxima ley del sector, debe quedar delimitada en su ámbito, tanto técnico como regulatorio.

10. Que se han hecho acusaciones que afectan a la probidad funcionaria de la Secretaria Ejecutiva de la CNE, en el sentido de que implicarían que dicha funcionaria habría actuado como consultora de Chilectra en los mismos temas que hoy la empresa se habría visto favorecida, de que ha empleado una empresa vinculada a ella para fijar los términos y modificar los informes requeridos por ley; y de que ha terminado validando sus propios informes que le han llegado a la CNE a través de la empresa afectada.

En la investigación se tuvo en vista la documentación de los registros de sociedades. No hay antecedentes que liguen jurídicamente a una sociedad consultora con la señora Blanlot. En consecuencia, no hay vínculos entre GTD y la Secretaria Ejecutiva.

La señora Blanlot integró con GTD, hace algún tiempo y ciertamente antes de su desempeño en la CNE, un equipo de trabajo para asesorar a Chilectra en materias de subtransmisión. También se estableció que la metodología empleada en esa ocasión nada tiene que ver con la que empleó la CNE para tarificar este segmento de la red. Esto pudo ser verificado en vuestra Comisión. En efecto, se ha tenido como antecedente el estudio de subtransmisión que encargó Chilectra a GTD. De su lectura se aprecia que se trata de una metodología específica, aplicable sólo a un sistema en particular, el de Chilectra.

Debe recordarse también que la subtranmisión experimentó un alza, aplicable a todos los sistemas de subtransmisión del país, y no sólo al sistema de Chilectra. Este último tuvo un reconocimiento adicional de costos, sobre la base del reconocimiento del enmallamiento del sistema, reconocimiento que también fue considerado en su oportunidad por otros especialistas del sector.

11. Que la Secretaria Ejecutiva de la CNE se ha defendido de lo anterior negando la veracidad de las acusaciones, las cuales, por su gravedad, se hace necesario dilucidar si son o no efectivas, tanto para clarificar la actuación de la CNE como para despejar la responsabilidad individual de las personas que han sufrido cuestionamientos.

Sin comentarios.

12. Que el público tiene derecho a saber cómo se construyen sus tarifas eléctricas y que se hace necesario disponer de una vasta gama de información que sólo puede ser analizada detenidamente en una comisión especializada que, a su vez, pueda informar a esta Sala acerca de si los criterios técnicos utilizados y si su aplicación se ha ajustado a la normativa vigente o si, por el contrario, se ha perjudicado injustificadamente a los usuarios.

Que resulta necesario dar tranquilidad a los usuarios de que no están sufriendo cobros indebidos y de que las autoridades eléctricas cumplen su rol regulador de manera imparcial y apegada a la normativa vigente, constituyendo una eficaz contraparte, de modo que los mercados funcionen adecuadamente.

Concordamos plenamente sobre el derecho que asiste al público para conocer los procesos tarifarios. Entendemos que este planteamiento formará parte de lo que se discutirá con ocasión de nuevos proyectos de ley.

Conclusiones generales

Sobre la base de los antecedentes que esta Comisión de Minería y Energía pudo recabar durante el transcurso de la investigación, se ha concluido lo siguiente:

Los procesos de fijación de precios para los clientes finales de las empresas distribuidoras son procesos extremadamente complejos, con infinidad de aristas y detalles técnicos, que difícilmente pueden ser abordados completamente en una investigación sumaria.

No obstante, creemos que hemos reunido información suficiente como para analizar y sopesar los considerandos que se tuvieron en cuenta para establecer uno de los proyectos de acuerdo.

Es del caso tener presente que en todo procedimiento judicial o administrativo en el cual se persiga la determinación de la culpa o el dolo -civiles o criminales- de una o más personas, es principio, no sólo del Derecho chileno sino también del Derecho universal, que se presenten pruebas fehacientes que acrediten inequívocamente tal culpabilidad o dolo. No obstante, en esta investigación, del análisis de la ley y de la actuación de la Secretaria Ejecutiva actual de la CNE, como asimismo, de autoridades que participaron en procesos anteriores, nada indica que se hayan apartado de la aplicación de la normativa vigente, ni se ha acreditado fehacientemente antecedente alguno que permita concluir inequívocamente que actuaron dolosa o siquiera culposamente. La probidad administrativa de éstas y de aquélla ha resultado, pues, incólume.

El único comentario que puede agregarse, es que la propia ley, dentro de un acotamiento lógico a los efectos de la tarificación, otorga un amplio margen de actuación de la autoridad, margen que en esta ocasión cubre latamente lo obrado en el año 2000.

Finalmente, durante la investigación producto de datos e información errónea, que fue aportada por distintos diputados, fueron apareciendo dudas sobre temas anexos a los mandatados por el proyecto de acuerdo. Estas imprecisiones fueron una a una desvirtuadas por la autoridad cuestionada quedando sólo como situaciones explicables y fundadas en errores de información.

-Del diputado señor Jocelyn-Holt.

Recomendaciones

5. La mayor parte de los problemas identificados en este proceso tarifario provienen del hecho que los usuarios tienen poca participación en el proceso de determinación de tarifas eléctricas y que existe un desequilibrio con la influencia y capacidad técnica desplegada por la industria. La existencia de irregularidades que no se corrijan se convertirán en precedentes que debilitan la institucionalidad tarifaria, cuestionan la legislación y corren el riesgo de repetirse.

6. Los usuarios deberían tener una participación formal en el proceso tarifario. Tanto para observar las bases y los criterios técnicos empleados, como para monitorear la consistencia de los valores finales. Esto no debería sólo limitarse a los organismos públicos que velan por los intereses del consumidor, sino que deberían existir “audiencias públicas” que permitan exponer objeciones o criterios tanto en la determinación de bases técnicas como en el desarrollo de los estudios y antes de su entrega final. También para el cumplimiento de las formalidades en la adjudicación de los estudios y determinación de consultores. Lo mismo debería ocurrir respecto de la determinación de factores de coincidencia, el cálculo de rentabilidad de la industria y en los valores de subtransmisión. Audiencias de esta especie podrían servir a la Contraloría General de la República para anticipar posibles controversias y evitar la excesiva compartimentalización que tiene el proceso de fijación de tarifas de distribución.

13. La Comisión Nacional de Energía en el momento de efectuar el chequeo de rentabilidad debería considerar ingresos y gastos mes a mes, como cualquier evaluación normal de proyectos y no considerar que el margen se produce a fines de año, por cuanto los usuarios pagan mensualmente. La forma utilizada por la CNE subestima la rentabilidad de las empresas, lo que debe evitarse (1er. párrafo).

14. Se hace indispensable reglamentar los procedimientos de determinación de recargos de subtransmisión y la seguridad de servicio implícita en ellos, de modo que en definitiva no dependan en forma exclusiva de la autoridad de turno. La autoridad debe ser consistente en la aplicación de criterios para toda la industria. Se sugiere explorar la incorporación de comisiones periciales para dirimir diferencias entre la autoridad y las empresas en su determinación. Los usuarios también deberían ser considerados.

Se debe advertir que las comisiones periciales también presentan complicaciones. Si bien no hay tanta divergencia entre estudios, como existe en la determinación del valor agregado de distribución dichas comisiones son también objeto de acusaciones por falta de independencia e imparcialidad. La extensión de estas comisiones periciales en el sector eléctrico y en la determinación de las tarifas de distribución, debe cuidar de establecer resguardos para garantizar su independencia y transparencia en el procedimiento. Los procedimientos deben ser públicos y deben admitir la participación de todos los actores (incluido usuarios), así como la posibilidad de recusar a los miembros de las mismas. Actualmente el proceso de nombramiento es por las partes (en el caso del valor nuevo de reemplazo) y se hace en privado.

XII. CONSIDERACIONES, CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES APROBADAS.

CONSIDERACIONES

Los cambios fundamentales a los estudios de los consultores de la Comisión Nacional de Energía.

1. La Comisión Nacional de Energía, en adelante la CNE, contrató a cuatro firmas consultoras, agrupadas en dos consorcios, para que realizaran los estudios de valores agregados de distribución 2000, en conformidad con las bases técnicas y administrativas preparadas por dicha entidad. La distribución de los estudios fue la siguiente:

De acuerdo con lo establecido en las bases técnicas, los consultores de la CNE determinaron los valores agregados de distribución para las seis áreas típicas. Sin embargo, la CNE en su informe a la Contraloría General de la República señala otros valores, diferentes a los calculados por sus consultores.

En la tabla siguiente se presentan la variación de los valores agregados de distribución en alta tensión (VADat) y los valores agregados de distribución en baja tensión (VADbt) para cada una de las seis áreas típicas, contrastando los informes de los consultores de la CNE y los informados por dicha entidad a la Contraloría General de la República, en su “Informe Técnico: fijación de fórmulas tarifarias para empresas concesionarias de servicio público de distribución”, en particular su numeral I.3 “Estudios de valores agregados de distribución consultores CNE”.

De la tabla anterior se desprende, considerando sólo el componente del ponderador final constituido por los estudios de la CNE, lo siguiente:

-Los valores agregados de distribución en el área típica 1 informados por la CNE a la Contraloría General de la República son mayores que los calculados por el consultor Mega Red-Solint en el 48 por ciento en alta tensión y el 37 por ciento en baja tensión.

-Los valores agregados de distribución en el área típica 2 informados por la CNE a la Contraloría General de la República son mayores que los calculados por el consultor Eleconsult-Universidad de Chile en el 26 por ciento en alta y baja tensión.

-Los valores agregados de distribución en el área típica 3 informados por la CNE a la Contraloría General de la República son menores que los calculados por el consultor Eleconsult-Universidad de Chile en el 9 por ciento en alta y baja tensión.

-Los valores agregados de distribución en el área típica 6 informados por la CNE a la Contraloría General de la República son mayores que los calculados por el consultor Eleconsult-Universidad de Chile en el 28 por ciento en alta tensión y el 9 por ciento en baja tensión.

-Sólo en el caso de las áreas típicas 4 y 5 los valores informados a la Contraloría General de la República corresponden a los calculados por el consultor Mega Red-Solint.

Proceso de adjudicación de estudios de valor

agregado de distribución

2. El proceso de contratación de los consultores por parte de la CNE se hizo con el llamado a licitación pública para realizar el “Estudio de Cálculo de Valores Agregados de Distribución”, por Internet y mediante publicación del diario “El Mercurio” de 12 de febrero de 2000. El proceso continuó con la precalificación de los consultores que enviaron sus antecedentes antes del 6 de marzo de 2000. Los resultados de dicha precalificación fueron comunicados por la CNE a los postulantes el 8 de mayo de 2000.

3. Con fecha 18 de mayo de 2000 fue entregado a los consultores precalificados el documento “Definición de Áreas de Distribución Típicas y Bases para el Cálculo de los componentes del VAD”, el cual regiría el proceso de cálculo del valor agregado por concepto de costos de distribución, que se basa en empresas modelo, y que consideraba los siguientes componentes en conformidad a la ley:

-Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario, independientes de su consumo;

-Pérdidas medias de distribución en potencia y energía;

-Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión se calculan considerando el valor nuevo de reemplazo, en adelante VNR, de instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de actualización igual al 10 por ciento real anual.

4. Las bases técnicas contenían además la definición por parte de la CNE de seis áreas de distribución típicas y la clasificación de las empresas concesionarias de distribución en cada área, de la siguiente forma:

Área 1: Chilectra

Área 2: Río Maipo, CGE, Emelat, Puente Alto, Elecda, Conafe, Eliqsa

Área 3: Emelari, Chilquinta, Cooperativa de Curicó, Colina, Edelmag, Luz Andes, Pirque, Til-Til, Emec

Área 4: Emelectric, Saesa, Edelaysen, Elecoop, Edecsa

Área 5: Frontel, Emelca, Luz Linares, Coopelan, Litoral, Luz Parral, Socoepa, Creo, Cooprel, Coodiner

Área 6: Coopelec, Emetal, Coelcha

Para cada una de las áreas de distribución típicas la CNE definió seis empresas de referencia sobre las cuales los consultores debían construir las respectivas empresas modelos. Éstas fueron las siguientes:

Área 1: Chilectra S.A.

Área 2: Compañía General de Electricidad (CGE)

Área 3: Emec S.A.

Área 4:Empresa Eléctrica de Melipilla, Colchagua y Maule S.A. (Emelectric)

Área 5:Empresa Eléctrica Luz Linares S.A. (Luz Linares)

Área 6:Cooperativa Eléctrica de Chillán (Copelec).

5.Las empresas consultoras que precalificaron como consultoras de la CNE y que presentaron propuestas económicas y técnicas al 6 de marzo de 2000 fueron ocho:

-Mega Red Ingenieros Ltda. - Soluciones Integrales S.A.

-Price Waterhouse

-EMG Consultores - Asesorías y Proyectos Aselat Ltda. - Stone & Webster Management Consultant

-Inecon S.A. - PB Power Ltda.

-Systep Ingeniería y Diseños Ltda.

-Eleconsult S.A. - Facultad de Ciencias Económicas y Administrativas de la Universidad de Chile

-Synex Ingenieros Consultores

-Dictuc S.A. - Hagler Bailly - Eclipse Electroconsultores.

6.En conformidad al informe presentado por la CNE al Consejo de ministros CNE de 9 de junio de 2000, denominado “Licitación Estudio VAD, Proceso Fijación Tarifas de Distribución 2000”, de las ocho empresas consultoras precalificadas, sólo Dictuc; Eleconsult-Facultad de Ciencias Económicas y Administrativas de la U. de Chile; EMG Consultores, y Mega Red-Solint presentaron ofertas económico-técnicas, con fecha 29 de mayo de 2000. Por otra parte, se excusaron Synex Ltda.; Systep Ltda., e Inecon S.A., en tanto que Price Waterhouse no presentó propuesta ni se excusó.

La evaluación técnica se hizo sobre la base de propuestas para efectuar estudios sobre determinados grupos de áreas típicas. La CNE deseaba distribuir la confección de estudios de tal modo de asignarlos a dos o tres consultores. Así, dividió las áreas típicas del siguiente modo:

7.Las bases de licitación (documento “Proceso de fijación de tarifas para empresas concesionarias de servicio público de distribución. Estudio para el cálculo de las componentes del valor agregado de distribución-Bases de Licitación”) regularon la manera de adjudicar el estudio de valores agregados de distribución entre todos los consultores. Indican que:

“la Comisión calificará cada uno de los aspectos señalados, según el mérito de la propuesta específica en cada ítem. En esta evaluación se dará especial importancia a la calidad técnica y completitud del equipo profesional de trabajo propuesto, así como a la cantidad de horas profesionales presupuestadas para cumplir con los objetivos del estudio.

La Comisión Nacional de Energía seleccionará técnicamente, para cada propuesta... al consultor proponente que obtenga la más alta calificación de la oferta técnica.

La Comisión jerarquizará las propuestas que obtengan la mejor calificación técnica en cada caso. Si el valor de la oferta es igual o inferior al presupuesto asignado por la Comisión para la contratación del estudio para el caso cotizado, al proponente seleccionado técnicamente se le adjudicará la licitación correspondiente y se procederá a formalizar el contrato respectivo.

Si el valor de la oferta es superior al presupuesto asignado por la Comisión para la contratación del estudio, se le ofrecerá el contrato por el monto del presupuesto; si el proponente seleccionado técnicamente acepta, será adjudicado y se procederá a formalizar el contrato con él.

Si el proponente seleccionado técnicamente no acepta, se aplicará el mismo procedimiento con la propuesta siguiente en el orden de calificación técnica”.

8.A Dictuc S.A.-Hagler Bailly-Eclipse Electroconsultores, quien fue el consultor con mejor calificación técnica, no se le hizo aplicable lo determinado en las bases de licitación, en cuanto a ofrecerle el presupuesto de estudios de la CNE. En cambio, esta última propuso adjudicar el estudio de valores agregados de distribución, según la distribución antes indicada.

Las mismas bases de licitación indicaban que “en cualquier caso, la Comisión se reserva el derecho de no adjudicar a un solo proponente la ejecución del estudio por la totalidad de las áreas típicas definidas, configurando la adjudicación de la licitación completa en consideración tanto de los aspectos técnicos y económicos, así como la mejor administración de los recursos involucrados para el cumplimiento de los objetivos y plazos establecidos en la normativa eléctrica vigente”.

Una cosa es distribuir las áreas típicas entre varios consultores y otra es, a lo menos, considerar a los consultores según su calificación técnica. No aparece explicado por qué Dictuc S.A.-Hagler Bailly-Eclipse Electroconsultores no fueron considerados para, a lo menos, algún grupo de áreas típicas.

9.Por acuerdo expreso del Consejo Directivo de la CNE, en sesión celebrada el 9 de junio de 2000, con la asistencia del ministro Presidente de esa entidad y de los ministros de Economía, Fomento y Reconstrucción, de Minería, Secretaría General de la Presidencia, Planificación y Cooperación, y de Hacienda (s), así como de los subsecretarios de Carabineros y del Interior en representación de sus respectivos ministros, se abocó a “adjudicar ‘Estudio de Valor Agregado de Distribución’ a partir del informe presentado ante dicha instancia por la Secretaria Ejecutiva del organismo y adoptó el siguiente acuerdo:

“Se aprueba la elección de 2 consorcios para el desarrollo del Estudio VAD (Mega Red-Soluciones Integrales; Eleconsult), quedando a cargo de la Secretaria Ejecutiva efectuar las gestiones con Hacienda para la solución definitiva del financiamiento’”.

10. La CNE celebró los contratos el 30 de junio de 2000 con el consorcio Mega Red-Soluciones Integrales para realizar el estudio correspondiente a las áreas típicas 1, 4 y 5 por un monto que finalmente fue de $ 240 millones. Con el consorcio Eleconsult-Facultad de Ciencias Económicas y Administrativas de la Universidad de Chile el contrato se celebró en la misma fecha, para la realización del estudio correspondiente a las áreas típicas 2, 3 y 6, por un monto de $ 190 millones.

Ambos contratos se reprodujeron íntegramente en las resoluciones números 23 y 24, respectivamente, de la CNE, efectuándose el trámite de toma de razón, por parte de la Contraloría General de la República, el 11 de octubre de 2000.

11. Por otro lado, el artículo 107 de la ley, dispone que “las empresas concesionarias de distribución, como conjunto o individualmente, podrán contratar el mismo estudio, aplicado a las mismas áreas de distribución típicas definidas anteriormente, a otra empresa consultora, elegida por ellas de entre una lista de empresas acordadas con la Comisión”. El artículo 296 del reglamento, dispone la obligación de la CNE, la que “acordará con las empresas concesionarias, una lista de empresas consultoras con las cuales los concesionarios de distribución, como conjunto o individualmente, podrán contratar el mismo estudio”.

Mediante el oficio Nº 628, de 19 de julio de 2001, y en respuesta a sendos requerimientos de vuestra Comisión, la CNE acompañó la nómina de consultores convenidos con la Asociación de Empresas de Servicio Público A.G. (ASEP), representada por su gerente general, don Rafael Salas Rengifo, mediante un intercambio de cartas ASEP Nº 66, de 26 de abril de 2000, y CNE Nº 375, de 3 de mayo de 2000. Dicha nómina es la siguiente:

-Andersen Consulting Chile Ases.

-Asesorías y Proyectos Aselat Ltda.

-Claro y Asociados Ingenieros y Economistas

-Constar-Humberto Chacaltana Cueto

-Christensen Associates

-Dictuc S.A.

-Eclipse Electroconsultores

-Eleconsult S.A.

-EMG Consultores S.A.

-Ernst & Young

-Facultad de Ciencias Económicas y Administrativas de la Universidad de Chile

-Hagler Bailly S.A.

-Inecon S.A.

-Mega Red Ingenieros Ltda.

-Navigant Consulting INC.

-Price Waterhouse

-Raytheon Engineers & Constructors

-Serra Banfi, Pablo

-Soluciones Integrales S.A.

-Stone & Webster Management Consultants

-Surlatina & Horwath

-Synex Ingenieros Consultores Ltda.

-Systep Ingeniería y Diseños Ltda.

Se dejó constancia de que dos o más consultores “pudieran integrarse para los estudios VAD y a petición de las empresas de servicio público eléctrico”. También, según dichas cartas, la CNE al manifestar su “no objeción” a la lista sugerida por ASEP, dejó establecido que “según se desprende de las bases técnicas para el estudio de valores agregados de distribución remitidas a Uds. el día 2 de mayo recién pasado, los estudios requerirán como condición necesaria que los consultores que los desarrollen tengan experiencia probada no sólo en los aspectos económicos de los mismos, sino que también exhiban una cabal experiencia en los aspectos técnicos de planificación y diseño óptimo de sistemas eléctricos de distribución, así como un alto conocimiento de los procesos de funcionamiento de las empresas de distribución de electricidad”.

Considerando que no parecen existir otras cartas entre las partes mencionadas, se debe suponer que las empresas finalmente contratadas por las empresas distribuidoras y que se encuentran en la lista anterior contaron con la capacidad requerida por la CNE.

12. Las empresas concesionarias de distribución, siguiendo lo que establece el artículo 107 de la ley, contrataron sus propios estudios a partir de las bases de la CNE y las áreas de distribución típicas definidas anteriormente. Las empresas consultoras que realizaron dichos estudios fueron:

Intervención de GTD Ingenieros Ltda.

en las tarifas de distribución

13. La CNE contrató a GTD Ingenieros Ltda. para realizar las “bases técnicas para (los) estudios de valores agregados de distribución”, así como “la definición y clasificación de (las) Areas de Distribución Típicas”, según consta de las resoluciones exentas números 95 y 99, de 24 y 30 de marzo, respectivamente, y que reproducen los contratos suscritos con dicha empresa por montos equivalentes a $ 11.300.000 en un caso, y $ 12.338.000, en el otro. Ninguno de los dos contratos anteriores tuvo toma de razón por parte de la Contraloría General de la República.

Ambos dieron lugar a dos documentos: uno de la CNE titulado “Definición de áreas típicas. Bases para el cálculo de las componentes del valor agregado de distribución (VAD). Mayo de 2000”. El otro, bajo la firma de GTD Ingenieros Ltda. y titulado “Definición de Areas Típicas para la Comisión Nacional de Energía(CNE). Mayo 2000”.

Por otro lado, la CNE contrató nuevamente a la empresa GTD Ingenieros Ltda. para un estudio sobre “El análisis y coordinación del soporte técnico en la determinación de los Valores Agregados de Distribución y de fórmulas tarifarias correspondientes a la fijación de fórmulas tarifarias para empresas concesionarias de distribución año 2000”. Este contrato consta en la resolución exenta Nº 255 de la CNE, de 31 de agosto de 2000, por un monto total de $ 17.000.000 y tampoco tuvo toma de razón.

Esta última prestación de servicios fue encomendada a GTD Ingenieros Ltda., a lo menos después de que el Informe Preliminar de los consultores de la CNE fue entregado a la CNE (30 de agosto) y los ajustes de GTD Ingenieros Ltda. fueron hechos después de que todos los estudios de los consultores de la CNE y de las empresas fueron entregados a dicha repartición (15 de septiembre).

Todas las contrataciones de la empresa GTD Ingenieros Ltda. fueron realizadas mediante asignación directa, sin proceso de licitación, en conformidad a la facultad conferida en la resolución Nº 13 de la CNE, de 9 de mayo de 1985, y que fue prorrogada por acuerdo del Consejo Directivo de la CNE el 9 de junio de 2000. Dicha resolución permite a su Secretario Ejecutivo efectuar contrataciones directas, sin necesidad de licitación pública, hasta por 670 unidades tributarias mensuales.

Asimismo, GTD Ingenieros Ltda. fue contratada por la CNE en el año 2000 para las siguientes asesorías adicionales:

-Mediante resolución exenta Nº 151 de la CNE, de 29 de mayo de 2000, se le encomendó la “determinación de contenidos y elaboración de Bases Técnicas para el cálculo de los Precios de Nudo en Puntos de Retiro de Sistemas de Subtransmisión”. Dicho contrato tuvo un monto de $ 10.500.000 y tampoco tuvo toma de razón por parte de la Contraloría General de la República.

-También se le encomendó la “Proposición de Tratamiento Técnico de las disposiciones legales para la calidad y seguridad del servicio, en el marco de proyecto de modificación del D.F.L. 1/82”, que en conformidad al documento “Estudios Contratados por Area Eléctrica Comisión Nacional de Energía (CNE) Período 1994-2001” entregado a vuestra Comisión por la CNE, tuvo un valor de $ 10.000.000.

14. El documento “Términos de Referencia. Determinación de contenidos y elaboración de bases técnicas para estudios de valor agregado de distribución. Proceso tarifario de octubre del 2000” dejó claramente establecida la división de trabajo entre la CNE y los consultores que hicieran los estudios de valores agregados de distribución: “la CNE debe elaborar las bases técnicas sobre las que se desarrollarán tanto los estudios de Valor Agregado de Distribución (VAD) de la Comisión como los que desarrollarán las empresas, las cuales deben incluir la definición de áreas típicas de distribución. En ambos casos, es un consultor independiente el que, siguiendo las bases técnicas, desarrolla el estudio”.

Más adelante se enfatiza que “las Bases guían el trabajo del Consultor que desarrolla el estudio del VAD, pero al mismo tiempo, deben dejarle espacios de libertad para que éste aplique su experiencia en los ámbitos que son de su competencia”.

También fijó el ámbito propio de decisiones de cada consultor de valores agregados de distribución:

-Dimensionamiento y diseño óptimo de sistemas de distribución eléctrica en general, y de sus componentes, según opciones tecnológicas disponibles al año de realización del estudio.

-Consideración y aplicación efectiva de restricciones técnicas generales y de aquéllas que resulten de la aplicación de la normativa vigente al año de realización del estudio.

-Dimensionamiento y diseño óptimo de la estructura organizacional y procesos de gestión de una empresa distribuidora tipo, según modelos aceptados al año de realización del estudio.

-Consideración y aplicación efectiva de aquellas restricciones u obligaciones legales y reglamentarias en general y de las empresas distribuidoras en particular, en el año de realización del estudio.

Como ámbito de decisiones de la autoridad determinó:

-La autoridad debe dar las pautas generales legales, reglamentarias y normativas del proceso de cálculo del VAD, así como las interpretaciones de aplicación de la norma en aspectos específicos que considere relevante para dicho cálculo.

-La autoridad debe gestionar los procesos de tarificación de modo de obtener como resultado señales económicas que orienten correcta y eficientemente las decisiones de los agentes productores y consumidores, orientando el trabajo de cálculo con las pautas conceptuales adecuadas.

-La autoridad debe entregar definiciones y restricciones conceptuales y técnicas, en consistencia con el esquema regulatorio imperante, de modo de acotar el ámbito de decisiones del consultor en determinadas materias.

Lo anterior no deja margen a la autoridad para intervenir en ámbitos propios de los consultores de valores agregados de distribución más allá de las pautas, orientaciones y definiciones mencionadas y siempre en conformidad al esquema regulatorio vigente.

15. Finalmente, los “Términos de Referencia de las Bases Técnicas” establecieron una inhabilidad expresa entre hacer las bases técnicas e intervenir en los valores agregados de distribución: “la empresa que realice la asesoría planteada en los presentes términos de referencia, estará impedida de participar bajo cualquier modalidad en los estudios de valor agregado de distribución, que se desarrollen en conformidad a las Bases Técnicas que se emitan producto del trabajo de la asesoría”.

Esta inhabilidad quedó reforzada aún más en el “memorándum interno” (sin número), de 17 de marzo de 2000, del jefe del área eléctrica a la Secretaria Ejecutiva de la CNE, por medio del cual se sugirió la contratación de GTD Ingenieros Ltda. para efectuar las bases técnicas que guiarían los estudios VAD y que indicó “GTD es el único que no se presentó al proceso de precalificación para la licitación del estudio de componentes de costos del Valor Agregado de Distribución (VAD). En el mismo sentido, se hace presente, que la ejecución del presente estudio por parte de la empresa GTD, inhabilita a ésta para participar del proceso de la referida licitación del estudio de Valor Agregado de Distribución (VAD) que deberá desarrollarse conforme a las Bases Técnicas que resulten de la presente Asesoría”.

Lo mismo volvió a reiterar el jefe del área eléctrica a la Secretaria Ejecutiva de la CNE en otro “memorándum interno” (sin número), de 24 de marzo de 2000, al sugerir contratar a GTD Ingenieros Ltda. para la definición y clasificación de las áreas de distribución típicas: “adicionalmente, dentro del grupo de consultores que podrían desarrollar esta asesoría, GTD es el único que no se presentó al proceso de precalificación para la licitación del estudio de componentes de costo del Valor Agregado de Distribución”. Es decir, la adjudicación del estudio que determinó las áreas típicas también era incompatible con la participación en los estudios de valores agregados de distribución y se le encomendó a GTD Ingenieros Ltda., en tanto no participaría en la determinación del valor agregado de distribución. De lo contrario, según dicho memorándum interno, no se habría entregado a GTD Ingenieros Ltda. la responsabilidad de fijar las áreas típicas.

16. No obstante las claras limitaciones señaladas, la empresa GTD Ingenieros Ltda. intervino y estuvo presente en todas las etapas del proceso de fijación de tarifas de distribución eléctrica para el período 2000-2004, desde las bases técnicas hasta la determinación final del valor agregado de distribución, incluso al margen de los estudios contratados a los consultores de valores agregados de distribución en conformidad a la ley.

17. GTD Ingenieros Ltda. desarrolló las bases técnicas para los estudios de cálculo de los valores agregados de distribución, así como determinó las áreas típicas de distribución y posteriormente, realizó “el análisis y coordinación del soporte técnico en la determinación de los VAD y de fórmulas tarifarias” definitivas.

Algunos de los objetivos de este análisis y coordinación del soporte técnico en la determinación de los valores agregados de distribución fueron:

-“Elaborar los procedimientos y herramientas que permitan comparar y revisar los resultados parciales de los estudios de los consultores”.

-“Verificar la coherencia entre los criterios y parámetros utilizados por los consultores, pudiendo realizar observaciones, proponer correcciones y realizar modificaciones fundadamente, si ello procede”.

-“Sugerir y realizar, previa aprobación de la CNE, las correcciones necesarias para cautelar la adecuada representación de los costos de la industria, en términos de eficiencia, a partir de los resultados obtenidos de los estudios de costos”.

Las modificaciones realizadas a los estudios de los consultores, mencionadas en el considerando Nº 1 fueron hechas a partir de esta última asesoría de GTD Ingenieros Ltda. y dieron lugar al documento “Comisión Nacional de Energía. Informe Final: Estudio de fórmulas tarifarias aplicables a suministros de energía eléctrica sujetos a fijación de precios máximos al nivel de distribución (Cuadrienio 2000-2004. Proceso de Fijación Año 2000)”. Este fue el documento base para la fijación de las fórmulas tarifarias en las que se basó el decreto respectivo y el proceso de toma de razón efectuado por la Contraloría General de la República. Fue acompañado conjuntamente con los dos documentos que resumían las bases técnicas y distribución de áreas típicas ya mencionadas, así como con un “Informe Técnico: Fijación de Fórmulas tarifarias para empresas concesionarias de servicio público de distribución. Noviembre de 2000” hecho por la CNE.

En esta última presentación, al final del proceso tarifario, la CNE afirma al organismo contralor que “trabajó con tres equipos de consultores externos: dos para el desarrollo de los estudios de costos propiamente tales, y uno para el apoyo técnico de la Comisión en labores de coordinación y revisión de los mismos, y para la proposición de los valores agregados resultantes..... La labor de apoyo en la coordinación, revisión de los estudios de costos, así como la proposición de los valores agregados fue encargada a la empresa consultora GTD Ingenieros Ltda.”.

Ajustes GTD Ingenieros Ltda. al valor

agregado de distribución

18. GTD Ingenieros Ltda. señala en el cuerpo de su informe que, “a diferencia de los procesos tarifarios anteriores, las bases actuales consideran el diseño de una empresa modelo eficiente y no la optimización de una empresa real (…) Bajo tal enfoque, resulta relevante la experiencia y conocimiento que tengan los consultores de la gestión de las empresas distribuidoras, dado que cualquier omisión significa una subvaloración de los costos”.

Asimismo, GTD Ingenieros Ltda. explica la metodología seguida para realizar la tarea señalada y que, en términos generales, fue la siguiente:

-“Caracterización de la industria de distribución de energía eléctrica, la cual se realiza a través de un modelo de regresión multidimensional de los costos totales de las empresas concesionarias en operación, considerando las variables explicativas o impulsores de costos relevantes.

-Modelamiento y valorización de costos de empresas de referencia representativas de cada segmento o área de distribución típica.

-Determinación de los factores de descuento o corrección al modelo de regresión de costos de la industria para la definición de la frontera de eficiencia, los cuales permiten desplazar la curva que representa la industria real hacia el sector de eficiencia que ha sido definido por los costos obtenidos de los estudios realizados.

-Corrección priorizada de las componentes de costos de cada empresa modelo para la adecuada representación de los costos de la industria”.

A través de esta metodología, GTD Ingenieros Ltda. propuso “ajustes a los componentes de costos de los estudios individuales, con el objeto de hacer coherentes los resultados entre sí, así como de éstos y la industria eficiente a la cual se pretende representar”. Dicho estudio establece además que los valores finales a considerar deben ser seleccionados por la CNE “dentro del rango definido por los costos reales de la industria y la frontera determinada por este estudio”.

19. En síntesis, la metodología seguida por GTD Ingenieros Ltda y recogida por la CNE, se tradujo en hacer una “curva de ajuste” que contrastara los componentes de costos de las empresas modelos entre sí y los de la industria real. La “curva de ajuste” se hizo a partir de los resultados de los componentes de costos de cada una de las 35 concesionarias de distribución y en particular los de las empresas de referencia sobre las cuales se definieron las empresas modelos de cada área típica.

Los cambios a los resultados obtenidos por los consultores de la CNE tendrían por objeto llevar esos resultados hacia una curva teórica construida sobre toda la industria real. Ése fue el propósito de GTD Ingenieros Ltda. y que fue recogido por la CNE.

20. Sin embargo, la metodología descrita anteriormente no forma parte de las bases técnicas definidas por la CNE, ya que en ningún caso en éstas se hace referencia a una “curva de ajuste” con la industria real en la forma como lo propone GTD Ingenieros Ltda.

Asimismo, los cambios efectuados por la CNE son contradictorios con sus propios objetivos y con la normativa vigente que obliga a construir los componentes de costos de una empresa modelo.

En efecto, desde el momento en que GTD Ingenieros Ltda. pretendió efectuar sus cambios, la “adecuada representación de los costos de la industria”, así como que se evitara una “subvaloración de los costos” que pudiera provenir de un desconocimiento y falta de experiencia “en la gestión de las empresas distribuidoras”, estaba suponiendo que los consultores de la CNE estaban calculando o podrían calcular los costos de la empresa modelo sin reflejar fielmente la gestión de las empresas reales y que éstas debían actuar como un corrector a la gestión óptima de las empresas modelo definidas por la propia autoridad. Desde este punto de vista, cualquiera optimización en una empresa modelo podría ser interpretada como una subvaloración de costos de una empresa real.

21. Es cuestionable que se pretenda comparar empresas modelos entre sí para efectuar un ajuste como lo hace el estudio de GTD Ingenieros Ltda. Son las bases técnicas las que orientan el modo de determinar los componentes de costos de cada empresa modelo. Suponer que un estudio hecho dentro de bases para un modelo en particular deba pasar un examen frente a otras empresas teóricas hechas según las mismas bases, supondría un cuestionamiento al modo en que se elaboraron las bases.

Por último, cabe decir que el informe de GTD Ingenieros Ltda. tuvo a la vista los resultados de los estudios encargados por las concesionarias y respecto de ellos señala que “en este caso los consultores no proponen modificaciones dado tanto el alcance de esta asesoría como las atribuciones legales de la CNE, que no permite efectuar correcciones sin la conformidad de las propias empresas patrocinantes de los estudios”. GTD Ingenieros Ltda. tampoco cuestiona el contenido de dichos estudios de las empresas distribuidoras, las que fueron recibidas conforme a bases.

Sin embargo, resulta contradictorio que la CNE termine ponderando dos conjuntos de resultados construidos sobre metodologías distintas: por una parte, estudios de las empresas distribuidoras hechos dentro de las bases técnicas elaboradas por la CNE y que buscaban el dimensionamiento óptimo de una empresa modelo; y otro estudio, de GTD Ingenieros Ltda., basado en una “curva de costos de la industria real”.

El solo hecho de que los ajustes introducidos por la CNE a sus propios estudios se haya efectuado teniendo a la vista los resultados de los consultores de las empresas, genera un cuestionamiento adicional respecto a la transparencia que la ley desea proteger al momento de ponderar dos estudios independientes entre sí.

22. Los ajustes propuestos por GTD Ingenieros Ltda. para los componentes de costos en el punto 4.2.3. de su informe, afectan tanto a la calidad de servicio, ajustes al valor nuevo de reemplazo físico de la empresa modelo y ajustes a la estructura de remuneraciones de la empresa modelo, en a lo menos tres áreas típicas, sin perjuicio de los cambios efectuados y no anunciados en un área típica adicional.

Esto es concordante con la declaración de la Secretaria Ejecutiva de la CNE, quien declaró a vuestra Comisión que los estudios de los consultores de dicha entidad habían “subestimado bastante groseramente los sueldos y salarios de la empresa modelo si lo comparamos con los resultados de nuestros mismos consultores para otra empresa igual, en materia de remuneraciones”. [217]

Sin embargo, cabe decir que GTD Ingenieros Ltda. incursiona en cambios de componentes cuya determinación, sin lugar a dudas, había sido contratada a terceros. Es decir, no resulta lógico el alegato de que GTD Ingenieros Ltda. efectuaría una labor distinta a la encargada a los consultores propios, en tanto GTD Ingenieros Ltda. incursiona en un ámbito expresamente encomendado a quienes se adjudicaron los estudios de valores agregados de distribución y que menciona expresamente el artículo 106 de la ley. [218]

23. A modo ilustrativo y para reforzar lo arbitrario que pueden ser los ajustes propuestos, en el caso del área típica Nº 1 (Chilectra) los consultores de la Comisión (Mega Red-Soluciones Integrales) calcularon una remuneración bruta para el gerente general de la empresa modelo -que sólo se dedica a la actividad de distribución- ascendente a $ 12.528.000 mensuales, según se indica en el Anexo 4.1.2.1 del informe de dichos consultores.

¿Qué sentido tiene hacer todo un procedimiento para adjudicar estudios para determinar ciertos costos, si esos mismos costos pueden ser posteriormente modificados por un estudio que no es equivalente al principal?

Cabe preguntarse también cuáles pueden ser los valores correctos en materia de sueldos y salarios de una empresa teórica. ¿Hasta qué punto alguien podría afirmar que el monto antes mencionado está “groseramente subestimado”?

Si se establecen metodologías para que los consultores determinen los componentes de costos, cualquier disparidad debe ser enmendada por medio de la corrección estipulada en la ley: la ponderación con el estudio de las empresas distribuidoras. La ley supone que habrá diferencias entre los resultados de los estudios de las empresas y de los consultores de la CNE, y por lo mismo asigna un valor a cada estudio. La ley establece que el valor “correcto” se obtiene al ponderar dos estudios independientes y distintos, aunque potencialmente puedan ser dispares.

24. Asimismo, la metodología de GTD Ingenieros Ltda. tiene una grave inconsistencia técnica y legal. En efecto, realiza modificaciones sobre las componentes de costos de infraestructura de redes (ajustes VNR físico). Con ello, en las áreas típicas 1 y 2 los incrementa, suponiendo que la empresa modelo requiere de instalaciones de mayor capacidad para satisfacer su demanda. Sin embargo, es sabido que la existencia de redes de mayor capacidad está acompañada de menores pérdidas técnicas de electricidad de las mismas instalaciones. A mayor capacidad de un conductor de electricidad (mayor sección), menor es su resistencia eléctrica y, por lo tanto, menores son sus pérdidas eléctricas. Al revés, si se hace una disminución de la infraestructura de redes (como ocurre en el área típica Nº 3), debió haberse hecho un consiguiente aumento de las pérdidas determinadas por el consultor.

Si alguien desea cambiar el dimensionamiento de instalaciones, necesariamente debe recalcular las pérdidas eléctricas, que representa otra componente del valor agregado de distribución según lo indica el Nº 2 del artículo 106 [219]de la ley. Sin embargo, GTD Ingenieros Ltda. no lo hace y esto solamente habría podido ser hecho con todo un estudio nuevo, hecho sobre otras bases.

Todos los estudios entregados por los consultores, tanto por las empresas como por la CNE, cumplen con la obligación de hacer un ajuste consistente entre instalaciones de red y pérdidas asociadas. Es más, todo ello es parte del proceso de optimización solicitada en las bases técnicas. El único estudio que no cumple con este principio es el de GTD Ingenieros Ltda. y que fue recogido con dicha inconsistencia por la CNE.

Ajustes CNE al área típica Nº 1 y el tema

de los derechos municipales

25. Los cambios introducidos por la CNE a partir del informe de GTD Ingenieros Ltda, adquieren particular relevancia en el área típica Nº 1, representada por Chilectra S.A. como empresa de referencia, y que correspondió al estudio efectuado por el consorcio Mega Red-Soluciones Integrales.

El informe de GTD Ingenieros Ltda. señala que “Los costos de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, se obtienen de los estudios de los consultores de costos, asimilados a la industria de acuerdo a la metodología explicada... En la mayoría de los casos la CNE acogió los valores propuestos por GTD en el capítulo anterior, acotando el valor superior del aVNR + COyM en el caso del área 1 a 48 mil millones de pesos en lugar de los 51 mil millones propuestos”. (página 42).

La cifra de aVNR + COyM (anualidad del valor nuevo de reemplazo más los costos de operación y mantenimiento) propuesta por GTD Ingenieros Ltda. es de $ 51.680 millones (página 32). La adoptada por la CNE es de $ 48.159 millones (página 42). La CNE no adoptó, en el caso del área típica Nº 1, las componentes de costos calculadas ni siquiera por GTD Ingenieros Ltda. ni tampoco por su consultor, Mega Red-Soluciones Integrales. Esta cifra es exactamente $ 10.000 millones más alta que la calculada por el consultor de la CNE (Mega Red-Soluciones Integrales) en el segundo informe entregado a dicha entidad.

No se presentan mayores antecedentes que respalden técnicamente la decisión de la CNE, o que muestren los antecedentes sobre los cuales se basó para definir de esa forma la componente del aVNR + COyM para dicha área típica, y en definitiva el valor agregado de distribución a ser ponderado con el resultado obtenido por el consultor de la concesionaria Chilectra S.A.. La cifra es arbitraria y sorprende la exactitud con su base de incremento, especialmente considerando que dichos valores son el resultado de complejas determinaciones de costos de componentes establecidos por ley y que requieren todo un procedimiento para su determinación.

26. A pesar de ser un factor relevante, los motivos de este cambio no aparecen justificados en informe alguno. El jefe del área eléctrica de la CNE [220]justificó estas cifras ante vuestra Comisión sobre la base de que dicho organismo había acogido los cambios propuestos por GTD Ingenieros Ltda. en el área típica Nº 2 (CGE) y que éstos equivalían a un incremento del 26 por ciento sobre los costos calculados por los consultores de la CNE, en este caso, Eleconsult-Universidad de Chile. De este modo, la CNE resolvió limitar el incremento en el área típica Nº 1 a dicho porcentaje.

Sin embargo, con esta lógica surge la pregunta: ¿por qué se limitó el área típica Nº 1 al incremento del área típica Nº 2 y no al revés? ¿Por qué los supuestos “errores” de un consultor y que “obligarían” a ajustar en el 26 por ciento los valores, van a reproducirse exactamente en otro consultor y para otra empresa? Es como si se fijara un margen de error máximo y que dicho margen estuviera asociado a un consultor específico.

27. Por lo demás, la naturaleza de las modificaciones es diferente en ambos casos. Los ajustes propuestos por GTD Ingenieros Ltda. en el área Nº 2 abarcan tanto la calidad de servicio, el valor nuevo de reemplazo físico y las remuneraciones de la empresa modelo, en este caso CGE. En cambio, para el área típica Nº 1 (Chilectra), GTD Ingenieros Ltda. sólo propone ajustes a los últimos dos componentes de costos.

En otras palabras, GTD Ingenieros Ltda. valida el costo por concepto de calidad de servicio del consultor Mega Red -Soluciones Integrales en el área Nº 1, en circunstancias de que en el área típica Nº 2 consideró necesario un ajuste del 12,7 por ciento por este último concepto. De modo que si se quisiera utilizar el área típica Nº 2 como límite máximo de corrección del área típica Nº 1, éste sólo podría consistir en aquel margen de ajuste hecho a los dos únicos componentes que fueron modificados en el área típica Nº 1 (el VNR físico y las remuneraciones de la empresa modelo). De modo que, el ajuste máximo ya no puede ser el 26 por ciento, sino que con esta lógica, no debió haber superado el 13,5 por ciento. Así el aVNR + COyM para el área típica Nº 1 (Chilectra) habría quedado en $ 43.311 millones y no en los $ 48.159 definitivamente establecidos.

Por último, y haciendo cualquier abstracción sobre la validez técnica de esta racionalidad, sorprende que una explicación de esta importancia no conste en ninguna parte y que ni siquiera se haya justificado ante la Contraloría General de la República. En consecuencia, hay un cuestionamiento a su racionalidad implícita.

28. Mega Red-Soluciones Integrales entregó a la CNE dos valores en su informe final para su aVNR + COyM del área típica Nº 1 (Chilectra). El primero suponía los derechos municipales históricamente pagados por Chilectra. El segundo considera los derechos municipales teóricos definidos por la Comisión Pericial que fijó el valor nuevo de reemplazo de Chilectra en 1999.

-Con derechos municipales históricos, siguiendo la indicación de las bases. Los resultados del consultor son los siguientes (fuente estudio Solint/MR):

-Con derechos municipales teóricos iguales a los informados por Chilectra en el proceso de valor nuevo de reemplazo de 1999. Estos derechos corresponden a los que pagaría Chilectra si se construyera toda la empresa en 1999 y se aplicaran las ordenanzas municipales vigentes a ese año. (fuente estudio Solint/MR):

La cifra finalmente utilizada por la CNE para su aVNR + COyM del área típica Nº 1 fue $ 10 mil millones sobre el segundo valor entregado por Mega Red-Soluciones Integrales (**), es decir suponiendo el pago de derechos municipales teóricos equivalentes a los fijados por la Comisión Pericial que fijó el valor nuevo de reemplazo de Chilectra, de 1999.

29. A la Comisión Pericial, a que se hace referencia en el segundo caso anterior, le correspondió fijar en diciembre de 1999 el valor nuevo de reemplazo de Chilectra S.A. Esta Comisión Pericial fue convocada en virtud del artículo 118 [221]de la ley y fijó el valor nuevo de reemplazo de Chilectra en $ 283.396,5 millones, a partir de un valor informado por la propia empresa y basado en un cálculo teórico que consistió en determinar los costos en que incurriría la concesionaria si se aplicaran los montos de derechos municipales vigentes en 1999 para la totalidad de las instalaciones de la concesionaria. Estos derechos municipales teóricos implícitos en el valor nuevo de reemplazo fijado anteriormente eran de $ 39.884,8 millones, lo que llevado a un pago anual equivalente corresponde a $ 4.231 millones.

Lo anterior contrasta de manera manifiesta con la suma efectivamente pagada por Chilectra en los primeros once meses de 1999 y que había sido de $ 250,1 millones. En 1998 correspondió a $ 245,4 millones, en moneda de 1999.

Para efectos de entender cabalmente lo hecho por la CNE, cabe decir que el segundo informe de Mega Red-Soluciones Integrales suponía pagos por derechos municipales que nada tenían que ver con lo efectivamente pagado por la concesionaria, ni con una proyección de los derechos municipales históricos pagados por ella y en general se trata de una metodología que no toma en cuenta los pagos efectivos históricos realizados por la misma.

30. Durante el transcurso del estudio de los valores agregados de distribución, la CNE se pronunció en dos ocasiones sobre los derechos municipales. El primer pronunciamiento corresponde a las bases técnicas Anexo 2 “De Resultados” (mayo 2000) y el segundo corresponde a un documento de la Comisión dirigido a los gerentes generales de las empresas distribuidoras, el 20 de julio de 2000, en el que se acompañan “Aclaraciones en respuesta a observaciones a las bases para el cálculo del VAD”.

En el primer documento, en el punto sobre “Generalidades”, se instruye:

“Considerando que los pronunciamientos emitidos por la Contraloría General de la República, a través de sus dictámenes Nº s. 30.818 y 40.458, ambos del año 1980, establecen que no procede el pago de Derechos Municipales para las empresas que sean poseedoras de una concesión de servicio público de distribución, para efecto del presente Estudio, no se considerarán costos por este concepto”.

Con la carta de fecha 20 de julio de 2000, la CNE cambió de parecer y dispuso lo siguiente:

“3. En la pág. 1 del Anexo 2 se omiten costos por Derechos Municipales, invocando dictámenes de la Contraloría, cuando en la realidad existen dichos costos (ruptura, reposición y ocupación de BNUP);

Respuesta: En los estudios se considerará los derechos municipales a los cuales están afectas las empresas que operan en la misma zona que la empresa modelo, y que no estén considerados bajo las exclusiones indicadas en los dictámenes de la Contraloría General de la República Nºs 40.458/80 y 30.818/84. Para su determinación los consultores deberán utilizar los valores de derechos efectivamente pagados, que correspondan a los conceptos tipificados en los dictámenes mencionados. Los consultores podrán dimensionar el monto de este costo en función de las estadísticas de pagos de derechos que las empresas de referencia han efectuado, por ejemplo, en los últimos 4 años.

Las empresas de referencia deberán informar a la CNE estos valores para el período comprendido entre el 1 de enero de 1990 y el 31 de diciembre de 1999, a más tardar el día lunes 31 de julio de 2000.

Junto con los resultados del valor agregado, los consultores deberán presentar los montos de VNR de la empresa modelo, separando la componente de derechos municipales del resto”.

El cambio de criterio de la CNE sobre los derechos municipales queda reflejado en los dos documentos anteriores: uno que más que un olvido, es una instrucción para omitir costos por concepto de derechos municipales; mientras el otro, los considera a un determinado valor. De costo cero a un valor positivo.

31. A mayor abundamiento, en el documento “Definición de áreas típicas: Bases para el cálculo de las componentes del valor agregado de distribución (VAD)” en el punto 5.2 sobre “dimensionamiento de las instalaciones del sistema eléctrico” se indica:

“Las alternativas de diseño eficiente están abiertas al trabajo del Consultor. Sin embargo, en esta materia, para dar cumplimiento a estas bases se exige realizar la adaptación de las instalaciones a la demanda de dimensionamiento establecida en los puntos y en la magnitud que corresponde, considerando las holguras inherentes de acuerdo con la trayectoria óptima de crecimiento esperado y, además, la evaluación de a lo menos las siguientes situaciones:

-“Uso de líneas aéreas en todas aquellas zonas en que actualmente la empresa de referencia posee líneas aéreas, y análogamente, utilización de líneas subterráneas en las zonas donde actualmente existen líneas subterráneas, bajo el entendido que la estructura tarifaria asignará consecuentemente los costos correspondientes a los consumidores conectados a uno y a otro tipo de instalación....”.

No tendría sentido hacer esta precisión a los consultores respecto de las líneas aéreas y subterráneas si se tratara de derechos municipales teóricos. La limitación a los consultores supone dimensionar las instalaciones de la empresa teórica a partir de las instalaciones reales de la empresa de referencia, en particular, aquéllas asociadas al cobro de derechos municipales.

De no existir esta precisión, en todas aquellas partes donde la empresa de referencia tiene efectivamente líneas subterráneas, finalmente los consultores se habrían visto en el deber de usar líneas aéreas para la empresa modelo, ante el hecho de que los derechos municipales teóricos se dispararan. La precisión obliga a los consultores, en esta parte, a guiarse para la empresa modelo a partir de las instalaciones efectivas de la empresa de referencia y esto es concordante solamente con el uso de derechos municipales históricos.

32. Ante una pregunta expresa sobre los derechos municipales, la Secretaria Ejecutiva de la CNE respondió:

“Entonces, en el fondo, se tomó un criterio conservador, cuál era el de tomar lo que efectivamente se ha pagado en la medida en que sea revisable. Es decir, se trata de los derechos que efectivamente se pagaron en cada caso, siempre y cuando podamos revisar eso con las mismas municipalidades, sobre todo en el caso de derechos municipales”.

Más adelante reitera “se optó por algo bastante más conservador, incluso -diría- conveniente, si uno quiere que las tarifas sean menores. Es decir, se paga lo que es histórico.

“Si hubiéramos aceptado la tesis que tenían las empresas de que hay que valorar lo que ellos tienen que pagar hoy por derechos municipales, estos derechos se habrían triplicado. Ésa es la realidad. Ésa era la tesis de las empresas. No sé qué más explicar ”.[222]

Incluso el jefe del área eléctrica , [223] en la misma sesión indicó respecto de los derechos municipales:

“Existen algunas disposiciones respecto del VNR de las empresas reales, que a veces han sido aducidas como aplicables a la empresa modelo. Sin embargo, no nos parece que sea directamente traspasable.”

Por último, ante una pregunta de cómo era tratado este tema en las bases, el señor Héctor Lagunas, [224] de GTD Ingenieros Ltda., respondió:

“Las bases contemplaban que debían ocupar los datos históricos. Sin embargo, un punto de las bases decía que los consultores podían incorporar otros aspectos, otros procedimientos, pero que, cuando lo hicieran, tenían que agregarlo aparte del estudio y la CNE evaluaría la pertinencia de colocarlo o no”.

33. Se ha pretendido plantear que la forma correcta de interpretar la aclaración del 20 de julio de 2000 es actualizando los pagos históricos de derechos municipales por la vía de llevarlos a valores equivalentes con las ordenanzas actuales. Es decir, tomar los precios históricos y aplicarlos a todas las instalaciones de la empresa modelo. Si se aplicara este procedimiento de igual forma, se obtendrían valores significativamente inferiores a los definidos en el segundo informe de Mega Red-Soluciones Integrales y que equivale a un valor nuevo de reemplazo por concepto de derechos municipales de alrededor de $ 40 mil millones.

En efecto, existen municipios en los cuales no se han efectuado pagos efectivos por parte de la concesionaria, o éstos han sido mínimos.

34. La carta de 20 de julio de 2000, respecto de las aclaraciones a las bases técnicas, dice expresamente que “se considerará los derechos municipales..... que no estén considerados bajo las exclusiones indicadas en los dictámenes de la Contraloría General de la República Nos. 40.458/80 y 30.818/84”. Enseguida afirma que “para su determinación los consultores deberán utilizar los valores de derechos efectivamente pagados, que correspondan a los conceptos tipificados en los dictámenes mencionados”.

Las exclusiones son “aquellas obras que estén destinadas directamente a aprovechar o hacer efectiva una concesión para producir o distribuir energía eléctrica”, ya que la ley indica que “las concesiones de servicio público de distribución otorgan el derecho a usar bienes nacionales de uso público para tender líneas aéreas y subterráneas destinadas a la distribución en la zona de concesión”[225] y dichas obras no son de resorte de las autoridades municipales, sino de otras reparticiones . [226]

Los únicos derechos municipales que dan lugar a cobro por parte de las municipalidades son aquellos asociados a “obras de remoción de pavimentos en bienes nacionales de uso público (...) toda vez que la ejecución de dichas obras requiere necesariamente del permiso municipal respectivo” y derechos por la ocupación de bienes nacionales de uso público, por parte de empresas eléctricas que hacen uso de una concesión, “cuando dicha ocupación tenga un carácter transitorio y se efectúe con maquinarias, materiales y, en general, con elementos que no se encuentren comprendidos en las instalaciones amparadas por esa concesión...”. [227]

Por lo tanto, sólo proceden derechos municipales por ruptura, reposición y ocupación de bienes nacionales de uso público que no estén comprendidos en las instalaciones amparadas por la concesión. Así lo dice la carta de la CNE, de 20 de julio de 2000, aclarando las bases técnicas, cuando dice “en la página 1 del Anexo 2 se omiten costos por Derechos Municipales, invocando dictámenes de la Contraloría, cuando en realidad existen dichos costos (ruptura, reposición y ocupación de BNUP)” y ordena a los consultores considerar sólo aquellos derechos municipales “que no estén considerados bajo las exclusiones indicadas”, por lo que no corresponden más derechos que lo mencionados.

35. La precisión anterior es importante, ya que una vez efectuada la obra, se ha alegado que no corresponde el pago de derechos municipales por el ejercicio de una concesión eléctrica .[228] Así, por ejemplo, los tendidos eléctricos aéreos y subterráneos no pagarían derechos municipales, una vez ya instalados.

Si la CNE hubiera querido aplicar los derechos teóricos, habría supuesto que la empresa modelo es una construcción intelectual sin ninguna base con la realidad. En el caso del área típica Nº 1 (Chilectra) es como si la empresa se creara de nuevo y los usuarios del año 2000 tuvieran que soportar los costos de las rupturas, remociones y reposiciones que se han efectuado desde que la empresa se creó como Compañía Chilena de Electricidad Ltda. en 1921. Esto no es lógico y así lo consideraron las bases técnicas en el punto 5.2 sobre “dimensionamiento de las instalaciones del sistema eléctrico” cuando supusieron que a pesar que “las alternativas de diseño eficiente están abiertas al trabajo del Consultor”, se iban a respetar las líneas aéreas y subterráneas existentes . [229]No se pagarían dos veces, ni tendría que modelarse un nuevo diseño óptimo.

Todo lo anterior hace cuestionable entender las bases técnicas o sus aclaraciones, sino a partir de los derechos históricos y no otra cosa.

36. Cualquiera sea la forma de entender la carta de 20 de julio de 2000, no resulta aceptable suponer que la CNE deseaba con ella fijar los derechos municipales en su valor teórico, entendiendo por tales la aplicación de las ordenanzas vigentes a la totalidad de las instalaciones de la concesionaria. Lo refuerza lo señalado por las autoridades de la CNE y de GTD Ingenieros Ltda. durante esta investigación.

Sin embargo, no obstante la claridad de los textos y declaraciones anteriores, el valor fijado por la CNE para el aVNR + COyM del área típica Nº 1 (Chilectra), toma como base los derechos municipales teóricos fijados por la Comisión Pericial que fijó el valor nuevo de remplazo de Chilectra en 1999. Esto es claramente contradictorio con lo señalado por la CNE y, además, hace que los valores fijados contravengan explícitamente lo señalado en las bases y sus aclaraciones posteriores.

Se podrá discutir que lo que quiso pedir la CNE en la carta ya mencionada, eran los derechos municipales históricos o una proyección estadística de los pagos históricos a una empresa nueva. Pero, en ningún caso, esta disquisición permite suponer que lo exigido por la CNE era reproducir el valor teórico de la Comisión Pericial para el valor nuevo de remplazo de Chilectra en 1999, como efectivamente lo hace la CNE en su valor definitivo.

37. Tal es así que incluso el consultor de Chilectra S.A. (Inecon) hizo su cálculo sobre la base de los derechos efectivamente pagados y no sobre los valores resueltos en la Comisión Pericial de 1999.

El estudio presentado por la concesionaria Chilectra -realizado por la consultora Inecon- explica, después de reproducir la aclaración dada por la CNE, con fecha 20 de julio de 2000:

“En esa base, se revisó los valores pagados efectivamente por Chilectra en sus obras, se determinó valores unitarios por aquellas obras representadas en la estadística histórica y se extrapoló a las obras en que debiera incurrir la empresa modelo, pero que no estaban registradas en la historia reciente de la empresa real. Los derechos municipales determinados con este procedimiento, son menores en aproximadamente un 57% que lo informado bajo el VNR de Chilectra” y que justifica enseguida “en la empresa modelo, esta reducción de los derechos municipales se aminora por la canalización de todas las redes BT, parte de las cuales están enterradas en la empresa real”.

Es decir, el procedimiento seguido por Inecon arrojó valores significativamente inferiores a lo definido por la Comisión Pericial en 1999, los que no se atrevió a reproducir ante la claridad de lo indicado en la carta de la CNE.

Si uno deduce del total de derechos municipales informados por Chilectra (Inecon), aquéllos asociados con canalizaciones en baja tensión del dimensionamiento de la empresa modelo -porque la empresa real no dispone de canalizaciones para toda la red BT-, obtiene un valor de $ 23.300 millones, que es efectivamente el 58 por ciento de los derechos municipales definidos por la Comisión Pericial que calculó el valor nuevo de remplazo de Chilectra en 1999.

Independientemente de las diferencias que hay entre esta cifra y la propuesta por Mega Red-Soluciones Integrales en su primer informe -y que no fue recogida por la CNE- ambas, a lo menos, tienen en común que respetan la letra y el espíritu de la aclaración de 20 de julio de 2000. En cambio, el segundo estudio de Mega Red-Soluciones Integrales no hace lo mismo y la CNE, al recogerlo para fijar su valor definitivo, construye tarifas para el área típica Nº 1 (Chilectra) en contradicción con sus bases, aclaraciones y precisiones efectuadas ante vuestra Comisión.

La CNE sólo debió basarse en el primer valor de Mega Red-Soluciones Integrales con derechos calculados en función de las estadísticas de pago de derechos municipales que la empresa de referencia realizó en los últimos cuatro años, actualizado a diciembre de 1999.

38. La empresa consultora Mega Red informó a vuestra Comisión que los dos valores fueron fruto de una petición de la CNE, entre el momento del Informe Preliminar (30 de agosto) y la entrega del Informe Final (15 de septiembre):

“... existiendo un período de 15 días a la entrega del informe final que era el 15 de septiembre, la Comisión Nacional de Energía nos solicitó que hiciéramos un nuevo cálculo, el que debía estar basado en los derechos municipales que habían sido determinados por la Comisión Pericial que fijó el VNR para Chilectra en 1999. Siempre entendimos que se trataba de otro cálculo y que seguíamos en el marco del trabajo que establecían las bases y las aclaraciones, por lo que solicitamos a la Comisión que nos entregara una carta aclaratoria, señalando que se realizaría esta modalidad de cálculo. El 15 de septiembre, que era la fecha convenida de acuerdo con nuestro contrato para entregar el informe final, no tuvimos ninguna carta aclaratoria adicional a la que establecían las bases y la que mencioné del 20 de julio de 2000.

Por lo tanto, estaba clara la forma como calcularíamos los derechos municipales, es decir, en función de lo efectivamente pagado, a partir de la estadística de pagos realizada por la concesionaria durante los últimos cuatro años. No obstante, por tratarse de una solicitud de la Comisión Nacional de Energía, preferimos incorporar los dos casos, o sea, en el mismo estudio incorporamos este segundo caso como una sensibilidad, pero explicamos claramente que le correspondía a la Comisión Nacional de Energía adoptar aquel valor de acuerdo con las bases y a las aclaraciones.

Por lo tanto, cumplimos y ése es todo el razonamiento por el cual entregamos esos dos resultados. Siempre tuvimos la claridad de que, no existiendo ninguna aclaración adicional a la del 20 de julio, correspondía calcular los derechos municipales en función de lo efectivamente pagado por la concesionaria que era Chilectra y así lo hicimos ”.[230]

39. La Secretaria Ejecutiva de la CNE, en su última comparecencia ante vuestra Comisión afirmó:

“El estudio de nuestro consultor nos entregó dos valores, ninguno de los cuales correspondía a lo que se pedía en las bases. Uno era un valor ínfimo, y el otro era uno de cerca de 4 mil millones de pesos de costo. Nosotros tomamos un valor que rondaba los mil millones de pesos para este indicador. Era claramente inferior al rango superior de lo que nuestro consultor nos entregó, pero que considerábamos que estaba más cerca de la realidad de lo que hasta ahora las empresas han terminado pagando. Por lo tanto, esta discusión respecto de los derechos históricos y de los derechos teóricos, ha sido complicada en exceso. Por ello es que quiero decir que éste es un tema mucho más simple de lo que parece. Ciertamente, se ha complicado porque se ha hecho un símil con los resultados de una comisión pericial sobre el tema, pero en el contexto de otro proceso administrativo que no tiene nada que ver conceptualmente con el nuestro “. [231]

Resulta curioso, a partir de esta argumentación, que nadie entendió lo que la CNE quiso hacer. No lo entendieron ni los consultores propios de esa entidad y ni siquiera GTD Ingenieros Ltda., la cual validó los derechos municipales teóricos sobre los cuales se fundó el segundo estudio de Mega Red-Soluciones Integrales.

Más adelante, en respuesta a una pregunta respecto del área típica 1 (Chilectra), la Secretaria Ejecutiva de la CNE señala:

“La empresa GTD no se pronuncia sobre los derechos municipales. Ella, en el fondo, nos dice: “Mega-Red nos da una base que está entre 34 mil millones y 38 mil millones de pesos, dependiendo de si a Mega-Red se le acepta el criterio de 4 mil millones de pesos, o de ciento y tantos millones de pesos de derechos municipales ”. [232]

Cabe decir que lo anterior es contradictorio con lo afirmado por la CNE en sesiones anteriores de vuestra Comisión. Pero además es contradictorio con el rol que la CNE le encomendó a GTD Ingenieros Ltda. De los antecedentes analizados por vuestra Comisión queda claro que GTD Ingenieros Ltda. haría una revisión total de los estudios, por lo que no resulta explicable que esta empresa consultora se haya sentido inhibida de modificar los derechos municipales de los estudios del consultor de la CNE de haberlos encontrado equivocados.

40. La CNE afirma finalmente haber aplicado “un descuento de cerca del 75 por ciento en el caso de Chilectra” a los derechos municipales teóricos del segundo informe de Mega Red-Soluciones Integrales [233]. Sin embargo, la CNE no explica cómo se compone el resto del ajuste aplicado a dicho estudio, que lleva a un incremento casi exacto de $ 10 mil millones. Sólo explica el descuento de derechos municipales.

No resulta aceptable que un cambio tan importante no haya tenido una explicación equivalente a lo hecho por GTD Ingenieros Ltda. para justificar sus otros cambios a las remuneraciones y a la infraestructura física de la empresa modelo del área típica Nº 1 (Chilectra). Lo anterior es especialmente válido si es la propia GTD la que indica a la Contraloría General de la República que sus valores no fueron los acogidos y que la CNE construyó sus valores para el área típica Nº 1 sobre otro monto. Ni GTD Ingenieros Ltda., ni la CNE, explican cómo se llegó a ese monto. Aceptar este criterio llevaría a que la CNE podría aplicar cualquier valor para los derechos municipales, sin advertirlo o darle una justificación coherente con lo estipulado por sus bases y aclaraciones.

41. En síntesis, el ajuste efectuado al área típica Nº 1 (Chilectra) por la CNE no tiene explicación, ni fue advertido oportunamente. A partir de la información que dispuso la Contraloría General de la República, está construido sobre un estudio claramente fuera de las bases, al hacerse sobre los derechos municipales fijados por la Comisión Pericial que estableció el valor nuevo de reemplazo de Chilectra, en 1999.

Lo consistente habría sido calcular los derechos municipales en función de lo históricamente pagado por la concesionaria en conformidad a una interpretación lógica y armónica de las bases técnicas y sus aclaraciones posteriores.

42. El tema de la valorización de los derechos municipales cobra importancia adicional, toda vez que los municipios no han logrado hacer efectivas las ordenanzas municipales frente a las empresas concesionarias de distribución. De modo que las tarifas, en tanto reflejan derechos municipales teóricos -como efectivamente ocurre para el área típica Nº 1 (Chilectra)-, que no guardan relación con sus cobros históricos y que no se pueden cobrar judicialmente, están generando entradas a las empresas por costos ficticios y que el público debe pagar en sus cuentas finales.

Lo anterior queda reforzado por un reciente dictamen de la Corte de Apelaciones de Santiago (Rol Nº 832-97) que acogió una reclamación de ilegalidad interpuesta por Chilectra S.A. contra el decreto alcaldicio Nº 2660, de 1996, de la I. Municipalidad de Las Condes que modificó la Ordenanza Local de Derechos Municipales en lo concerniente a los derechos por concepto de autorizaciones o permisos municipales para la ocupación temporal de bienes nacionales de uso público, respecto de faenas relacionadas con instalaciones propias de servicios públicos, tales como electricidad y otros. El fallo mencionado dejó sin efecto el cobro de derechos municipales por parte de dicha municipalidad a Chilectra S.A. por la utilización de bienes nacionales de uso público.

En efecto, la resolución judicial indicó:

“En armonía con estos preceptos, el artículo 16 de la ley prescribe que las concesiones de servicio público de distribución ‘otorgan el derecho a usar bienes nacionales de uso público para tender líneas aéreas y subterráneas destinadas a la distribución en la zona de concesión’, lo que permite inferir que los trabajos dirigidos al tendido de esas líneas -que obviamente implican la necesidad de ocupación temporal de calles y otros bienes nacionales de uso público- no pueden sino estar comprendidos en el acto concesional y, por tanto, exentos de la obligación de requerir permiso municipal...”. (considerando 7º).

“... las Municipalidades no entregan ‘servicio’ alguno, digno de ser remunerado, cuando los concesionarios de servicio público proceden ocupar temporalmente, para fines de ejercer efectivamente su concesión, la calle o bien nacional de uso público donde realiza la operación de tendido de cables (...) Los derechos que la reclamada pretende cobrar carecen de causa...”. (considerando 8º).

“...el organismo recurrido no ha podido regular, por la vía de una ordenanza, tasas o derechos aplicables a personas naturales o jurídicas que sean titulares de concesiones de servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica....por concepto de ocupación temporal de la vía pública con mantención de escombros, materiales de construcción, andamios y cierres, etc.”. (considerando 10).

En síntesis, la lógica del fallo hace inaplicable el cobro de derechos municipales por el uso de bienes nacionales de uso público por parte de empresas distribuidoras de energía eléctrica, puesto que -según este predicamento- el derecho al uso sin cobro estaría amparado por la ley y sería consustancial a cada concesión de energía eléctrica. De ser efectivo y lógico este razonamiento, ¿qué sentido tendría que las tarifas reflejaran el pago de derechos municipales por este concepto? ¿Qué sentido tendría valorizar dichos derechos en su expresión máxima, cual es el pago de derechos teóricos o derechos que nunca se han pagado por tendidos aéreos o subterráneos?

Ajuste al área típica Nº 6 (rural)

43. Finalmente, está el caso del área típica Nº 6, que representa al área más rural de la industria (Copelec, Emetal y Coelcha). Por un lado, el estudio de GTD Ingenieros Ltda. asegura (pág. 32) que no propone ajustes al aVNR + COyM propuesto por los consultores de la CNE (Eleconsult-U. de Chile) y lo fija en $ 1.518,9 millones. Sin embargo, los valores agregados de distribución reproducidos en el mismo informe (páginas 42-43) reflejan lo contrario.

En efecto, GTD Ingenieros Ltda. propone los siguientes valores agregados de distribución:

-Vadat: 112.175 $ /kW/año

-Vadbt: 106.848 $ /kW/año

Kwat: 10.133

KWbt: 6.488

Suponiendo que aVNR + COyM = VADat x kWat + VADbt x kWbt, habría que concluir que el valor final para el área típica Nº 6 llega a $ 1.830 millones y no al valor señalado por el estudio de los consultores de la CNE, ni el que fue validado por GTD Ingenieros Ltda.

aVNR + COyM = (112.175 x 10.133) + (106.848 x 6.488) = $ 1.830 millones.

El aVNR + COyM del área típica Nº 6 informado por GTD Ingenieros Ltda. es de $ 1.518,9 millones, valor que a su vez, es consistente con lo calculado por el consultor de la CNE (Eleconsult-U. de Chile), que obra en poder de vuestra Comisión y sobre cuyos resultados GTD Ingenieros Ltda. declaró no haber hecho ajustes. Sin embargo, en los valores finales existe un cambio del 20,5 por ciento en los ingresos de la empresa y que es financiado con un aumento artificial del 28,5 por ciento de las tarifas en alta tensión y el 9,3 por ciento de las tarifas en baja tensión de las zonas atendidas por las concesionarias Copelec, Emetal y Coelcha.

Lo anterior es particularmente grave, ya que no hubo un estudio por parte de las empresas para el área típica Nº 6 y por lo tanto no se requirió ponderar estos resultados, siendo los valores finales los informados por la CNE.

Este cambio se mantiene en el informe enviado por la CNE a la Contraloría General de la República. Considerando que este organismo contralor no dispuso de ningún estudio de los consultores, sino sólo el de GTD Ingenieros Ltda., la inconsistencia tiene la gravedad adicional de que no obstante asegurarse a los consumidores de que no habrían ajustes, éstos se efectuaron sin ningún respaldo y sin ninguna explicación.

44. La CNE ha justificado esta disparidad en la existencia de un “addendum “ que complementaría el estudio Inecon. Sin embargo, los informes que obran en poder de vuestra Comisión, en el momento en que se recibieron todos los antecedentes del proceso tarifario, no incluían ningún addendum ni anexo. La Contraloría General de la República tampoco tuvo acceso a anexo alguno, ni tenía cómo saber de su existencia. Sólo dispuso del informe de GTD Ingenieros Ltda., que señaló que se validaban cifras que llevan los ingresos de la empresa modelo del área típica Nº 6 a un monto sustancial e inexplicablemente superior al que se indicó en el mismo informe.

Resulta difícil aceptar un anexo que no obró en poder del organismo contralor, que tampoco explica la inconsistencia del informe de GTD Ingenieros Ltda. y que sólo aparece al final de las audiencias de vuestra Comisión.

Aun cuando existiera dicho “addendum”, se hace necesario una precisión de los valores de GTD Ingenieros Ltda., ya que el error está contenido en su informe. Esta precisión no existe y la Contraloría General de la República tampoco la conoció.

45. La gravedad de lo anterior radica en que la actual configuración del área típica Nº 6 tiene una composición aún más rural que el área Nº 4, que sirvió el mismo tipo de cliente rural en 1996. Esto hace que las tarifas rurales sean más altas que en otras fijaciones por ese solo efecto. También hay que tomar en cuenta que las empresas distribuidoras en áreas agrícolas pueden hacer uso del subsidio de electrificación rural. Montos que se hacen disponibles para instalaciones que se proyectan con tarifas sustancialmente menores y que, no obstante que en el intertanto estas tarifas aumentan, los subsidios que justificaron las obras nuevas no se devuelven. Si más encima se agrega el efecto de un cambio inadvertido en los valores finales, por sobre lo indicado en los informes, estamos en presencia de un impacto que afecta a clientes particularmente modestos sin ninguna justificación.

Consideraciones sobre la necesidad de ajustar valores agregados de distribución.

46. La CNE ha justificado darle a GTD Ingenieros Ltda. la responsabilidad de “verificar la coherencia entre los criterios y parámetros utilizados por los consultores”. En efecto, la Secretaria Ejecutiva de la CNE [234]ha afirmado a vuestra Comisión que:

“...contamos con seis estudios para comparar parámetros de la misma naturaleza. Por tanto, usamos información de todos los estudios para revisar todo uno con relación a otro. Esa es la metodología...

...No es que hayamos cambiado algo, sino, simplemente, se hizo un estudio de comparación para que hubiera coherencia respecto de todos los parámetros, incluidas las remuneraciones...

...los consultores lo hicieron utilizando criterios parciales distintos. Lo que ocurre es que nosotros, con mayor información recabada de seis estudios, podemos llegar a mejores cifras...”.

Lo anterior no resulta explicable, toda vez que los seis estudios dispares que menciona la CNE fueron hechos sólo por dos consorcios consultores que aplicaron las mismas metodologías definidas en las bases a cada área típica. Con esta lógica, no se entiende por qué las modificaciones practicadas a las áreas típicas 1,2 y 3 no motivaron sugerencias análogas de cambios en las áreas 4, 5 y 6. Tampoco resulta convincente el que los consultores hicieron correctamente los estudios de las áreas menos representativas de la industria -las más rurales- y que cometieron errores gruesos en las más urbanas.

Menos explicable resulta esta lógica, si se toma en cuenta que la CNE y GTD Ingenieros Ltda. supervisaron todo el proceso de confección de los estudios por los consultores contratados por el organismo y nunca objetaron los mismos, sino que los recibieron dentro de las bases, que están destinadas a dar coherencia a los diferentes estudios. La CNE pudo haber controvertido los estudios y declararlos fuera de bases o pudo haber ordenado hacer correcciones para hacer que los estudios se ciñeran a aquéllas, pero ello no ocurrió.

La CNE ha reconocido que dispuso de una oficina especial para supervigilar todo el proceso de sus consultores y los de las empresas; que encargó a GTD Ingenieros Ltda. la responsabilidad en conjunto con el área eléctrica de la Comisión para hacer esa tarea; que hubo reuniones e intercambio con los consultores durante el proceso para resolver dudas técnicas y vigilar la consistencia del mismo; etc.. Por lo mismo, no resulta aceptable que se pretenda encontrar inconsistencias entre estudios efectuados dentro de las bases y que nunca fueron advertidas mientras se tuvo esa posibilidad.

47. El contrato suscrito entre la CNE y los consultores que se adjudicaron los estudios de valores agregados de distribución sujetaba a los consultores a los siguientes compromisos y condiciones:

-Participación en todas las reuniones que la CNE determine, para las cuales será requerido el Jefe de Proyecto o un representante de éste durante la vigencia del contrato y hasta un período de tres meses después de la entrega del informe final (artículo 5º).

-Elaboración de los informes y documentos que la CNE le solicite, además de los señalados en las bases de licitación y en las bases técnicas, que correspondan a materias incluidas en el alcance del estudio o en informes preparados por los consultores, hasta tres meses después de la entrega del informe final (artículo 5º).

-Exigencia de minutas de avance quincenal que se determinen en conformidad a la escritura y contenido que se acordará con la CNE dentro de los primeros quince días desde la firma del contrato (artículo 8º).

-Informe preliminar, ante el cual “la CNE comunicará a los consultores las observaciones que dicho informe le merezca dentro de los siete días corridos, contados desde la fecha de recepción de las observaciones de la CNE, para efectuar las modificaciones y correcciones que resulten de estas observaciones y entregar en ese plazo el informe final” (artículo 8º).

-El informe final y sus requisitos (artículo 8º).

-Asimismo, los consultores deberán entregar todos los informes y documentos que se especifican en las bases de licitación y en las bases técnicas, y asimismo deberán cumplir con remitir los informes explicativos y de justificación solicitados por la CNE, hasta tres meses después de entregado el informe final del estudio (artículo 8º).

-Una forma de pago que sólo se hacía exigible después de entregado el informe preliminar (40 por ciento), y que retenía el grueso del honorario hasta después de recibido el informe final por la CNE incluidas sus observaciones (30 por ciento) y sólo liberaba el saldo una vez aprobado el informe final por la CNE (30 por ciento) (artículo 10).

•Se penalizaba la demora en la entrega del o de los informes respectivos (artículo 11).

•Se encomendaba la contraparte técnica y de coordinación al Jefe Área Eléctrica de la CNE y con funciones amplias entre las que destacan (artículo 12):

•Preocuparse de mantener la información del tema, entregar los antecedentes que correspondan al profesional que la consultora indique;

•Responsabilizarse de mantener la información que se le entregue a la consultora para el buen fin del trabajo encomendado;

•Conocer el avance y estado de los estudios;

•Coordinar las reuniones de trabajo con la consultora, tanto internas en la CNE, como con las demás instancias que se estimen necesarias;

•Aprobar los informes que entregue la consultora, sin perjuicio de las facultades de las autoridades,

-Por último, los contratos tenían vigencia hasta el 31 de diciembre de 2000, por lo que las obligaciones de las partes se mantenían vigentes hasta después de la entrada de vigencia del decreto tarifario (artículo 14).

48. A mayor abundamiento, las bases de licitación indicaban que, una vez recibido el informe preliminar, de parte de sus consultores de valores agregados de distribución, “la Comisión comunicará al Consultor las observaciones que dicho informe le merezca dentro de siete días corridos a contar de la recepción. El Consultor dispondrá de un plazo de siete días corridos para efectuar las modificaciones y correcciones que resulten de las observaciones de la Comisión y entregar el Informe Final”. Sin embargo, no hubo observaciones a dicho informe ni se les pidió, dentro de plazo, a los consultores de la CNE efectuar en tiempo y forma las correcciones a las que estaban obligados.

49. No se explica cómo, con todo el cúmulo de atribuciones concentradas en la CNE y en el área eléctrica, para cerciorarse de que los estudios se hicieran conforme a sus requerimientos, no se haya hecho uso de ellas y se haya hecho necesario una asesoría adicional, después de que los estudios fueron entregados y aceptados dentro de las bases para modificar sustancialmente sus resultados.

50. La Secretaria Ejecutiva de la CNE declaró ante vuestra Comisión que retuvo honorarios hasta diciembre para tener a los consultores disponibles para la Contraloría General de la República hasta el proceso de toma de razón:

“Siempre se paga en etapas y el último pago se retuvo hasta finales de diciembre, no porque hubiera un juicio negativo al trabajo de los consultores, sino que consideramos que se debía mantener el compromiso de los consultores de ayudarnos en todo el proceso posterior. El proceso no terminaba en agosto, sino en noviembre; incluso teníamos un trabajo con la Contraloría y queríamos que estuvieran disponibles para conversar con ellos en la medida en que fuera necesario. Por eso, retuvimos hasta diciembre. ”[235]

Sin embargo, estos consultores nunca fueron citados a la Contraloría General de la República. Es más, sus estudios nunca fueron entregados a la misma, sino sólo el estudio de GTD Ingenieros Ltda. y los valores de la propia Comisión.

51. La CNE dispuso de oportunidades para efectuar observaciones, así como también, para exigir cambios a los estudios, para homologarlos o para exigir lo que le parecía más apropiado, y no lo hizo. Mantuvo contacto con los consultores durante todo el proceso y aún así consideró necesario efectuar cambios después de haberlos aceptado y pagado.

52. La CNE ha afirmado que los estudios de sus consultores tenían “errores”. Sin embargo, éstos afectaban casi toda la estructura de los estudios: el valor nuevo de remplazo físico, la calidad de servicio, las remuneraciones de la empresa modelo, los derechos municipales y la potencia (demanda) empleada para calcular los valores agregados de distribución. Resulta difícil aceptar que “errores” de esta magnitud no hayan sido advertidos, no hayan motivado observaciones susceptibles de corrección o no hayan dado lugar al uso de los recursos que la CNE disponía dentro de los contratos para declararlos fuera de las bases o retener los pagos por ellos.

Es un hecho no objetado en vuestra Comisión que los estudios fueron aceptados por la CNE, considerados dentro de las bases y pagados en esa condición, sin que se le efectuaran observaciones.

Justificaciones legales de la Comisión Nacional de Energía

53. La CNE ha pretendido justificar su proceder en diversas disposiciones legales que no la obligarían al estudio de sus propios consultores para los efectos de calcular el valor agregado de distribución definitivo por área típica. En efecto, la CNE se remite a las siguientes disposiciones legales y hermenéutica jurídica:

-El artículo 107 [236]de la ley tendría una inconsistencia o estaría “matizado en el mismo artículo aparentemente”. Mientras el inciso final determina la forma de ponderar los diversos estudios, dicha norma no puede concluir que “la autoridad administrativa no puede estar circunscrita a que siempre se haga un estudio. Ese no es el espíritu de la ley, lo que aquí dice son los estudios de la Comisión ”.[237]

-Después reproduce el inciso primero del mismo artículo, que indica que “los componentes para cada área típica se calcularán sobre la base de un estudio de costos encargado a una empresa consultora por la Comisión... La CNE sostiene que la ley “no dice que los calculará una empresa consultora contratada por la Comisión”. De modo que la facultad la ejerce finalmente la CNE en base a estudios y tal vez ni siquiera uno solo sino varios.

Esta idea la refuerza aún más al decir que “si nos atuviéramos a que en un artículo de la ley dice: ‘el estudio’, significaría que estaríamos condenados para siempre a contratar un solo estudio para la totalidad de las empresas distribuidoras del país, el cual tendría que ser comprensivo y absolutamente todos los elementos que participen en una fijación tarifaria deberían ser entregados a ese estudio y con ese consultor. Me parece que cuando uno llega a hacer una interpretación como ésa está llegando a niveles de absurdo respecto de cuál es la responsabilidad del Estado y de las organizaciones que tienen a su cargo la regulación tarifaria ”. [238]

-Asimismo, afirma que si la ley permite a la CNE revisar los estudios de las empresas[239] y efectuar con la conformidad previa de ellas, las correcciones a que dé lugar esta revisión, con la misma lógica, tendría la potestad de modificar los estudios propios. Sería “completamente absurdo pensar que la Comisión tiene la potestad de revisar los estudios de las empresas, pero no tiene la potestad de revisar los estudios de costos que le ha encargado a sus propios consultores ”. [240]

-También recurre a la letra f) del artículo 4º del decreto ley Nº 2224, de 1978, del Ministerio de Minería, el cual dispone que, para el cumplimiento de su objetivo, la CNE debe cautelar el desarrollo del sector de energía, correspondiéndole, en particular las siguientes funciones y atribuciones: “analizar técnicamente la estructura y nivel de los precios y tarifas de bienes y servicios energéticos e informar al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, el que será la única repartición con atribuciones para fijar dichos precios y tarifas, siempre que estos se encuentren sometidos al régimen de fijación en virtud de una norma legal”.

-También invoca la ley de probidad. Afirma que “las instituciones del Estado deben observar los principios de responsabilidad, eficiencia, eficacia, coordinación, impulsión de oficios del procedimiento, impugnabilidad de los actos administrativos, control, probidad, etcétera. ¿Qué significa impulsión de oficios del procedimiento? Significa que estamos obligados, a través del tiempo, a ir adaptando nuestras metodologías y procedimientos de tal manera que se cumpla de mejor forma con los mandatos de fondo que nos da la ley. ¿Cómo interpretamos esto? En los procesos tarifarios debemos velar por que la forma en que se realicen los estudios de costos y los de valor agregado permitan llegar a cifras más cercanas posibles a la realidad ”. [241]

-La abogada jefa del área jurídica de la CNE, agregó, asimismo, el artículo 3º [242]de la ley Nº 18.575, sobre Bases Generales de la Administración del Estado, para invocar la facultad de hacer correcciones de oficio enmarcada dentro de las atribuciones de “rectificación de oficio de actos de instrucción, en un procedimiento regido por normas de derecho público, en el cual existe una posición jerárquica preponderante del órgano estatal frente al administrado. Se trata, por lo dicho, de que la autoridad con potestades para decidir tenga, en el momento correspondiente, los mejores antecedentes técnicos, de modo que no pueda reprocharse su decisión, ni por ilegalidad (se violó el ordenamiento jurídico normativo), ni por arbitrariedad (carecía de razonabilidad o, de otro modo, la decisión adoptada estaba plena de capricho o simple voluntarismo).- Por ello, es que debe realizarse una lectura integrada de las disposiciones legales pertinentes, debe acudirse al fin prescrito por la ley, de modo tal que lejos de petrificar una determinada forma de obtener los datos necesarios para los cálculos respectivos, siempre deberá y podrá modificarse aquella, en cuanto se pueden obtener mejores y más confiables antecedentes para las labores que deben considerarse en el respectivo informe técnico que elabora la CNE “.[243]

-Por último, la misma funcionaria recurre al artículo 10 de la ley Nº 18.834, sobre Estatuto Administrativo, al artículo 8º bis de la ley Nº 19.653, ley de Probidad Administrativa, y a los artículos 4º y 9º del mencionado decreto ley Nº 2278, para justificar la contratación directa del estudio de GTD Ingenieros Ltda. que sirvió de base a las modificaciones efectuadas por la CNE.

54. Asimismo, la CNE ha pretendido ante vuestra Comisión que los estudios de costos -con-tratados a consultores externos- no son lo mismo que el valor agregado de distribución. Se ha sostenido que la CNE dispuso de tres estudios -no dos- y que ello se debió a la necesidad de “homologarlos” a partir de antecedentes que la CNE disponía con mayor fidelidad para evaluar la consistencia entre seis estudios distintos.

Por último, la abogada jefa del área jurídica de la CNE ha afirmado que es distinto fijar el valor agregado de distribución de cada área típica -que sería responsabilidad de la CNE- que establecer un valor agregado de distribución de una empresa modelo, encargado a los consultores. “... Lo que hizo la CNE (con apoyo especialmente contratado al efecto a GTD), fue calcular los VAD de cada área típica, en base a los estudios que contenían, conforme a lo dispuesto en la ley, los costos y la propuesta de los VAD para la empresa modelo ”.[244]

55. Toda la argumentación anterior contiene contradicciones y adolece de errores conceptuales. Desde luego, es difícil afirmar que los costos de componentes sean algo distinto que el valor agregado de distribución, toda vez que GTD Ingenieros Ltda. efectúa cambios de componentes expresamente encargados a terceros. Pero además, el argumento de que el valor agregado de distribución de un área típica sea distinto al de una empresa modelo no considera que el área típica Nº 1 está constituida por una sola empresa (Chilectra S.A.), ni que el artículo 107 [245]de la ley determina que “dicho estudio de costos (VAD) se basará en un supuesto de eficiencia en la política de inversiones y en la gestión de una empresa distribuidora operando en el país”. La noción misma de empresa modelo pugna con cualquier intento de distinguir entre el valor agregado de distribución de un área típica como algo distinto del de la empresa modelo elegida. Asimismo, la interpretación de las facultades legales que hace la CNE contiene conclusiones inaceptables.

No resulta aceptable encontrar inconsistencias en una misma norma. El sentido natural y obvio del mencionado artículo ya mencionado es justamente lo que su tenor literal indica. Es más, la lógica interpretativa de la CNE hace inaplicable dicha norma, que otorga a los estudios un valor legal expreso y termina por alterar ponderaciones que el legislador se vio en el deber de precisar justamente para que la autoridad encargada de hacer el cálculo final, en este caso la CNE, los haga cumplir. El inciso final del artículo 107 está destinado exclusivamente a la CNE.

Justificar que la autoridad tenga mayores atribuciones que las que emanan del claro tenor literal señalado, supondría preguntar por qué la autoridad podría tener esta atribución implícita y por analogía. Resulta difícil de entender que la CNE tenga atribuciones que ni siquiera tiene el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción en lo que respecta a la modificación de los valores agregados de distribución.

Por último, expone el proceso tarifario a una amenaza de judicialización, sea por parte de las empresas o por parte de los usuarios que se sientan afectados.

56. Asimismo, la lógica argumental de la CNE contradice todos los principios de interpretación de la ley contenidos en los artículos 19 y siguientes del Código Civil. Tanto el tenor literal (artículo 19 del Código Civil) como el sentido natural y obvio (artículo 20 del mismo cuerpo legal) del artículo 107 de la ley llevan a una conclusión distinta a la señalada por la CNE. Por lo demás, todas las normas deben interpretarse de modo de producir efectos (principio práctico) y es por eso que el artículo 22 del Código Civil orienta a que el contexto de una ley debe permitir que entre sus partes de ella haya “la debida correspondencia y armonía”. En este caso, no la hay, si con una disposición legal se pretende quitar eficacia a otra norma.

Ese es el efecto que se lograría al suponer que el inciso final del artículo 107 de la ley está “matizado” por el inciso primero de la misma norma. Suponiendo que la CNE es el único destinatario del inciso final del artículo 107 y su tenor literal es claro, ¿qué precisión puede ser necesaria? En este caso, una precisión que la hace inaplicable y le quita eficacia.

Por eso, el artículo 23 del Código Civil recuerda que “lo favorable u odioso de una disposición no se tomará en consideración para ampliar o restringir su interpretación”.

57. La CNE hace una construcción por analogía y para ello recurre a la ley de Bases Generales de la Administración del Estado, al Estatuto Administrativo, la ley de Probidad y la ley orgánica de la misma CNE. Reitera la analogía al comparar las atribuciones expresas de la CNE respecto de los estudios de las empresas frente a una supuesta atribución en relación con los propios.

Sin embargo, esta lógica olvida que en Derecho Público no hay poderes o potestades implícitas. Es así como el Nº 2 del inciso cuarto del artículo 62 de la Constitución Política de la República dispone que es la ley -no un raciocinio intelectual- la llamada a “crear nuevos servicios públicos (...) suprimirlos y determinar sus funciones y atribuciones”.

A su vez, los artículos 6º y 7º de la Constitución Política de la República establecen claramente el marco al que deben someterse los órganos del Estado. En especial, el artículo 7º dispone que “los órganos del Estado actúan validamente previa investidura regular de sus integrantes, dentro de su competencia y en la forma que prescriba la ley. Ninguna magistratura, ninguna persona ni grupo de personas pueden atribuirse, ni aun a pretexto de circunstancias extraordinarias, otra autoridad o derechos que los que expresamente se les hayan conferido en virtud de la Constitución o las leyes. Todo acto en contravención a este artículo es nulo y originará las responsabilidades y sanciones que la ley señale”.

Por último, al citar la ley sobre Bases Generales de la Administración del Estado, la CNE no toma en consideración al artículo 2º que prescribe: “Los órganos de la Administración del Estado someterán su acción a la Constitución y a las leyes. Deberán actuar dentro de su competencia y no tendrán más atribuciones que las que expresamente les haya conferido el ordenamiento jurídico. Todo abuso o exceso en el ejercicio de sus potestades dará lugar a las acciones y recursos correspondientes”.

Ni el hecho de que la CNE invoque atribuciones frente a los estudios de las empresas distribuidoras ni que recurra a un razonamiento para justificar su supuesto “rol regulador” hará que la ley diga lo que no dice expresamente: en este caso, que pueda infringir el artículo 107 de la ley y no darles a los estudios de sus propios consultores el valor que la ley les asigna.

La mención al artículo 4º del decreto ley Nº 2.224, de 1978, del Ministerio de Minería, no repara en su exacto tenor literal, el cual otorga a la CNE todas las atribuciones en materia tarifaria que dicha repartición nos recuerda, pero las condiciona para fijar los precios y tarifas de bienes y servicios energéticos a “que estos se encuentren sometidos al régimen de fijación en virtud de una norma legal”. Todo el estudio de vuestra Comisión ha partido del supuesto de que el proceso de fijación de tarifas de distribución ha excedido el marco legal, por lo que no corresponde invocar dicha norma, de comprobarse que se ha dejado de cumplir la condición que le da sustento.

58. Asimismo, la CNE se contradice con afirmaciones hechas en publicaciones bajo su responsabilidad. En efecto, en un libro publicado por la CNE se señala textualmente:

“Los análisis de costos de las empresas modelos representantes de cada una de las tres áreas típicas de distribución son desarrollados a través de estudios independientes contratados por la Comisión y por las empresas, los que son ponderados en la razón 2/3 y 1/3, respectivamente, para obtener el valor agregado de distribución definitivo ”. [246]

59. Por último, si lo anterior no es suficiente, cabe decir que la interpretación actual de las autoridades de la CNE contradice expresamente el criterio que la propia Secretaria Ejecutiva de dicha entidad tuvo, como investigadora, al afirmar: “Tarifas de distribución (cada 4 años): dentro de los plazos legales, la CNE entrega a las empresas las bases del estudio tarifario, considerando información técnica y económica aportada por las empresas con anterioridad. La CNE debe encargar el cálculo tarifario a un consultor, pudiendo las empresas encargar otro sobre las mismas bases. El cálculo se realiza simultáneamente para todas las empresas de distribución. El resultado de los estudios es ponderado (1/3 para las empresas y 2/3 para la CNE) para llegar a las tarifas definitivas. La CNE entrega las tarifas resultantes, acompañando el informe técnico correspondiente, al Ministerio de Economía, quien emite el decreto tarifario correspondiente. En caso de discrepancias, una comisión de peritos resuelve en definitiva ”.[247]

60. Según se ha indicado en el curso de la investigación, los estudios de valores agregados contratados por la CNE a sus consultores le costaron al Fisco alrededor de $ 430 millones en total. Según uno de los consultores, se invirtieron aproximadamente 10.000 horas/hombre en sólo uno de los dos estudios, lo que equivale a tres meses de trabajo bajo la supervisión de la CNE y GTD Ingenieros Ltda .[248]

No parece explicable que el Estado deba contratar uno o varios estudios de las características anteriores, con toda la complejidad involucrada, así como la inversión de tiempo y energía requerida, para que en el curso de quince días, GTD Ingenieros Ltda. tome componentes particulares y efectúe ajustes a los mismos estudios. Los consultores han manifestado que los cambios a los componentes habrían requerido de un estudio equivalente y guardar consistencia entre el dimensionamiento de las instalaciones y las pérdidas.

Por otra parte, la labor de “inspección” que GTD Ingenieros Ltda. había efectuado, podría haber supuesto el ejercicio de observaciones durante el proceso de supervisión, sin necesidad de haber alterado, posteriormente, los estudios de valor agregado de distribución. Las herramientas eran las bases y la supervisión del proceso. El haber efectuado ajustes posteriores supone que las bases no fueron suficientes o que hubo un fracaso en el proceso supervisor. De ser efectivo este argumento, resulta curioso haber recurrido al responsable de ambos para efectuar el ajuste final.

Consideraciones sobre la capacidad para efectuar cambios a los estudios.

61. Que nadie ha cuestionado la capacidad de la CNE para velar por que los estudios de costos se ciñan estrictamente a las bases definidas por ella, al punto de poder declararlos fuera de las bases o de exigir correcciones. Sin embargo, algunos expertos consultados justificaron ante vuestra Comisión la posibilidad de que la CNE pudiera disponer de mayor arbitrio en lo que a estos estudios de costos se refiere, más allá del monitoreo que la misma CNE efectúa durante su desarrollo.

Cabe decir que cualquiera sea el juicio que se tenga sobre el criterio anterior, quienes lo defendieron también fueron enfáticos en señalar que dicha atribución -de existir- debía cumplir con determinados requisitos. Según el señor Bernstein [249], debía ser ejercida ante errores manifiestos, por un ente independiente, con transparencia y racionalidad. Por otra parte, el señor Paredes [250]opinó que debía ser motivada por un estudio equivalente al estudio de costos contratado y que la CNE considera necesario modificar. Finalmente, según el señor Landerretche[251] , habría sido necesario que previamente la CNE hubiera obtenido un informe en derecho que respaldara su proceder.

Cabe decir que los requisitos anteriores no se cumplen en ninguna de las condiciones propuestas:

a)Los errores, en este caso investigados, no son manifiestos, toda vez que se trata de estudios dentro de las bases. Los cambios fueron manifiestos, pero no obedecieron a criterios que hubieran sido advertidos por la medio de la observación en el momento oportuno.

b)Los cambios no fueron efectuados por un ente independiente, sino por quien hizo las bases y estaba impedido de participar en la definición del valor agregado de distribución. En el caso del área típica Nº 1 (Chilectra), los cambios fueron hechos directamente por la CNE, sin considerar las conclusiones de ningún estudio.

c)La racionalidad de los cambios pugna con el valor tan arbitrario asignado para el área típica Nº 1, que no sigue pauta alguna.

d)En ninguno de los casos, los cambios ameritaron un estudio equivalente. En efecto, los ajustes propuestos por GTD Ingenieros Ltda. afectaron directamente las remuneraciones de la empresa modelo, su valor nuevo de reemplazo; y los ajustes por calidad de servicio, sin un respaldo de un estudio equivalente a los que dieron lugar al costo de esos componentes en los estudios de valores agregados de distribución.

62. Por último, cabe decir que el criterio expresado por estos expertos no tiene un respaldo legal y expone al proceso de fijación de tarifas a una arbitrariedad que no tiene justificación y volvería inútil todo el proceso. Sin embargo, puede advertirse que uno de los defensores de este parecer ha admitido que en 1988 se hizo un cambio que afectó solamente el 1 por ciento de los valores propuestos y sobre la base de un error manifiesto en la componente de pérdidas medias por distribución en el cálculo del valor agregado de distribución [252]. En este caso, las magnitudes son totalmente distintas.

Lo razonable es entender la ley en su sentido natural y obvio. La CNE puede modificar los estudios de sus consultores para así “llevarlos” a bases, en caso de que no se ciñan a ellas de manera manifiesta. Una vez dentro de las bases, se debe limitar a ponderar debidamente estos estudios con los estudios resultantes de los consultores de las empresas.

La CNE debiera, ante una falta de tal gravedad por parte de los consultores contratados, haberles advertido mediante observaciones formales, oportunamente, de su disconformidad y sus fundamentos. Por último, debía hacer valer las disposiciones contractuales y las garantías establecidas en las bases administrativas desde antes de adjudicar el estudio de valores agregados de distribución y que le permitían rechazar los estudios y no pagarlos, sobre todo considerando el enorme costo para el Estado. Todo lo anterior no ocurrió en los hechos.

63. Los dos informes en derecho entregados por la CNE a vuestra Comisión fueron elaborados después y no antes de que se tomaran las decisiones que son materia de esta investigación. Incluso fueron hechos después de que la Cámara de Diputados adoptó los acuerdos en orden a investigar este proceso. La CNE hizo sus ajustes en el 2000 sin orientación jurídica.

El estudio “Informe en derecho sobre algunos aspectos del proceso de fijación de tarifas 2001, del abogado Pablo Ruiz-Tagle Vial, es de 4 de julio de 2001, mientras que el estudio “Informe en Derecho. De si la Comisión Nacional de Energía puede celebrar contratos de asesoría (a propósito de la fijación del Valor Agregado de Distribución)”, del abogado Ramiro Alfonso Mendoza Zúñiga, es también del mes de julio del año en curso.

Ahora bien, ambos estudios se abocan a dos materias determinadas: el grado de discrecionalidad de la CNE y la posibilidad de que dicha repartición pueda efectuar contrataciones directas.

Sin embargo, cualquiera sea el juicio sobre el contenido de dichos informes, ninguno responde a los siguientes temas:

-Si GTD Ingenieros Ltda. puede participar en las bases y, al mismo tiempo, en los valores agregados de distribución.

-No responden a la racionalidad implícita detrás de todo el informe GTD Ingenieros Ltda. en el momento de efectuar una “curva de ajuste” y su consistencia con la idea de “empresas modelo” contenida en la ley; así como las contradicciones en los ajustes con el dimensionamiento de las pérdidas de la empresa modelo; y, por último, las contradicciones en los cambios al área típica Nº 6.

-Tampoco despejan las dudas sobre el contenido de los cambios efectuados al área típica Nº 1 (Chilectra) por la CNE o sobre los derechos municipales.

-La utilización, en el caso de las empresas de referencia, de factores de coincidencia y horas de uso que otorgan mayores o menores ingresos que los costos de utilización por los usuarios de las redes de distribución .[253]

-Los cambios en las horas de uso entre el informe preliminar enviado por la CNE a las empresas para el cálculo de sus ingresos y las tarifas finales.

-La información disponible por la Contraloría General de la República en el momento de la toma de razón del decreto tarifario.

-Los temas de subtransmisión

-Los supuestos conflictos de interés de la Secretaria Ejecutiva de la CNE y de GTD Ingenieros Ltda.

Procesos tarifarios anteriores

64. La Secretaria Ejecutiva de la CNE[254] justifica su accionar sobre la base de los ajustes efectuados en los procesos tarifarios de 1988, 1992 y 1996, afirmando que “podríamos tomar cualquier proceso tarifario, analizarlo y encontrar miles de parámetros que se pueden cuestionar. Sin embargo, a lo que la autoridad está obligada es a lograr un conjunto de parámetros que hacen, finalmente, una racionalidad tarifaria. Eso fue lo que nosotros hicimos”.

-En 1988, los cambios a las estimaciones de pérdidas y costos por suministros incobrables.

-Respecto de 1992, la creación, después de la entrega de los informes de los consultores de las empresas y de la CNE, de una área típica Nº 2-A, que desagregó a las empresas de mediano tamaño y que no estaba contemplada en las bases ni había sido fruto de un estudio previo. Se habría pretendido corregir “un error al definir en las bases que sólo habría tres áreas típicas” y el efecto habría sido de que “se inventó un valor más alto para un conjunto de las empresas y no para todas”. La CNE “fijó el VAD, sin participación de los estudios de los consultores de las empresas, unilateralmente para el área típica”.

-Respecto a 1996, como una manera de bajar el impacto en los costos medios, y justo antes de la entrega de los estudios, la CNE habría pretendido cambiar la estimación de la demanda de modo que éstos contemplaran la demanda total, en circunstancias que las bases sólo consideraron los consumos regulados. “En general, las empresas dijeron que no se podía hacer, porque estaba fuera de bases. Sin embargo, la Comisión fijó su propio VAD, considerando la totalidad de los consumos”.

65. Sin embargo, respecto del año 1988, el propio Sebastián Bernstein [255]afirmó que dichas modificaciones fueron “de un rango muy menor....de un uno por ciento” y ante errores manifiestos. La Secretaria Ejecutiva no acompaña antecedentes que demuestren una magnitud distinta. En la materia investigada por vuestra Comisión, en algunos casos los cambios son del orden del 35 por ciento.

66. En 1992, la CNE no modificó los estudios de los consultores. Las bases técnicas permitían incluir un “análisis de particularidades” (numeral 3.5 de las Bases Técnicas de 1992). Ello fue utilizado por el consultor de las empresas (Claro y Asociados) quien representara, en el Capítulo IX de su propio estudio, un conjunto de particularidades relacionadas con la representatividad de CGE en Talca para las empresas del área Nº 2 y que tenían relación con el nivel de ruralidad en alta tensión. Fue este informe el que aplicó valores agregados de distribución para dos subgrupos de una misma área típica (2.a y 2.b). Los cálculos fueron realizados por consultores (Claro y Asociados e Inecon) y no por la CNE.

67. En 1996, tampoco se modificaron los estudios. Los realizados por los consultores de las empresas estimaron la demanda sobre la base exclusiva de los consumos no regulados, como era su interpretación de las bases técnicas. A su vez, los consultores de la CNE consideraron la demanda total. Al final nadie cambió su predicamento y los estudios de los consultores fueron respetados haciéndose la ponderación correspondiente. No hubo intervención de la CNE en los resultados finales de los estudios propios o ajenos. La propia Secretaria Ejecutiva de dicha entidad no aporta antecedentes que demuestren que no se hayan seguido dichos estudios, aún cuando se le consultó en dos sesiones a las cuales asistió . [256]

Por lo demás, esta materia fue discutida en el recurso de protección interpuesto por Chilectra S.A. en contra del proceso tarifario de 1996. Sin embargo, la Corte Suprema finalmente desestimó el predicamento de la empresa (considerando 14 y punto II del fallo de la Corte Suprema de 28 de abril de 1997, Rol Nº 804-97). Por último, toda la discusión ante la Corte Suprema se tradujo a si había o no un error en las bases y si éste podía ser subsanado con posterioridad. Chilectra señaló que se modificaron las bases, lo que no fue reconocido por la CNE. A pesar de que hoy esta entidad recoge el predicamento de quien fue en ese entonces su contraparte, lo cierto es que los consultores interpretaron las bases con plena autonomía. Sus resultados fueron respetados. Cualquier cambio de juicio en el parecer de la CNE, no obligó a los consultores, como quedó demostrado por la negativa de los consultores de las empresas a efectuar cambio alguno. Chilectra polemizó que el consultor de la CNE incorporara, a su estudio, los valores agregados de distribución de clientes no regulados. La CNE afirmó en esa oportunidad que el consultor obró bien y acompañó antecedentes para demostrar que las bases incluían a dichos clientes. A pesar de eso, respetó el criterio contrario expresado en el estudio de la empresa.

68. Pero eso es distinto a lo que se discute con motivo de la investigación en vuestra Comisión. La CNE en el 2000 también introdujo cambios a sus bases iniciales como dicho organismo afirma que ocurrió, a lo menos, en los casos de 1992 y 1996. En el año 2000 modificó los derechos municipales, que como modificación propiamente tal, no ha sido polemizada. También introdujo factores de sectorización a partir de sectores de distribución que tampoco fueron definidos en las bases técnicas.

Nadie ha cuestionado en el 2000 las bases mismas, ni sus aclaraciones, ni que los estudios resultantes hayan estado fuera de las bases. Sin embargo, lo que se discute en el 2000 son las modificaciones hechas por la CNE al margen de los estudios de sus consultores y en contradicción con la versión final de las bases y sus aclaraciones definitivas. La cuestión en esta oportunidad es ponderar el valor legal de los estudios de los consultores y evaluar el grado de discreción que la CNE tiene a su respecto. Algo semejante nunca ha ocurrido en otra oportunidad en las magnitudes del proceso del 2000.

Factores de sectorización

69. En el proceso tarifario del 2000, la CNE incorporó unos nuevos factores denominados “factores de asignación de costos sectorizados”, al final del proceso y de manera directa, sin haber sido objeto de los estudios de valores agregados de distribución. En el decreto aparecen en el artículo 1º, como “Determinación de los parámetros de las fórmulas tarifarias” (punto 7.6).

Estos son dos: para los costos fijos, la CNE introdujo los “Factores de asignación de costos fijos sectorizados” (FSTCF). Para el valor agregado de distribución, introdujo los “Factores de asignación de valores agregados de distribución sectorizados” (Fstcd)

La CNE ha afirmado que tienen por objeto evitar subsidios cruzados y que son neutros desde el punto de vista del ingreso de la empresa modelo.

70. Sin embargo, la existencia de estos factores sólo se explica por la manera como se construyeron las áreas típicas. En efecto, en las anteriores fijaciones tarifarias, las áreas típicas fueron establecidas, entre otros factores, por número de cliente, y no en consideración a las empresas (que pueden estar sirviendo zonas de distribución de muy diferente naturaleza). De este modo, el valor agregado de distribución calculado para cada área típica correspondía a un tipo homogéneo de usuario y su cálculo quedaba en manos de los consultores de valores agregados de distribución y no de la CNE. Ésta sólo intervenía en el momento de fijar las áreas típicas, las empresas modelos y las bases técnicas.

En cambio, en el proceso de 2000, las áreas típicas correspondieron a empresas completas y, una vez entregado los estudios, la CNE adopta la determinación de incorporar factores que eviten subsidios cruzados entre distintos tipos de usuarios dentro de una misma área típica. Las asimetrías eran previsibles en el momento de construir las áreas típicas; sin embargo, los factores de asignación de costos sectorizados no fueron advertidos en ellas ni la manera como la CNE pretendía corregirlas. Al final, la CNE sin respaldo en las bases técnicas, fija valores diferentes por área típica según el tipo de cliente de que se trate.

71. La ley define área típica de distribución como aquélla “en las que los valores agregados por la actividad de distribución son parecidos entre sí” (letra m) del artículo 150 de la ley) del DFL Nº 1/82(M)). Habría una contravención toda vez que los valores agregados de distribución entre diversas zonas bajo una misma área típica no cumplirían con esta condición legal.

La CNE se ha defendido aduciendo que la norma mencionada es diferente, por cuanto la letra n) del artículo 150 de ley define los “sectores de distribución”, como aquellas “áreas territoriales en las cuales los precios máximos de distribución a usuarios finales, son los mismos”. Según la CNE, la obligación de aplicar tarifas iguales se cumple a nivel de sectores de distribución y no necesariamente en las áreas típicas.

Antes no había sectorización del área típica, porque cada área correspondía a un tipo de usuario. Hoy la CNE sectorizó, después de que los estudios fueron entregados. El artículo 108 de la ley señala que “deberán existir tantas tarifas básicas como empresas y sectores de distribución de cada empresa se hayan definido”.

El artículo 295 del reglamento indica que la definición de sectores de distribución es un derivado de la responsabilidad de la CNE de fijar las áreas típicas y forma parte del mismo ejercicio. Lo lógico es que ocurran al mismo tiempo.

“la Comisión podrá encargar un estudio para definir los parámetros de clasificación de las empresas o sectores de ella. Este estudio podrá considerar, entre otros, índices de ruralidad, de densidad de población y de densidad de consumo.- Para la aplicación de las tarifas de distribución se establecerá un conjunto de sectores de distribución que en total correspondan a todas las zonas en que existan concesionarias de servicio público de distribución. Cada empresa, globalmente o dividida en sectores de distribución, deberá ser asignada a una o más áreas de distribución típicas, de manera que la asignación cubra totalmente su zona de concesión”.

Lo cierto es que la CNE no definió en las bases técnicas tampoco lo que entendía por “sectores de distribución” y la pregunta que subsiste es: ¿quién y cuándo deben quedar definidos estos sectores de distribución?

72. Si se permite una fijación de este tipo de factores al final del proceso tarifario, ellos quedan al arbitrio de la autoridad. Los factores de asignación de costos sectorizados no recogen una lógica conocida y contravienen el espíritu de la ley de que el valor agregado de distribución se fije de manera independiente según la ponderación de determinados estudios a los que la ley le atribuye un valor legal. Al final, por la vía de una decisión de la autoridad, se puede terminar con valores agregados de distribución para diferentes tipos de usuarios (de una misma área típica) que no son “similares entre sí”.

Sin perjuicio de que se puede establecer un razonamiento similar para los costos fijos, solamente al observar los FSTCD (valor agregado de distribución) aplicados a casos de Chilectra, CGE y Chilquinta, se descubre que: mientras las mayores diferencias entre comunas son del orden del 14 por ciento en La Ligua resulta ser el 99 por ciento mayor que el valor agregado de distribución aplicado a Valparaíso, no obstante estar ambas servidas por la misma empresa y en la misma área típica. Casi el doble de valor agregado de distribución entre una y otra comuna. ¿Cuál fue el criterio técnico para este margen? Queda la pregunta abierta: ¿qué motiva una diferencia del 14 por ciento entre Huechuraba y Conchalí (dos comunas colindantes)?, o ¿una cifra similar de diferencia entre San Antonio, El Tabo y Algarrobo enfrentados a Valparaíso?

Algunas de las diferencias corresponden a zonas de menor densidad de población. Otras no. Pero la pregunta es ¿quién, cómo y en qué cantidad se discrimina? ¿Cuáles son los respaldos técnicos de una decisión semejante? Sobre todo si se partió de la premisa de que había que agruparlas bajo una misma área típica para dar lugar a un valor agregado de distribución parecido.

Factores de coincidencia y horas de uso (potencias estimadas).

73. De acuerdo con lo señalado en el artículo 105 de la ley corresponde, al desarrollar las fórmulas tarifarias, que en el caso específico de las empresas de referencia, se cumpla con que los ingresos que se obtienen al aplicar las fórmulas tarifarias con sus respectivos factores de coincidencia sean iguales al aVNR + COyM + costos fijos ponderados.

En la fijación tarifaria del 2000 esta condición no se cumple, como queda ilustrado en el cuadro siguiente:

Si se compara la columna denominada “Estudios Ponderados”, con la columna “Ingresos”, se observa que la aplicación de los factores de coincidencia presentes en las fórmulas tarifarias producen los siguientes efectos:

-Un mayor ingreso de 14,5% a Chilectra (área Nº 1), equivalente a $ 9.051,1 millones por año.

-Un mayor ingreso de 10,2% a CGE (área Nº 2), equivalente a $ 2.811,0 millones por año.

-Un mayor ingreso de 10,1% a Emec (área Nº 3) equivalente a $ 900,7 millones por año.

-Un mayor ingreso de 10,4% a Emelectric (área Nº 4) equivalente a $ 845,4 millones por año.

-Un menor ingreso de 13,5% a Luz Linares (área Nº 5) equivalente a $ 163,8 millones por año.

-Un menor ingreso de 1,7% a Copelec (área Nº 6) equivalente a $ 30,5 millones por año.

De lo anterior se desprende que la aplicación de factores de coincidencia por parte de la CNE ha originado una distorsión adicional en los ingresos de la industria favoreciendo a algunas empresas y afectando a otras. Adicionalmente, existen contradicciones respecto de la forma en que la CNE ha explicado el cálculo de los factores de coincidencia. En vuestra Comisión se ha señalado por personeros de la CNE que no se habrían empleado balances de potencia en su determinación.

Sin embargo, el estudio de GTD indica la existencia de balances de potencia para su cálculo (página 50), lo que hace aún más complicado entender qué fue lo que hizo finalmente la CNE para determinar estos factores de gran relevancia en las tarifas finales.

74. El artículo 95 del reglamento establece la obligación de efectuar los balances de potencia y dejarlos a disposición del público, por lo que no resulta explicable que la CNE diga que no cuenta con la información apropiada para efectuar el correcto cálculo de los factores de coincidencia.

“los concesionarios deberán realizar anualmente los balances que establezca la norma técnica correspondiente, relativos al uso de sus instalaciones en nivel de alta tensión en distribución y en nivel de baja tensión en cada uno de los sectores asignados a sus áreas de concesión, considerando las demandas máximas transitadas en ellos y las potencias máximas transmitidas por cada usuario. Este cálculo deberá estar a disposición de cualquier empresa cuyo giro principal sea la comercialización, la producción, generación, transmisión o distribución de electricidad, y de cualquier consumidor final que se encuentre entre los casos señalados en el literal b) del artículo 283, y se informará en noviembre de cada año a la Superintendencia”.

75. La CNE ha afirmado que la inconsistencia entre los ingresos y los costos de utilización señalados anteriormente[262] no corresponde, toda vez que el planteamiento comete el error de efectuar el cálculo a partir de los ingresos totales para cada empresa modelo representados por el aVNR + COyM + costos fijos ponderados.

La CNE alega que la demanda no es constante entre todos los consultores -tanto de la CNE como de las empresas- de modo que el equilibrio debe encontrarse en los valores agregados de distribución (costo unitario).

Al existir diferencias en las ventas de potencia utilizadas para el cálculo de cada empresa modelo por parte de los consultores de la CNE y de las empresas; así como diferencias en la asignación de la potencia (demanda) entre alta y baja tensión; y diferencias, por último, en la demanda utilizada para la empresa modelo y la empresa real, según la CNE sería imposible aplicar, en la práctica, la ecuación anterior (ingresos totales) de modo de saber exactamente si los factores de coincidencia son neutros o no.

Según la CNE, no es posible que los ingresos de cada una de las empresas distribuidoras utilizadas como referencia en las seis áreas típicas sean iguales a los costos de las empresas modelo correspondientes. Esto se debería a la diferencia entre los niveles de venta de potencia entre la empresa modelo y la real, reflejados en los factores de coincidencia.

Sin embargo, la explicación anterior no es lógica. La CNE obtiene precios unitarios dividiendo los ingresos que debe percibir la empresa por las ventas, tal como procedió el informe de GTD Ingenieros Ltda. Después dice que las ventas son otras y por lo tanto los ingresos no se ajustan a los costos. Por si esto fuera poco, fija factores de coincidencia que hacen que la empresa real obtenga más ingresos que la empresa modelo elaborada a partir de ella misma y, en función de la cual, por ley se le fijan las tarifas. Esto no tiene explicación.

76. La CNE tiene que tener presente alguna dimensión de la demanda (potencia), tanto en alta como en baja tensión, al momento de determinar los factores de coincidencia. Esta demanda no ha sido dada a conocer por la CNE. Sin embargo, para justificar los ingresos finales (señalados en la columna “Ingresos”), dicha demanda es mayor que la estimada por los consultores de la concesionaria y la utilizada por la misma CNE al momento de calcular los valores agregados de distribución. Las demandas calculadas por la CNE en el momento de calcular sus valores agregados de distribución son las definidas en el informe de GTD Ingenieros Ltda. (página 42) y se expresan en la siguiente tabla:

GTD Ingenieros Ltda. validó las demandas que los consultores de la CNE validaron para cada empresa modelo, realizó el cálculo de valor agregado de distribución para la CNE usando esas demandas y calculó los balances de potencia para definir los factores de coincidencia (página 50).

77. No tiene lógica que la CNE haya usado, para una misma empresa, otra potencia (demanda) para los factores de coincidencia. Independientemente de la potencia que se use para determinar los factores de coincidencia, en el caso de las empresas de referencia, los ingresos de éstas deben representar los costos y por lo tanto no pueden ser superiores al aVNR + COyM + costos fijos.

La tabla siguiente muestra que la CNE no cumplió con lo anterior y, a pesar de lo afirmado en vuestra Comisión, ni siquiera utilizó las potencias definidas por los consultores de las empresas [263]. En definitiva, la determinación de la CNE hace depender los ingresos de las empresas de referencia de las potencias con que se haga el cálculo de factores de coincidencia, ya que no coinciden con los ingresos definidos por la CNE en las tarifas definitivas.

78. Por último, cualquiera sea la consideración hecha por la CNE respecto de la disparidad en las potencias utilizadas, lo cierto es que los factores de coincidencia no están ajustados para cumplir con la obligación de transferir a los usuarios los costos incurridos en la actividad de distribución. El artículo 105 [268]de la ley prohíbe traspasar a los usuarios costos mayores que el uso efectivo de los sistemas de generación-transmisión y distribución. Deben ser neutros para ingresos de la empresa de referencia.

En este caso, la transgresión es evidente y la CNE sólo podría intentar demostrar lo contrario a partir de la aplicación de demandas (potencia) no consistentes para cada uno de los ejercicios. Lo anterior no se condice con la información suministrada por la CNE a vuestra Comisión. En las áreas 1, 2, 3 y 4 se transfieren incorrectamente más costos a los usuarios que los que les corresponden. En las áreas 5 y 6 se hace lo contrario.

La CNE en su última comparecencia ante vuestra Comisión informó que para la determinación de los factores de coincidencia del área típica Nº 1, había utilizado la potencia estimada por los consultores de Chilectra S.A.[269] .

No resulta aceptable que la CNE use demandas distintas según el ejercicio de que se trate. Más aún, cuando GTD Ingenieros Ltda. reconoció haber calculado los balances de potencia físicos para Chilectra S.A. y, aún así, terminó validando las potencias estimadas por los consultores de la CNE en sus estudios de valores agregados de distribución. La CNE debe ser consistente y debe cumplir con el artículo 105 de la ley y con el artículo 300 del reglamento que, además, dispone que los factores de coincidencia deben “estar debidamente fundados”. En este caso no ha sido así.

79. Las horas de uso (NHUDB) fijadas por la CNE para la empresa Chilectra S.A. fueron en definitiva 301 horas. Este valor no guarda relación con las 380 horas de uso solicitadas por Chilectra a la CNE en 1996, ni tampoco con las 420 horas que finalmente le fijó la CNE en esa oportunidad y que se habían ratificado judicialmente al rechazarse los recursos que se interpusieron en contra de ese proceso de fijación tarifaria.

La CNE ha contestado que cada proceso tarifario es independiente del otro y que la determinación de las horas de uso, junto a los demás factores de coincidencia, deben obedecer a una lógica congruente con el efecto agregado de los ingresos producto de las tarifas. Chilectra S.A. respondió, asimismo, que los efectos de economías de escala no son los únicos que determinan las horas de uso . [270]

Sin embargo, lo cierto es que, haciendo abstracción de las fijaciones anteriores, la CNE no ha logrado explicar por qué cambió las horas de uso para Chilectra S.A. entre el momento que notificó las tarifas preliminares para que las empresas informaran sus ingresos y los valores finales del decreto tarifario. Entre uno y otro momento las horas de uso (Nhudb) fijadas por la CNE bajaron de 324 a 301 horas.

Resulta cuestionable que la CNE cambie las horas de uso justo después de haber informado las tarifas básicas preliminares. La ley sólo permite un ajuste en las tarifas mediante el chequeo de rentabilidad y sólo si las tarifas dan lugar a una rentabilidad fuera de la banda del 6 por ciento y 14 por ciento. En esta oportunidad la CNE informó que no eran necesarios los ajustes porque la rentabilidad de la industria era del 13,9 por ciento, pero cambió los valores de horas de uso para Chilectra, fuera de las disposiciones legales.

80. Por lo demás, valen todas las consideraciones anteriores sobre el artículo 105 de la ley y el efecto de los factores de coincidencia sobre los usuarios y los mayores ingresos por sobre los costos de utilización del sistema de generación-transporte y distribución. Deben ser neutros y aquí no lo son.

81. Pero, además, las 301 horas de uso para Chilectra no guardan ninguna lógica con la densidad poblacional de la Región Metropolitana. Sus horas de uso debieran ser, al menos, las mayores del sistema. Esto debido a que, a mayor cantidad de consumidores de tarifa simple de energía, mejor uso compartido de las redes por este tipo de clientes y mayores horas de uso.

Algunas empresas polemizaron este argumento y alegaron el efecto inverso, esto es, que a mayor demanda, las horas de uso disminuirían .[271]

Aun cuando uno aceptara este argumento, no hay ninguna razón para que las horas de uso en temporada de invierno (Nhunb) sean superiores (420) que las del resto del año (301). Con esta lógica, la CNE debió haber invertido su propia asignación de horas.

82. La CNE se ha defendido afirmando que las tarifas de la Región Metropolitana siguen siendo las más bajas del sistema. Pero eso es por el valor agregado de distribución y no por las horas de uso. Si se aísla el efecto horas de uso, manteniendo constante el valor agregado de distribución, se descubrirá que Santiago pasa a tener una de las redes menos compartidas del sistema y Osorno la más compartida del país (470). Es evidente que esto no corresponde a la realidad.

83. Más allá de cualquier consideración técnica, la determinación de horas de uso aparece como arbitraria, toda vez que fue modificada para Chilectra entre la entrega de las tarifas preliminares y el decreto definitivo.

En los hechos, los valores finales adoptados afectan directamente a los usuarios residenciales finales y, entre ellos, a los clientes más pobres que reciben electricidad en la Región Metropolitana.

Chequeo de rentabilidad de la industria

84. Todo el cálculo de valores agregados de distribución se basa en empresas modelo. Sin embargo, como se ha explicado, luego se aplican los valores agregados a las empresas reales por medio de la definición de las tarifas básicas preliminares. Entonces, las empresas distribuidoras determinan los ingresos que dan origen a esas tarifas y se los envían a la CNE, para que ésta, con los valores nuevos de reemplazo y los costos de explotación de las empresas, determine la tasa de rentabilidad agregada de la industria de distribución. Si esta tasa cae en el rango del 6 y del 14 por ciento los valores agregados son aceptados. Si cae fuera, los valores agregados se multiplican por un factor para llevarlos al límite más próximo.

Se puede concluir que el legislador buscó cuidar que la modelación efectuada en la empresa modelo para calcular los valores agregados y la ponderación de los estudios no afectara en demasía ni a las empresas concesionarias ni a los consumidores. Es así como, luego de un proceso de modelación, existe un proceso de “verificación con la realidad” de que los valores agregados no estén ni muy altos ni muy bajos. Es en esta etapa cuando se toman en cuenta los costos de inversión y explotación de las empresas reales.

85. Conforme a lo indicado en el “Informe Técnico: Fijación de fórmulas tarifarias para empresas concesionarias de servicio público de distribución”, la verificación de rentabilidad del artículo 108 de la ley arrojó los siguientes resultados :

86. La Superintendencia de Electricidad y Combustibles comunicó a la CNE, mediante los oficios números 7071, de 8 de noviembre de 2000, y 7135, de 10 de noviembre de 2000, los valores nuevos de reemplazo y los costos de explotación, respectivamente.

El organismo fiscalizador fijó los valores anteriores en conformidad a sus atribuciones, sin perjuicio de que sintió el deber de efectuar una auditoría a uno de los estudios contratados para fijar los costos de explotación de las empresas concesionarias del servicio de distribución originalmente encomendado a la empresa Deuman Ingenieros para el proceso de fijación de tarifas del 2000. La auditoría fue practicada por Eleconsult S.A., en noviembre del 2000, no obstante que esta empresa consultora había participado en el estudio de valores agregados de distribución de tres áreas típicas como consultora de la CNE y aún cuando la misma consultora fue inhabilitada de calcular el valor agregado de distribución del área típica Nº 1 por mantener asesorías con Chilectra S.A [272].

El artículo 108 de la ley entrega la responsabilidad a la Superintendencia de comunicar a la CNE los valores nuevos de reemplazo de las instalaciones de distribución y los costos de explotación correspondientes a la actividad de distribución. Dicho organismo puede contratar estudios a terceros para este fin, pero, durante la discusión en vuestra Comisión, se aclaró que la responsabilidad última en la fijación de dichos valores corresponde a dicho órgano de control . [273]

87. En cambio, son las empresas las que deben determinar e informar los ingresos que percibirían a partir de las tarifas preliminares entregadas por la CNE. Las tarifas preliminares fueron entregadas a las empresas por la CNE en el documento “Ponderación de valores agregados de distribución y tarifas básicas preliminares”.

A partir de ellas, las empresas debían comunicar los ingresos que habrían percibido a partir de las tarifas preliminares entregadas por la CNE, si ellas hubieran sido aplicadas a la totalidad de los suministros efectuados mediante sus instalaciones de distribución, en el año inmediatamente anterior.

El inciso segundo del artículo 116 de la ley dispone que “son entradas de explotación, las sumas que percibirían las empresas distribuidoras por todos los suministros efectuados mediante sus instalaciones de distribución, si se aplicaran a dichos suministros las tarifas involucradas en el estudio y los ingresos efectivos obtenidos por los servicios de ejecución y retiro de empalmes, reposición de fusibles de empalmes, desconexión y reconexión de servicios, y colocación, retiro, arriendo y conservación de equipos de medida”.

De modo que, según lo anterior, la CNE no tiene facultades para polemizar los ingresos informados por las empresas y sólo corresponde depurar a esos ingresos aquéllos no mencionados en el inciso segundo del artículo 116. Es decir, correspondería depurar aquellos ingresos no regulados que no sean de aquellos cuatro ingresos indicados en la citada disposición, así como aquellos suministros por aquellas instalaciones que no se consideran de distribución. Entre estas últimas están todas las ventas en tensiones mayores a 23 kV tanto a clientes libres como a otras distribuidoras.

88. Respecto de las ventas a otras distribuidoras, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles informó a vuestra Comisión, mediante el oficio Nº 4528, de 13 de julio de 2001, que para los efectos del cálculo de costos de explotación de 1999 para cada una de las concesionarias de distribución, “si bien no se identificó separadamente una partida que correspondiera a compras realizadas por la concesionaria destinada a ventas a otras empresas distribuidoras en niveles de tensión menores a 23 kV, sí se identificó una partida de costos por compras de energía y potencia destinada a clientes libres y otras distribuidoras de tensión mayor a 23 kV.- En efecto, tanto en los términos de referencia del contrato del estudio de Reich Ingeniería Ltda., así como en su informe, los costos de energía y potencia comprada para la actividad de distribución no consideran las compras destinadas a clientes libres y a otras distribuidoras de tensión mayor a 23 kV. De la misma forma, los costos de explotación de 1999 fijados por esta Superintendencia, no consideran dichas compras”.

La distinción es importante, toda vez que se trata de compras de energía que tienen por objeto venderse a otras distribuidoras. De modo que si dichas compras están en los costos de explotación que calcula la Superintendencia, lo lógico es que también estén contemplados en los ingresos por concepto de venta al momento de hacer el chequeo de rentabilidad. Si no están incluidos en los costos de explotación, no deberían ser considerados en los ingresos al momento de hacer el chequeo de rentabilidad.

A la luz del oficio de la Superintendencia, mencionado anteriormente, dicha repartición no identificó separadamente las compras para otras distribuidoras en niveles menores de 23 kV, por lo que fueron incluidas en los costos de explotación y no debieran ser depuradas de los ingresos informados por las empresas. Las compras para otras distribuidoras efectuadas en las estaciones de subtransmisión también están en esta categoría, por lo que tampoco debieran ser depuradas de los ingresos informados por las empresas.

89. Del examen de las cartas informadas por las empresas y entregadas por la CNE a vuestra Comisión, en que se señalan los ingresos a partir de las tarifas preliminares y efectuadas las depuraciones correspondientes en conformidad a la consideración anterior, se puede concluir lo siguiente:

-La suma de los ingresos informados por las empresas no cuadra con el ingreso agregado de la industria informado por la CNE al momento de hacer el chequeo de rentabilidad. Mientras la CNE informa un ingreso agregado de M$ 575.960.961, las cartas informadas por las empresas y entregadas por la CNE dan lugar a uno de M$ 592.252.390.

-Cabe decir que no se disponía de antecedentes de la empresa Emelpar.

-Con estos ingresos, la industria refleja una tasa de rentabilidad económica del 15,8 por ciento y no del 13,9 por ciento informado por la CNE.

90. Con posterioridad a la entrega de las cartas a vuestra Comisión, la CNE rectificó un conjunto de datos haciendo referencia a otras versiones de cartas que no obraban en poder de aquélla.

En particular, la CNE se defendió precisando que las inconsistencias radicaban en los siguientes datos:

-“Chilectra: los ingresos presentados por la empresa, asociados a ventas a otras distribuidoras de tensión menor o igual a 23.000 volts, incluyen ventas a la empresa Río Maipo por M$ 18.748.795, que no constituyen ingresos efectuados desde instalaciones de distribución y, por lo tanto, debieron descontarse.

-Luz Linares: la empresa omitió los ingresos por ventas a un cliente libre (Copihue) de tensión menor o igual a 23.000 volts, por lo que se solicitaron posteriormente, anexándose la respuesta.

-Copelec: el valor presentado por la empresa en la hoja de resumen denominada Global, es inconsistente con el valor detallado (por opción tarifaria, comuna y mes) que se presenta en la hoja Ingresos, tanto para los suministros con precio regulado en baja tensión (BT) como en alta tensión (AT) de distribución.

-Socoepa: el valor presentado por la empresa en la hoja de resumen denominada Global, es inconsistente con el valor detallado (por opción tarifaria, comuna y mes) que se presenta en la hoja Ingresos, para los suministros con precio regulado en baja tensión (BT) de distribución.

-Cooprel: la empresa debió corregir el valor presentado originalmente para ingresos por recargos de factor de potencia, considerando que inicialmente presentó el valor realmente facturado durante 1999 y no el valor proporcional a las tarifas preliminares”.

91. Sin embargo, cabe decir que el conjunto de nuevas cartas suministradas tienen fechas que hacen cuestionar su validez. Nueve de ellas habrían sido enviadas en noviembre o diciembre por las empresas. Tres de esas cartas son de fecha10 de noviembre, una es del sábado 11 de noviembre, mientras que cuatro son del 13 de noviembre, el mismo día de la promulgación del decreto tarifario (nada menos que las de Chilectra, CGE, Eliqsa y Emetal que representan el 53,3 por ciento de los ingresos totales de la industria). La de CGE fue procesada el día 14 de noviembre con el decreto ya firmado. Una, incluso, tiene fecha de 5 de diciembre. ¿Cómo pudo haber sido considerada para el ingreso agregado informado por la CNE, si fue entregada a la CNE casi un mes después de la firma del decreto?

Es más, diez de esas cartas -proporcionadas el 19 de julio de 2001 por la CNE a vuestra Comisión y que no coinciden con los antecedentes de que dispone esta última-, descansan sobre cifras que aparecen en documentos fechados el 17 de julio de 2001, cuando esta investigación parlamentaria ya se encontraba en pleno desarrollo y ya se había advertido sobre las inconsistencias en el chequeo de rentabilidad.

Según establece el artículo 111[274] de la ley, la CNE debe informar al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción antes de dos meses del término del período de vigencia de las fórmulas tarifarias, las nuevas fórmulas acompañadas con un informe técnico. Lo anterior significa que la CNE tenía plazo hasta el 18 de octubre de 2000 para informar al Ministerio.

Sin embargo, las empresas concesionarias de distribución proporcionaron antecedentes para el informe de la CNE, en particular los ingresos que obtendrían con las tarifas básicas preliminares, desde el 15 de octubre y hasta el 13 de noviembre de 2000, e incluso hasta diciembre del mismo año.

Desde luego, los plazos de la mencionada disposición no se cumplieron y las cartas que se entregaron a vuestra Comisión no cuadran con las que sirvieron de base para el chequeo de rentabilidad, lo que abre una interrogante sobre la consistencia de las mismas.

92. Asimismo, están las ventas efectuadas por Chilectra S.A. a Río Maipo por un monto equivalente a M$ 18.748.795 y que según la CNE no deben ser consideradas porque “no constituyen ingresos efectuados desde instalaciones de distribución”. A la luz del oficio de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles mencionado anteriormente, dicha depuración no es aceptable, toda vez que no se desagregaron dichas compras y la CNE no ha aportado antecedentes que demuestren que ellas no fueron consideradas en los costos de explotación.

93. Por último, está la manera como se efectuó el cálculo de los flujos para el chequeo de rentabilidad. El 13,9 por ciento informado por la CNE es un valor que se obtiene calculando flujos que se percibirían de una sola vez y al final de cada período, lo cual no es efectivo en la realidad. Los ingresos se perciben mes a mes y cualquier cálculo normal consideraría dichos flujos en forma mensual o, a lo menos, a mitad del período de modo contrarrestar las distorsiones que se puedan producir por efecto de calcular los flujos de un modo irreal. De este modo, la rentabilidad económica de la industria no es del 13,9 por ciento sino mayor.

La CNE se ha defendido afirmando que la modalidad del cálculo de los flujos es convencional y sólo se ha limitado a aplicar la metodología usada en otros procesos tarifarios.

94. Más allá de lo anterior, cabe decir que nunca se ha llegado a niveles de rentabilidad para toda la industria que estén en el límite de la banda permitida por la ley. Los márgenes anteriores eran suficientes como para soportar las distorsiones que provoca el cálculo al final del período, esto es, cualquiera hubiere sido la fórmula de cálculo, la tasa de rentabilidad siempre habría estado dentro de banda. En este caso no es así.

Cuesta comprender las afirmaciones de la CNE respecto de los “errores” en los estudios de sus consultores que justificarían sus ajustes, cuando por efecto de las correcciones se lleva a la industria al límite de la rentabilidad legal permitida. Además, hay que agregar los incrementos en los valores de subtransmisión para evaluar cabalmente la manera como se han incrementado los ingresos de las distribuidoras.

Si se toma en cuenta que, aparte del cálculo de flujos, fue necesaria una corrección a los costos de explotación, sucesivas cartas de las empresas para recalcular sus ingresos, y todo ello con un decreto tarifario fuera de los plazos legales, se llega a la conclusión de que la tasa de rentabilidad del 13,9 por ciento merece una mayor justificación.

De no aportar antecedentes nuevos que demuestren que las compras de Chilectra S.A. para vender Río Maipo no estaban contempladas en los costos de explotación, las tarifas están definitivamente fuera de la banda y deben ser corregidas en conformidad a lo dispuesto por el artículo 108 de la ley.

El decreto tarifario y la Contraloría General de la República

95. Está establecido que el decreto de fijación de fórmulas tarifarias de distribución, contenido en el decreto supremo Nº 632, de 13 de noviembre de 2000, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, se publicó más allá del cuadrienio que contempla el artículo 110 de la ley para el período de validez de las fórmulas anteriores.

Como se ha señalado anteriormente, corresponde verificar el motivo de la demora y de si la Superintendencia de Electricidad y Combustibles veló por que se hubieran realizado las reliquidaciones correspondientes.

En el caso que nos ocupa, se ha dado como razón que se contrató a un consultor para revisar los costos de explotación que debía establecer la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Esta razón, aunque esté dentro de las atribuciones de ese organismo, no justifica la dilatación del proceso, pues estos costos pueden ser determinados con la debida antelación.

En todo caso, según lo informado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, se impartieron instrucciones a las concesionarias respecto de los plazos, la forma y las condiciones en que éstas debían realizar las reliquidaciones con motivo del cambio del decreto tarifario y se realizaron inspecciones selectivas de boletas y facturas de clientes que confirmaron el cumplimiento de las reliquidaciones exigidas por la ley . [275]

96. Sin embargo, el decreto tarifario tuvo la anomalía de que quien lo suscribió y quien actuó de ministro de fe, fue la misma persona.

El decreto supremo Nº 632, de 13 de noviembre de 2000, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción (publicado en el Diario Oficial Nº 36.813 de 15 de noviembre de 2000), que fijó las tarifas de distribución, tuvo la particularidad de que fue firmado por el subsecretario en calidad de ministro subrogante. El artículo 92 de la ley indica que las tarifas serán calculadas por la CNE, “de acuerdo a los procedimientos que se indican más adelante, y fijados mediante decreto del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, expedido bajo la fórmula ‘por orden del Presidente de la República’”. En conformidad con esta disposición es el ministro, titular o subrogante, el que debe actuar personalmente. Así se hizo en este caso.

Sin embargo, el mismo subsecretario es el que aparece transcribiendo el decreto para su publicación. La anomalía se presenta toda vez que el subsecretario aparece siendo su propio ministro de fe y firma dos veces.

97. Si ello no fuera suficiente, para la toma de razón del decreto que fijó las tarifas de distribución, la Contraloría sólo tuvo a la vista los siguientes documentos:

I.Oficio CNE Nº 1075-00, de 13 de noviembre de 2000, de la Secretaria Ejecutiva de la CNE al ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción (s), señor Álvaro Díaz, que remite “Informe Técnico de Tarifas de Distribución”.

1.“Informe Técnico: fijación de fórmulas tarifarias para empresas concesionarias de servicio público de distribución” (noviembre de 2000).

2.El documento de la CNE “Definición de Áreas Típicas: Bases para el cálculo de las componentes del valor agregado de distribución (VAD)” (mayo de 2000) y sus anexos.

3.El Informe de GTD Ingenieros Ltda. para la CNE “Definición de áreas típicas para la Comisión Nacional de Energía (CNE)” (mayo 2000) y sus anexos.

4.Informe de GTD Ingenieros Ltda. para la CNE “Estudio de fórmulas tarifarias aplicables a suministros de energía eléctricos sujetos a fijación de precios máximos al nivel de distribución. Cuadrienio 2000-2004. Proceso de fijación año 2000”.

5.“Factores de sectorización FTSCD y FTCF”.

6.“Ejercicio de consistencia de rentabilidad de la industria” .

7.“Condiciones de aplicación de las fórmulas tarifarias”.

II.Oficio CNE Nº 1158-00, de 1 de diciembre de 2000, de la Secretaria Ejecutiva de la CNE al ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción, por medio del cual informa rectificaciones al decreto supremo Nº 632 de 13 de noviembre de 2000.

III. Decreto supremo Nº 632, de 13 de noviembre de 2000, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que “Fija fórmulas tarifarias para las empresas eléctricas concesionarias de servicio público de distribución que señala”.

IV. Decreto supremo Nº 723, de 14 de diciembre de 2000, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que “modifica, para rectificarlo, el decreto de economía nº 632, de 13 de noviembre de 2000”.

98. En conformidad al inciso séptimo del artículo 10 de la ley Nº 10.336, orgánica constitucional de la Contraloría General de la República, los decretos de fijación de tarifas reguladas “podrán ejecutarse aun antes de su toma de razón, debiendo ser enviados a la Contraloría dentro de los treinta días de dispuesta la medida”.

La toma de razón tanto del decreto supremo Nº 632, de 13 de noviembre de 2000, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción (publicado en el Diario Oficial Nº 36.813 de 15 de noviembre de 2000), que fijó las tarifas de distribución, como del decreto supremo Nº 723, de 14 de diciembre de 2000, del mismo Ministerio, que lo “modifica, para rectificarlo”, fueron tomados de razón con fecha 25 de enero de 2001.

99. La Contraloría General de la República no dispuso de más información que la indicada en el considerando Nº 97. No se le enviaron los estudios de los consultores propios ni los de las empresas. Tampoco se le advirtió del detalle ni de la magnitud de los ajustes efectuados por la CNE.

La CNE ha afirmado que en ningún proceso anterior se le ha entregado todo ese material. Sin embargo, nunca antes se había efectuado el tipo y magnitud de cambios que se hicieron en esta oportunidad. Por lo demás, la misma Secretaria Ejecutiva de la CNE ha afirmado que se retuvieron honorarios a los consultores de la CNE hasta diciembre justamente para tenerlos disponibles para despejar las dudas que la Contraloría pudiera tener al momento de hacer la revisión del proceso tarifario [276]. La Contraloría, a su vez, ha afirmado que no tuvo la información suficiente para detectar y evaluar la magnitud de las decisiones discutidas por vuestra Comisión y que normalmente actúa a partir de una presunción de buena fe de los actos de la administración .[277]

En este contexto queda evidente la responsabilidad de la CNE de no haber advertido adecuadamente a la Contraloría General de la República del conjunto de sus determinaciones para permitirle a este organismo contralor ejercer debidamente sus funciones y poder evaluar la legalidad del proceder de la CNE.

Es más, el informe medular que explicó la naturaleza de los ajustes efectuados a los valores agregados de distribución proviene de un consultor (GTD Ingenieros Ltda.), cuyas funciones nunca fueron objeto de toma de razón por parte de la Contraloría. Este organismo contralor no tenía cómo conocer y evaluar, a lo menos lo siguiente:

-la procedencia de la asesoría de GTD Ingenieros Ltda. y la lógica que guió sus ajustes;

-quiénes y cómo fueron contratados los consultores de valores agregados de distribución de la CNE y el mérito de sus conclusiones;

-la determinación de la CNE respecto a los derechos municipales;

-la naturaleza de las modificaciones al área típica Nº 1 (Chilectra),

-las inconsistencias entre el estudio de GTD Ingenieros Ltda. con los de los consultores de la CNE para el área típica Nº 6;

-el balance de los factores de coincidencia con los ingresos de las empresas que se emplearon como referencia y la demanda estimada por la CNE para efectuar sus diversos cálculos;

-y, en general, la legalidad del proceder de la CNE.

100. Es discutible cuáles son los efectos de que una persona firme dos veces un decreto (como autoridad que lo promulga y como ministro de fe), sobre todo por el hecho de que la transcripción fue posterior al decreto que, en su versión original, llegó a la Contraloría General de la República. Sin embargo, el problema radica en quién asume finalmente la responsabilidad de los cambios introducidos en el proceso tarifario. El Presidente de la República no concurre por expresa disposición legal. El ministro titular no estaba presente. El subsecretario firma dos veces y la Contraloría sólo dispuso de una información limitada respecto del alcance y profundidad de los cambios introducidos por la CNE.

En definitiva, el proceso tarifario tiene la vulnerabilidad de que se pueden terminar haciendo cambios sustantivos sin que exista la posibilidad de velar por el correcto cumplimiento de la ley o la posibilidad de que se adviertan los problemas a tiempo de poder corregirlos.

¿Quién asume la responsabilidad de que se cumpla con la ley y de que los valores empleados sean correctos? La responsabilidad descansa en la CNE quien debió haber advertido al organismo contralor el detalle de los cambios, sobre todo si pretendía ajustes que nunca se habían hecho en otros procesos tarifarios similares. Si la CNE consideraba que tenía atribuciones para proceder del modo que lo hizo, resulta elemental que exista un ente contralor independiente que permita evaluar si dicha autoridad procedió correcta o incorrectamente. La Contraloría General de la República no dispuso de la información necesaria para cumplir con su obligación legal.

Recargos de subtransmisión (Synex y otros estudios)

101. La CNE no ha explicado claramente qué metodología empleó para determinar los recargos de subtransmisión de las empresas distribuidoras. Por un lado se ha dicho que se utilizó la misma metodología de 1992, la cual consideraba determinar los recargos mediante la simulación de líneas radiales desde las subestaciones de transporte de alta tensión a las subestaciones de distribución. Se habría, además, agregado un “factor de enmallamiento” para dar cuenta de los respaldos de las líneas que unen líneas radiales. Lo anterior significaría utilizar fundamentalmente la metodología desarrollada por la consultora Synex para la CNE en 1997. Sin embargo, los valores fijados no concuerdan con los resultados obtenidos en esta consultoría. Según Synex, los recargos en redes urbanas bajaban y no subían.

Posteriormente, el gerente general de GTD Ingenieros Ltda. informó a vuestra Comisión que esta consultora desarrolló unas bases para la CNE, para que las empresas entregaran sus valores. Según dicha persona “la metodología que aparece en las bases de subtransmisión (de la CNE) es una metodología de costos de desarrollo a largo plazo, no es de costo incremental” . [278]GTD habría propuesto una metodología de costo incremental en un estudio para Chilectra en 1997 (documento Informe Ejecutivo: Cálculo de costos y tarificación del sistema de subtransmisión de Chilectra S.A.”, julio de 1998, en adelante también Informe Ejecutivo GTD-Chilectra S.A.).

Pero lo cierto es que, a pesar de todo lo anterior, los distintos estudios que la CNE ha tenido a la vista para fundar sus valores de subtransmisión llevan a conclusiones contradictorias, subsistiendo la inquietud respecto de cuál fue la metodología que llevó a que los valores de los recargos de subtransmisión subieran, casi en forma pareja, en el 50 por ciento para todas las empresas del país. La justificación de los montos y la forma de revalorizar aún permanece incierta. La CNE ha invocado un compromiso desde 1996 de recalcular los valores de 1992. Pero las autoridades de la época nunca han concedido que había un compromiso para revalorizar los recargos de subtransmisión hacia el alza. Es más, sus estudios indicaban que el crecimiento de los sistemas justifican una baja en los mismos, a lo menos en las zonas urbanas.

102. No se sabe si la metodología empleada para los valores de subtransmisión responde a un modelamiento eficiente. No queda claro si la CNE se limitó a valorizar las instalaciones existentes a partir de ciertos supuestos definidos por la autoridad o efectivamente cumplió el mandato legal de definir un modelo, asignarle un estándar racional de calidad de suministro y a partir de ahí definir un valor para la subtransmisión de cada sistema.

Al parecer, la CNE envió las bases a las empresas para que valorizaran sus instalaciones existentes.

103. Las empresas, efectivamente, valorizaron sus instalaciones. Pero no basta eso para que la autoridad lo exprese en valores de subtransmisión, sobre todo cuando en el tiempo transcurrido entre los años 1992 y el 2000 había ocurrido un crecimiento de los sistemas y de la demanda, por lo que los costos unitarios disminuyeron. El estudio Synex sobre subtransmisión es claro en reconocer esta caída en los valores de subtransmisión de los sistemas urbanos, mientras aumentó los valores de los sistemas rurales. Sin embargo, la CNE aumenta los precios de subtransmisión en todo el país.

¿Cuán adaptado es el sistema? No lo sabemos y queda la duda de cuáles han sido los parámetros empleados de modo de ilustrar cada fijación semestral de precio de nudo hacia el futuro. Asimismo, subsiste la duda respecto de qué objetivos perseguía la CNE por la vía de definir una “metodología” y dejar su proceso de cálculo fundamentalmente en manos de las empresas, sin un adecuado sistema de control.

Informe de GTD (subtransmisión)

104. Según GTD Ingenieros Ltda, el estudio que dicha consultora hace para Chilectra en materia de subtransmisión es distinto al estudio hecho para la CNE.

Estudio GTD-Chilectra: “En 1997, hicimos un estudio para Chilectra, que presentamos a la CNE, en 1998. Este estudio simulaba costos y tarifas de subtransmisión. Se propuso una metodología, cálculo y valor agregado de subtransmisión.

La tesis que sostenía Chilectra, como el sistema de subtransmisión no está específicamente ligado ni a la transmisión ni la distribución, sino como en tierra de nadie, era que debía valorizarse igual que los valores agregados de distribución. Ellos tenían la idea de que podría hacerse una tarificación similar al sector sanitario.....

....nunca habíamos desarrollado una metodología a costo incremental de desarrollo en electricidad. Se desarrolló esa metodología innovadora y, desde el punto de vista técnico, GTD tuvo que crear dos desarrollos: uno, la creación de los factores de penalización de pérdida media para que fueran aplicables a esto y, segundo, los factores de participación analítica en los costos. Elementos que se desarrollaron para que fuera aplicable esta metodología. Para llevar estos números se tomaron los VNR y costos de explotación que informó Chilectra....” [279].

A la inversa, el estudio que GTD Ingenieros Ltda. hace para la CNE tendría otra lógica, aun cuando también buscaba tarificar el segmento de subtransmisión:

Estudio GTD-CNE: “Las bases del estudio de tarifas de subtransmisión de la CNE, no tienen nada que ver con el trabajo de Chilectra. A la Comisión se le hizo un marco conceptual que está escrito en las bases con un procedimiento y cómo entregar la información.

...Por ejemplo, la metodología que aparece en las bases de subtransmisión es una metodología de costos de desarrollo a largo plazo, no es de costo incremental. Me hubiese gustado hacer una metodología de costo incremental para la subtransmisión, pero, en realidad, conceptualmente, económicamente me demostraron en la CNE que no era adecuada. Ellos pidieron, como especificación de eso, desarrollar una metodología basada en costos de desarrollo de largo plazo....”. (se entiende costo medio de largo plazo) . [280]

105. Con la lógica anterior, GTD Ingenieros Ltda. sólo habría efectuado para Chilectra una propuesta metodológica basada en costos incrementales de desarrollo, que no fueron recogidos por la CNE en su decisión definitiva.

Sin embargo, una lectura del Informe Ejecutivo GTD-Chilectra S.A. lleva a una conclusión contraria: GTD Ingenieros Ltda. no sólo desarrolló una propuesta para Chilectra sobre la base de costos incrementales de desarrollo, sino que también sobre la base de costos medios: “en este informe se han utilizado ambas metodologías para calcular los costos de subtransmisión de Chilectra, tal como se muestra en el Capítulo IV”. (páginas 15-16 del Informe Ejecutivo GTD-Chilectra S.A.).

En ambos casos se estructuran tarifas de subtransmisión como se comprueba en el Capítulo V.1 (“Estructura de Tarifas Medias”) y V.2 (“Estructura de Tarifas Eficientes a Nivel de Sectores”). Es más, en el Numeral V.3 (“Tarifas Propuestas”) hasta se incluye el concepto de “costo medio del sistema de subtransmisión” y se calcula su valor en 1455.0413 $ /kW/mes (página 47).

Al final, se llega a “dos estructuras tarifarias alternativas que permiten recaudar los mismos costos totales de subtransmisión. La primera de ellas corresponde a una formulación de tarifas medias sobre la base de costos medios optimizados del sistema de subtransmisión, cuyo procedimiento es similar al utilizado por la CNE. La segunda estructura de tarifas es tipo marginalista y está basada en costos incrementales de desarrollo del sistema de subtransmisión, ajustados al costo medio ex post a través de un factor de ajuste a la recaudación” (Informe Ejecutivo GTD-Chilectra, página 40).

106. En síntesis, es falso que GTD Ingenieros Ltda. se haya limitado a una metodología que no fue aceptada por la CNE en sus cálculos finales de subtransmisión. Por el contrario, el Informe GTD-Chilectra S.A. incluyó una metodología basada en “costos medios optimizados del sistema de subtransmisión”, haciendo la salvedad de la necesidad de recuperar las características propias del sistema de Chilectra (su condición enmallada o de “anillo”). Cabe decir que esto es justamente lo que la CNE hizo y que en definitiva se tradujo en los aumentos en los recargos de subtransmisión.

Es más, la CNE se ha defendido afirmando que los cambios en los recargos de subtransmisión se han efectuado a partir de la misma metodología existente desde 1992 y sólo reconociendo el desarrollo de los sistemas a la fecha. Pues bien, esto es justamente lo que propone el Informe Ejecutivo GTD-Chilectra cuando se refiere a la metodología de “costos medios optimizados del sistema de subtransmisión”.

Otra demostración de lo anterior, lo constituye que el Informe Ejecutivo GTD-Chilectra S.A. desarrolla un modelo de costo total basado en el concepto de “densidad de corriente óptima incluyendo intervalos de reposición de los conductores” (página 35-36). Este modelo de cálculo es coincidente con el que se entregó a las empresas concesionarias en el marco definido por la CNE para que hicieran sus recargos de subtransmisión. Este modelo no estaba contemplado en la metodología vigente en 1992 y, si bien Synex algo menciona respecto del concepto de densidad de corriente, nunca desarrolló el concepto de “intervalo de reposición de los conductores” como sí lo hace el Informe Ejecutivo GTD-Chilectra S.A. y que fue recogido por la CNE en este proceso tarifario.

Enmallamiento

107. Refuerza lo anterior, el que la CNE haya asignado sólo para Chilectra un factor de enmallamiento que da cuenta de los respaldos a las líneas radiales de los sistemas de subtransmisión y justifique dicho factor a partir de estándares de calidad de servicio que la autoridad le fija al sistema de Chilectra para diferenciarlo del resto.

En palabras de la CNE, los sistemas enmallados son aquellos que “cuentan con elementos redundantes o adicionales que permiten la doble alimentación de las subestaciones que suministran la energía al sistema de distribución” y que gracias a ello “presentan una cantidad ostensiblemente menor de interrupciones de suministro así como una mejor regulación de tensión. Como contrapartida, dichos sistemas presentan necesariamente mayores costos de inversión y de operación”.

108. La CNE se ha justificado en que la metodología que introdujo el concepto de sistema enmallado proviene de estudios previos a la actual administración. Sin embargo, los estudios previos en poder de la CNE reconocían este carácter “enmallado” no sólo a Chilectra, sino a Chilquinta y a CGE. Sin embargo, sólo Chilectra termina con dicho valor. Chilectra presentó un estudio, hecho por GTD Ingenieros Ltda., para justificar su propio “anillo”.

Así, el Informe GTD-Chilectra S.A. justificó la existencia de este “anillo” en que el sistema cuente “con más de una posibilidad de alimentación a cada subestación, ya sea, a través de la duplicación de instalaciones o el enmallamiento del sistema”. Dicho sistema “se comporta como un sistema solidario” y “a diferencia de sistemas de transmisión radiales como el sistema troncal, la configuración en anillo ofrece la flexibilidad de sustituir las rutas de suministro en situaciones de falla, lo que aporta una alta seguridad de suministro para todos los consumos, lo que no sería posible lograr con sistemas radiales en el abastecimiento a áreas de alta densidad de carga. (Un sistema radial tiene sentido técnico económico cuando los flujos son preeminentemente unidireccionales, cuando los niveles de tensión son muy altos y los tramos muy largos, y las probabilidades de falla de cada elemento individual muy bajas)” (página 12, Informe Ejecutivo GTD-Chilectra S.A.).

109. Según el decreto supremo Nº 583, de 30 de octubre de 2000, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción (publicado en el Diario Oficial Nº 36.801 de 31 de octubre de 2000 y rectificado en el Diario Oficial Nº 36.823 de 27 de noviembre de 2000), las líneas enmalladas son “el conjunto de subestaciones y líneas de 110 kV que circunda el área metropolitana del Gran Santiago”. En particular:

-Cerro San Cristóbal 110 kV

-San Cristóbal-Los Almendros 110 kV

-Los Almendros-Florida 110 kV

-Florida-Alto Jahuel 110 kV

-Buin-Lo Espejo 110 kV

-Lo Espejo-Ochagavía 110 kV

-Ochagavía-Florida 110 kV

-Chena-Cerro Navia 110 kV

Estas líneas enmalladas corresponden al “anillo” identificado en el Informe Ejecutivo GTD-Chilectra S.A. (Capítulo III “El sistema de subtransmisión de Chilectra”, página 20).

El recargo que la CNE finalmente le reconoce a Chilectra por enmallamiento es del 31,3 por ciento en el decreto supremo Nº 583, de 30 de octubre de 2000, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción y, un mes después, fue rectificado al 70,7 por ciento.

El estudio de la consultora Synex sólo reconocía el 20 por ciento de recargo para una empresa teórica que tuviere sistemas enmallados. Los estudios preliminares en poder de la CNE le reconocían ese carácter a tres empresas: Chilectra, Chilquinta y CGE.

110. La CNE justifica esta discriminación en la exigencia que se le pone al sistema que circunda el área metropolitana del Gran Santiago de “responder por estándares de calidad de suministro notoriamente más elevados que los exigidos al resto del sistema”. De modo que la CNE le fija a los Nudos Cerro Navia y Alto Jahuel un estándar máximo de 0,1 horas al año de interrupción de suministro permitido a nivel de subtransmisión.

Lo anterior contrasta con 6,54 horas al año para Concepción y 3,82 horas al año para Quillota. ¿Sobre qué estadística previa se establecieron estas diferencias?

111. La Superintendencia de Electricidad y Combustibles informó a vuestra Comisión, mediante oficio Nº 4397 de 5 de julio de 2001, que “cuenta con una base de datos que contiene la información de las interrupciones de suministro a contar de diciembre de 2000... Para fines propios de su actividad, la Superintendencia ha comprometido el contar con registros y herramientas adecuadas para fiscalizar las interrupciones a partir del segundo semestre del 2002”.

Es decir, no existían estadísticas de cortes e interrupciones en el momento de la fijación tarifaria (octubre de 2000), que permitieran justificar recargos especiales que velaran por una seguridad diferenciada de suministro. Estas estadísticas no existirán hasta fines del próximo año. Como nada indica que Santiago, Valparaíso y Concepción tuvieran (a octubre de 2000) diferencias en su calidad efectiva de suministro, sólo queda concluir que los habitantes de Santiago terminaron pagando un recargo por una misma calidad de servicio que, en otras ciudades del país no se paga (a pesar de las evidentes economías de escala que presenta el sistema de subtransmisión de Chilectra).

Por lo demás, no habiendo la CNE tenido a la vista la estadística efectiva de interrupciones para fijar sus exigencias diferenciadas, surge la pregunta: ¿de dónde la sacó?, ¿cuál es la racionalidad detrás de ellas? La sola idea de someter a Santiago a una nivel mayor en calidad de servicio, no basta para cumplir con la exigencia legal de un “sistema económicamente adaptado”, ya que la autoridad, por esta vía, podría llegar a establecer exigencias hasta el infinito solamente sobre la base de suponer características especiales al área metropolitana o a cualquier otra que le parezca.

Un análisis de costo-beneficio en materia de sistemas diferenciados habría exigido especificar cuánto le cuesta al usuario en cada sistema tener un corte y cómo se conjuga ese costo con las inversiones necesarias para evitarlo. Ese análisis de costo no ha sido suministrado a vuestra Comisión y los datos disponibles llevan a la conclusión de que el recargo adicional no tiene sustento para Chilectra toda vez que no hay nuevas inversiones requeridas para una exigencia nueva, sino un mayor valor para las mismas instalaciones que suministran igual calidad que otros sistemas parecidos.

Resumen de subtransmisión

112. En síntesis, en materia de subtransmisión queda abierta la pregunta de: ¿cuáles son los costos eficientes que los usuarios deberían pagar? La falta de respuesta invita a dejar este tema al arbitrio de la CNE en cada fijación de los precios de nudos, introduciendo un nuevo factor de incertidumbre al largo plazo que no tiene justificación.

El que los valores finales de la CNE hayan representado aumentos del orden de un 50 por ciento en todo el país, mientras sus estudios previos (incluido enmallamiento) decían que dichos valores debían bajar (a lo menos para el área urbana), genera la contradicción evidente de que un “sistema adaptado” no puede encarecerse y abaratarse al mismo tiempo y por la misma razón.

Cuando la ley exige un modelamiento lo hace para alcanzar un grado de eficiencia en base a una determinada racionalidad. No es ni eficiente ni racional un ejercicio que lleva a resultados tan contradictorios.

113. Tal es así que el propio Informe GTD-Chilectra S.A. en sus “Conclusiones y recomendaciones” del Capítulo II “La tarificación de sistemas de subtransmisión”, se queja de que “no hay una metodología discutida transparentemente ni sancionada legalmente que regule el proceso; de hecho, la metodología de cálculo de costos, la periodicidad de recálculo de los recargos, y la forma en que la autoridad recaba y entrega información a las empresas han sido decisiones esencialmente discrecionales. Esto genera incertidumbre para el inversionista, lo que puede desfavorecer un adecuado desarrollo de los sistemas... En resumen, no constituye un procedimiento transparente para la fijación de un precio que en algunos sistemas significa una porción relevante del precio final” (página 17).

Esta crítica sigue vigente luego de analizado el proceso llevado adelante por la CNE para el cálculo de las tarifas de subtransmisión de 2000.

114. La conclusión más grave que se desprende de los estudios de subtransmisión es que, a pesar de lo dicho por la CNE y GTD Ingenieros Ltda. ante vuestra Comisión, la metodología, los procedimientos de cálculo y resultados propuestos en el Informe GTD-Chilectra S.A. guardan directa relación con lo hecho por la CNE para el proceso de cálculo de las tarifas de subtransmisión (no sólo en enmallamiento). Mientras otros estudios daban lugar a rebajas en los valores de subtransmisión, solamente este coincide con el incremento que la CNE finalmente practicó.

En cuanto al enmallamiento, llama la atención la discrecionalidad de asignarlo sólo a Chilectra y no a otras empresas con sistemas enmallados, como fue propuesto por Synex; asimismo, el que los recargos asociados a líneas enmalladas se hayan establecido a partir de una estadística de corte inexistente.

115. Cabe decir, por lo demás, que el alza de los recargos en subtransmisión tiene impacto sobre el nivel de competencia entre las generadoras y distribuidoras por captar clientes libres.

Existe un considerable número de clientes libres (clientes con potencia conectada superior a 2.000 kilowatts), que se encuentran ubicados en zonas de concesión de las empresas distribuidoras, interconectados tanto a redes de subtransmisión como de distribución. La ley asume que dichos clientes tienen el poder de negociar sus suministros tanto con la empresa distribuidora (propietaria de las líneas a las que se conectan), como con empresas generadoras (que pagan peaje por las redes que utilizan para llegar a los respectivos clientes).

En general, el peaje que las empresas generadoras deberán pagar por las redes de subtransmisión que utilicen, se encontrará relacionado, en forma directa con los recargos de subtransmisión que se hayan fijado. Entonces, si los recargos de subtransmisión se fijan con valores altos, en relación con los costos eficientes de las empresas distribuidoras, éstos actuarán como una barrera a la entrada para los generadores que quieran acceder a los clientes libres. Así los clientes libres, en zonas de concesión de distribuidoras, tendrán menos posibilidades de competencia por su suministro, debiendo pagar así precios más altos de los que obtendrían si los recargos hubieran sido calculados en forma correcta. Precios más altos de subtransmisión significan menos competitividad para la industria y, por tanto, reducción en el bienestar de la sociedad como un todo.

Consideraciones sobre probidad

116. Ha quedado establecido que la Secretaria Ejecutiva de la CNE prestó servicios para GTD Ingenieros Ltda. y percibió honorarios hasta el mes de julio del año 1999 (según certificados de sueldos y rentas aportados por esa consultora a vuestra Comisión).

Dicha autoridad había intervenido, como persona natural y antes de asumir sus funciones, como directora ejecutiva de GTD Ingenieros Ltda. en diversos estudios en el ámbito ambiental, sanitario y eléctrico. Incluso participó en la precalificación de una asesoría organizacional a una entidad rectora ambiental del Gobierno de Panamá con GTD Ingenieros Ltda, precalificación que se envió con fecha 6 de marzo de 2000 y de la que (según la Secretaria Ejecutiva de la CNE) se desligó en febrero en vísperas de asumir sus funciones actuales .[281] Según GTD Ingenieros Ltda., la fecha en que la actual Secretaria Ejecutiva de la CNE se desvincula de esta asesoría es en marzo de 2000[282] (punto 5.d de la carta del gerente general de GTD Ingenieros Ltda., de 22 de junio de 2001, al Presidente de vuestra Comisión).

La contratación de GTD Ingenieros Ltda. para intervenir en las bases del proceso tarifario de 2000 se adoptó entre el 17 y el 22 de marzo de 2000, pocos días después de que la actual titular de la CNE asumiera sus funciones.

117. También ha quedado establecido que la Secretaria Ejecutiva de la CNE intervino como consultora de GTD Ingenieros Ltda. en un estudio sobre subtransmisión para la empresa Chilectra S.A.. Dicho estudio tuvo por objeto proponer a la autoridad de la época cambios en los valores de subtransmisión. Tanto la empresa Chilectra S.A. como GTD Ingenieros Ltda. y las autoridades de la CNE de la época, reconocieron la existencia del estudio y la participación de la actual Secretaria Ejecutiva de la CNE en la calidad mencionada y su intervención directa ante la CNE de entonces.

En palabras del gerente general de GTD Ingenieros Ltda. “todo trabajador de GTD representa a GTD” y “la señora Vivianne Blanlot es dueña intelectual de los aspectos económicos de la metodología” sugerida en el estudio .[283]

Independientemente del juicio que se tenga respecto a la modalidad que se adoptó para contratar a GTD Ingenieros Ltda. y el alcance de su asesoría a la CNE, lo cierto es que el estudio mencionado sobre subtransmisión tenía finalidades tarifarias, según lo explicó el gerente general de GTD Ingenieros Ltda. ante vuestra Comisión .[284]

Por lo mismo, resulta inexplicable que la Secretaria Ejecutiva de la CNE no haya advertido esta circunstancia y que no se haya inhabilitado en un tema (subtransmisión) en que había actuado como consultora particular para una empresa que la había contratado para una asesoría destinada a la misma autoridad. La misma circunstancia de que las metodologías para los recargos en subtransmisión no queden adecuadamente despejados y de que los estudios, que la CNE tuvo a la vista para revalorizarlos, hayan llevado a conclusiones tan disímiles refuerza el cuestionamiento y genera una duda adicional acerca de los fundamentos de las determinaciones adoptadas.

El artículo 64 de la ley Nº 18.575, sobre Bases Generales de la Administración del Estado, modificado por la ley Nº 19.653, sobre probidad administrativa aplicable a los órganos de la administración del Estado, establece que “contravienen especialmente el principio de probidad administrativa, las siguientes conductas: 6...Asimismo, participar en decisiones en que exista cualquier circunstancia que le reste imparcialidad” (inciso segundo). Después la misma norma indica “las autoridades y funcionarios deberán abstenerse de participar en estos asuntos, debiendo poner en conocimiento de su superior jerárquico la implicancia que les afecta”. Esto último no ocurrió.

118. A su vez, ya ha quedado establecido de que GTD Ingenieros Ltda. participó tanto en la elaboración de las bases técnicas como en la modificación de los valores agregados de distribución, en contravención a las inhabilidades establecidas en el momento de contratar su asesoría (Memorándum Interno, de 17 de marzo de 2000, y los “Términos de Referencia” de las Bases Técnicas) .[285]

Resulta cuestionable la magnitud del rol encomendado a GTD Ingenieros Ltda. en el proceso tarifario de 2000, tanto de distribución como de subtransmisión, considerando los vínculos que había mantenido con la Secretaria Ejecutiva de la CNE hasta muy poco antes de su contratación y las asesorías efectuadas por GTD Ingenieros Ltda. para una empresa sujeta a fijación tarifaria en materias que habían sido objeto de la misma asesoría (balance de potencia y subtransmisión) y efectuadas en un período que no pudo haber sido sino destinado a influir en el actual proceso tarifario.

119. GTD Ingenieros Ltda. hizo una “Propuesta metodológica para (la) tarificación de sistemas subtransmisión (del) área metropolitana” en 1997, en la cual participó la actual Secretaria Ejecutiva de la CNE.

Además, esta empresa consultora hizo un balance de potencia para Chilectra S.A. en 1999 (“Apoyo profesional para cálculo de balance físico de potencia a nivel de distribución para efectos de peajes por uso de redes en niveles de Dx”). Este trabajo fue presentado por GTD Ingenieros Ltda. como uno de sus “estudios sobre temas tarifarios para empresas concesionarias de servicio público” (Anexo A “Principales trabajos realizados” de la memoria “GTD Ingeniería Limitada Ingenieros Consultores”). Sin embargo, ante vuestra Comisión dicha empresa consultora declaró lo contrario y que sólo tuvo por objeto determinar las demandas físicas. Ahora bien, la propia empresa consultora confiesa que dichas demandas físicas fueron usadas para el cálculo de los factores de coincidencia y de horas de utilización. (“Estos valores fueron calculados por GTD Ingeniería Ltda. en base a balances, utilizando para ello la información solicitada por la Comisión a todas las empresas concesionarias...”. (página 50 del “Estudio de fórmulas tarifarias aplicables a suministros de energía eléctricos sujetos a fijación de precios máximos al nivel de distribución. Cuadrienio 2000-2004. Proceso de fijación año 2000”).

120. Resulta cuestionable que si a GTD Ingenieros Ltda. se le contrató adicionalmente para proponer los valores agregados definitivos, no se le hayan aplicado en su asesoría a la CNE las mismas inhabilidades que se aplicaron a los consultores valores agregados de distribución de la CNE. En efecto, los consultores contratados por la CNE debían comprometerse “a no prestar servicios de consultoría a terceros dentro del país, en materias relativas a la fijación de tarifas eléctricas de distribución, dentro del período comprendido en el contrato” (según el contrato y las bases de licitación). Tenían la obligación de asumir un compromiso escrito en este sentido.

Sin embargo, GTD Ingenieros Ltda. efectuó durante el 2000, a lo menos, las siguientes asesorías en clara contravención a este principio:

-Para Chilectra S.A., un curso de “Interpretación y aplicación del marco regulatorio vigente, en relación con cálculo de precios de nudos en sistemas de subtransmisión”.

-Para la Empresa Eléctrica Puente Alto Ltda., la “aplicación de decreto tarifario vigente a diciembre del año 1999; precios de nudo, recargos por transformación y distancia; valores en puntos de retiro del sistema de subtransmisión de la Empresa Eléctrica Puente Alto Ltda.”.

121. Sólo en 1999 GTD Ingenieros Ltda. efectuó las siguientes asesorías a empresas distribuidoras y que no podían sino tener impacto en el proceso tarifario del 2000:

-Para Chilquinta “Análisis crítico de parámetros tarifarios”.

-Para Emec S.A. “Análisis crítico de parámetros tarifarios”.

-Para Emec S.A. “Criterios de asignación de costos de explotación”.

Las asesorías de 1999 son importantes ya que según las mismas bases administrativas o de licitación de los estudios de los valores agregados de distribución mencionadas en el considerando Nº 7, se estipula que:

“La Comisión se reserva el derecho de inhabilitar como ejecutor del estudio al proponente que mantenga contratos de asesoría, suscritos con anterioridad a la emisión de estas bases, con empresas distribuidoras que pertenezcan al área típica sobre la cual se efectúa propuesta. La existencia de tal situación deberá ser declarada formalmente y por escrito por el consultor proponente en su oferta técnica”.

122. Cabe decir que GTD Ingenieros Ltda. no advirtió formalmente a la CNE la circunstancias de mantener estas asesorías con empresas distribuidoras, como tampoco el estudio de balance de potencia ni el de subtransmisión con Chilectra S.A.. Resulta difícil pensar que la Secretaria Ejecutiva de la CNE no conociera de las asesorías de esta empresa consultora.

El propio gerente general de GTD informó a vuestra Comisión que “... la CNE estaba en conocimiento de que yo había hecho ese estudio en 1997 (subtransmisión), por cuanto en 1998 expuse esa metodología a los mismos funcionarios que están hoy en esa entidad. Ellos nos contrataron sabiendo que habíamos desarrollado esa metodología para Chilectra. No le ocultamos nada a nadie” .[286]

Sin embargo, respecto de las asesorías mencionadas en los considerandos 117 y 118, la Secretaria Ejecutiva de la CNE afirma ante una pregunta sobre el mismo tema que “no tengo información respecto de las consultorías hechas por GTD para otras instituciones durante el año 2000, o previamente. Me parece que es una pregunta que se le debe formular a ellos” .[287]

123. Tampoco le pareció relevante a la CNE, aun cuando asesorías semejantes de los consultores de valores agregados de distribución contratados por la CNE determinaron su exclusión del estudio de ciertas empresas de referencia con las que mantuvieron asesorías .[288] Sin embargo, GTD Ingenieros Ltda. intervino en los valores agregados de distribución y no se le aplicaron las mismas condiciones que a los consultores contratados para calcularlos.

124. Por último, en 1999, GTD Ingenieros Ltda. se presentó a participar para la CNE en los siguientes estudios que finalmente no se ejecutaron:

-Elaboración de una norma relativa a balances de potencia a nivel de distribución” (6 de julio de 1999).

-“Estudio sistema de precios de subtransmisión en electricidad” (17 de diciembre de 1999).

Sin embargo, resalta que hayan sido contratados sólo cinco meses después para efectuar la “determinación de contenidos y elaboración de Bases Técnicas para el cálculo de los Precios de Nudo en Puntos de Retiro de Sistemas de Subtransmisión”. (Resolución exenta Nº 151 de la CNE, de 29 de mayo de 2000).

Si bien la CNE afirma que contrató a GTD en ejercicio de atribuciones que le permiten contratar directamente y amparada en la justificación de la escasez de técnicos calificados en las materias objeto de sus asesorías, hay que destacar que ninguna de ellas pasó por el proceso de toma de razón de la Contraloría General de la República ni fueron materia de acuerdo del Consejo Directivo de la CNE, sino que correspondió una decisión de exclusiva responsabilidad de la Secretaria Ejecutiva de la CNE.

Proceso tarifario y rol regulador del Estado

125. La ley indica un procedimiento para determinar tarifas eficientes. A la CNE no le corresponde evaluar el mérito de los valores entregados en sus estudios, más allá de las atribuciones comentadas al fijar las bases técnicas, empresas modelos, áreas típicas, determinar sus consultores y velar por el cumplimiento de las pautas entregadas. Tampoco al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Ni siquiera el Presidente de la República.

El procedimiento legal para determinar el valor agregado de distribución o las tarifas finales no contiene sesgo alguno a favor o en contra de las empresas distribuidoras. Tampoco respecto de los usuarios.

Sin embargo, cualquier infracción a dicho procedimiento debiera permitir a los afectados reclamar el cumplimiento de la ley. Las empresas concesionarias disponen del inciso segundo del artículo 93, y del artículo 94 de la ley para velar por sus derechos. Así lo hicieron en 1996, cuando sintieron que otras supuestas discrecionalidades de la CNE producían resultados que las perjudicaban (tarifas muy bajas). El problema surge cuando los resultados son objetados por los usuarios, que sienten que las infracciones al procedimiento los perjudican (tarifas muy altas).

Del mismo modo que las empresas tienen el legítimo derecho a reclamar lo que les perjudica, el público tiene derecho a invocar las normas que están establecidas en su beneficio (inciso segundo, artículo 94 de la ley). Sin embargo, la capacidad de reacción no es la misma que las empresas.

Se supone que la CNE velará por todas las partes involucradas y que en el cumplimiento del procedimiento de fijación tarifaria no discriminará a nadie, fuera de los márgenes indicados en la legislación vigente. Sin embargo, no es lo mismo que la CNE suba tarifas por sobre lo estipulado en la ley, a que decida fijarlas por debajo de la misma.

126. La pregunta que fluye como una consecuencia lógica de lo anterior es: ¿quién defiende a los consumidores? Frente a un proceso altamente complejo, cabe advertir la existencia de un desequilibrio manifiesto entre la capacidad de litigar que tienen las empresas (que se protegen frente a rebajas arbitrarias en las tarifas) y el público (que no tiene la misma capacidad, ni la misma protección, frente a un aumento arbitrario de las mismas). En teoría, estos últimos deberían estar protegidos por una “neutralidad” de la propia CNE.

Un proceso altamente complejo, sin que haya una adecuada participación de todos los actores afectados se expone a excesos o a la interposición de recursos judiciales que deterioran la confianza y la credibilidad de las instituciones llamadas a intervenir en el mismo.

Ante la falta de una participación directa de los usuarios en el proceso tarifario, el Estado tiene el deber de velar por el público y sus intereses. En este caso, dicha obligación se confunde con el cumplimiento estricto de la ley.

127. La CNE se ha defendido afirmando que “... es una gran falacia querer creer que el resultado del estudio de un consultor tiene característica de peritaje” .[289]

Cabe decir que el proceso tarifario eléctrico difiere del procedimiento vigente para el sector sanitario y de telecomunicaciones, donde existen comisiones periciales para dirimir diferencias entre la autoridad y las empresas sujetas a tarifas reguladas. Las comisiones periciales también existen en el sector eléctrico tratándose de desacuerdos en la determinación, cada cuatro años, por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, del valor nuevo de reemplazo de cada concesionario en particular, en conformidad al artículo 118 de la ley. En todos estos casos, la ley entrega a la autoridad, como tal, un margen importante en la determinación de los valores finales. Las empresas disponen de la posibilidad de discrepar y dichas discrepancias se resuelven en una comisión pericial.

En cambio, el proceso de fijación de tarifas de distribución difiere de lo anterior, en tanto la ley no entrega a la autoridad el mismo margen de discreción y otorga a todas las partes el derecho a participar por vía de consultores independientes seleccionados por ellas. No hay punto de comparación entre un régimen y otro. Eso es muy distinto a afirmar que los estudios de los consultores de la CNE y de las empresas carecen de valor legal y que el artículo 107 de la ley no tiene el mérito que claramente fluye de su tenor literal.

128. Se ha afirmado que el procedimiento contemplado en la ley para la determinación de las tarifas de distribución, estimula la divergencia entre los estudios de las empresas y de la CNE. Un “estímulo perverso” que “invita a las empresas a intentar subir los precios, y al Regulador, a bajarlos. En vez de aplicar un procedimiento técnico de modelación y determinación de costos de una empresa eficiente operando en el país, los estudios se desarrollan más en función de estimar lo que hará la otra parte y persiguiendo un resultado que atiende los valores vigentes” (“Experiencias Regulatorias de una Década. Balances y propuestas para el futuro” del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción. Capítulo “Evolución de las tarifas eléctricas desde el año 1990” página 167. Ediciones LOM- noviembre 2000).

Sin embargo, según la misma fuente las diferencias máximas entre doce estudios de valores agregados de distribución en los procesos tarifarios de 1984 a 1996 no superaron el 95 por ciento por áreas típicas, lo que sólo ocurrió en 1992 .[290]

Es justamente esta suposición de divergencias, la que lleva a que la ley otorgue valor a los estudios de los consultores de la CNE equivalente a 2/3 del valor final. El ponderador de 2/3 actúa como catalizador de este problema.

Entonces surge la pregunta: ¿qué sentido tiene construir un valor agregado de distribución propio, después de conocer los estudios de las empresas, para acto seguido ponderar? Con esta lógica la autoridad puede hacer cualquier cosa. Si se puede hacer cualquier cosa, ¿qué sentido tiene el ponderador fijado en la ley? Pierde todo sentido. La única explicación al ponderador del artículo 107 de la ley, es que la autoridad encargada de hacer el cálculo final (la CNE) lo cumpla.

129. La peculiaridad de las materias sujetas al estudio de vuestra Comisión consiste en que normalmente las empresas han polemizado decisiones de la autoridad que ha tendido a fijar tarifas por debajo de sus pretensiones. Los problemas han sido con las empresas. Hasta ahora nadie se había imaginado que el regulador (CNE) terminaría polemizando sus propios estudios por considerarlos “subvalorados” y terminara fijando tarifas por sobre lo que indicaban los estudios exigidos por ley.

Las tarifas expresadas en el decreto supremo Nº 632, de 13 de noviembre de 2000, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción (y su modificación posterior), son el resultado de un valor agregado de distribución que no es fruto de la ponderación indicada en el artículo 107 de la ley.

Una vez recibidos los estudios por parte de la CNE, ésta se sintió en el deber de recalcular el valor agregado de distribución para cuatro áreas típicas. Si eso no fue suficiente, modificó sus estimaciones para las horas de uso y factores de coincidencia en magnitudes que terminaron por asignar mayores ingresos totales a las empresas de referencia de cuatro áreas típicas. A dos de ellas, les terminaron por quitar ingresos.

Gracias a estas modificaciones, la rentabilidad de la industria llegó al límite o sobre lo permitido en la ley. Esto nunca había ocurrido. Para llegar a esa cifra, fue necesario que la Superintendencia de Electricidad y Combustibles calculara dos veces los costos de explotación para toda la industria. Aún subsiste la inquietud de que los ingresos considerados para la tasa de rentabilidad económica no cuadran con los costos estimados por dicho órgano de control en el momento de calcular los costos de explotación.

Adicionalmente, la CNE terminó por elevar considerablemente los recargos de subtransmisión a partir de metodologías que aún no están claras.

La magnitud de los cambios para dar lugar a los resultados finales obliga a vuestra Comisión a evaluar la procedencia de las decisiones de la autoridad y ponderar los argumentos que han pretendido justificarlas. Los controles preventivos no prosperaron porque el órgano contralor no dispuso de la información que le permitiera cumplir con su mandato legal.

Finalmente, las tarifas eléctricas han estado bajo controversia pública y los mecanismos para que el público haga valer sus derechos son débiles y sólo se podrían expresar una vez que se comprenda adecuadamente la magnitud del problema que ha sido objeto de esta investigación parlamentaria.

Efecto en las tarifas de distribución.

Comparación 1996-2000

130. Vuestra Comisión ha encontrado cambios en las tarifas de distribución entre lo que ocurrió en el año 2000 y lo que habría ocurrido si se hubiera cumplido estrictamente el procedimiento contemplado en la ley.

131. En cambio, las empresas distribuidoras y la CNE han afirmado que en el proceso del año 2000 se produjo una de las mayores rebajas a las tarifas de distribución que se han efectuado bajo el amparo de la actual normativa.

La CNE ha afirmado que el proceso de 2000 ha representado bajas netas en las tarifas de distribución y que las alzas a los usuarios sólo se explican por los aumentos en los precios de nudo.

Chilectra S.A. afirmó ante vuestra Comisión, por medio de su gerente general, que “lo que es claro e indesmentible es que la rebaja, para Chilectra, ha sido ... la mayor rebaja histórica que nunca Chilectra ha tenido a lo largo de las fijaciones tarifarias”. [291]

Sin embargo, Chilectra S.A. declaró mediante inserción en el diario “El Mercurio” de 22 de abril de 2001, que “un examen histórico muestra que en las tres últimas fijaciones de tarifas de distribución, las rebajas que ha experimentado Chilectra en sus ingresos han sido muy similares:

Como se puede apreciar, el año 2000 no fue el año de mayor rebaja para Chilectra. Lo anterior sólo puede explicarse por los aumentos en los valores de subtransmisión en el año 2000 (que no fueron modificados en 1996) y aun con ellos, no logra satisfacer la afirmación previa en esta consideración.

En general, se ha planteado por la CNE que éste ha sido el proceso tarifario con mayor disminución de tarifas. Sin embargo dicha afirmación no se compadece con los efectos resultantes a nivel de usuarios finales provocados por la fijación de tarifas de distribución y simultáneamente por los cambios en las tarifas de subtransmisión. Esto ha significado, para empresas como Chilectra (y, por lo tanto, para sus clientes) disminuciones de precios de la electricidad, en promedio, incluso menores a las experimentadas en otros procesos tarifarios.

132. Efectivamente, las tarifas de distribución han bajado en cada fijación tarifaria desde 1984. En el caso del período 1996 al 2000 hubo algunos cambios que justifican esta baja:

-La determinación de desagregar a Chilectra (la más grande del sistema) y modelarla en un área típica propia, la llevó a su nivel de máxima eficiencia. Esto iba a producir caídas de ingresos que se tenían que sincerar de alguna manera.

-La ley Nº 19.613, de 8 de junio de 1999, que introdujo multas más severas e incrementó las facultades de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles para ejercer sus funciones y disponer de mejor información sobre el manejo de las empresas concesionarias.

-Un nuevo Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos (decreto supremo Nº 327, del Ministerio de Minería) en 1997, que iba en la misma línea.

-Un nuevo sistema de cuentas a partir de 1998 que obligó a las empresas a cuadrar la información suministrada a la Superintendencia y la que contenían sus propias fichas estadísticas codificadas uniformes (FECU).

-Las comisiones periciales que dirimieron diferencias entre las empresas y la Superintendencia, en 1999, al calcular el valor nuevo de reemplazo en cada caso, también introdujeron, en algunos casos, mayores grados de eficiencia.

Sólo en el caso de Chilectra, todo lo anterior la llevó voluntariamente y por su propia cuenta, a bajar la estimación de sus ingresos de $ 91.500 millones anuales con las tarifas vigentes al año 1999, para reconocer caídas que llevan esos ingresos anuales a $ 58 mil millones, utilizando los antecedentes de costos de inversión, operación-mantenimiento y costos fijos de atención a clientes, proporcionados por Chilectra a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles el mismo año 1999. Lo anterior son los valores entregados por la propia empresa sin optimizar. Cualquier optimización, lógicamente debería llevar a valores inferiores.

Si la propia empresa reconocía que sus ingresos debían bajar, la pregunta siguiente es: ¿cuánto? Por lo demás, esta información estuvo disponible para la CNE y sus consultores durante todo el proceso tarifario. Fue una información detallada y sustentada en los nuevos sistemas de cuentas diseñados por ese organismo fiscalizador.

Comparación CNE 2000-ley vigente 2000

133. Los siguientes cuadros explican lo que ocurrió en el proceso tarifario de 2000 en términos de los ingresos de las empresas de referencia y también lo que debiera haber ocurrido si la CNE no hubiera modificado los valores de sus consultores y hubiera aplicado correctamente los factores de coincidencia.

134. Todos estos resultados son aplicables solamente a las empresas de referencia, ya que el aVNR + COyM sólo se calcula para la empresa modelo. Para estimar el efecto de los factores de coincidencia hace falta el balance de potencia de las restantes empresas concesionarias, lo que no se dispone. Sin embargo, el solo hecho de concluir que no se ha cumplido con los procedimientos legales para calcular correctamente el valor agregado de distribución, así como la aplicación correcta de los factores de coincidencia, permite afirmar la existencia de un impacto para todas las otras empresas no-modelos en dimensiones que vuestra Comisión no puede precisar.

Lo que efectivamente calculó la Comisión Nacional de Energía

135. En la tabla siguiente, la Columna A corresponde al resultado de aVNR + COyM + Costos Fijos calculado por los consultores de la CNE. La columna B indica el valor adoptado por la CNE luego de modificar los estudios de sus consultores. La columna C indica el resultado obtenido por los consultores de las empresas. La columna D muestra el resultado obtenido por la CNE luego de ponderar los valores modificados por ella con los estudios de las empresas, y la columna F muestra el resultado final de ingresos fijado por la CNE luego de aplicar los factores de coincidencia definidos por ella (valores finales expresados en el decreto tarifario):

136. En términos de impactos, lo anterior muestra lo que efectivamente ocurrió en términos de los ingresos de las empresas de referencia. En efecto, la CNE modificó los estudios encargados a sus consultores para luego ponderarlos con los estudios encargados por las empresas distribuidoras.

Posteriormente, mediante una aplicación de los factores de coincidencia, que contraviene el artículo 105 de la ley, logró incrementar el ingreso que había determinado para las empresas de referencia de las áreas típicas 1, 2, 3 y 4, por sobre el valor ponderado de su aVNR+COyM + Costos Fijos. Contrariamente, en las áreas 5 y 6, la aplicación de factores de coincidencia significó una disminución de los ingresos de la empresa de referencia respecto de los costos ponderados de la empresa modelo.

Lo que debió haber calculado la Comisión Nacional de Energía

137. La tabla siguiente muestra (en la columna E) lo que efectivamente debió haber ocurrido si la CNE hubiera actuado de acuerdo a lo señalado en el artículo 107 de la ley, ponderando en cada área los resultados obtenidos por sus consultores y los de las empresas:

El impacto de los cambios.

138. La tabla siguiente mide el impacto en los ingresos de las empresas de referencia en cada una de las áreas, como consecuencia de la modificación de los estudios de los consultores de la CNE y de la aplicación de factores de coincidencia:

-En el área 1, el efecto de cambio de estudios significa un mayor ingreso para Chilectra de $ 9.336 millones al año. Por la aplicación errónea de factores de coincidencia, un mayor ingreso adicional de $ 9.051 millones al año. Ambos efectos combinados significan un mayor ingreso agregado para la empresa (que pagan los usuarios) de $ 18.387 millones por año.

-En el área 2, el efecto de cambio de estudios significa un mayor ingreso para CGE de $ 2.997 millones al año. Por la aplicación errónea de factores de coincidencia, un mayor ingreso adicional de $ 2.811 millones al año. Ambos efectos combinados significan un mayor ingreso agregado para la empresa (que pagan los usuarios) de $ 5.808 millones por año.

-En el área 3, el efecto de cambio de estudios significa un menor ingreso para Emec de $ 363 millones al año. Por la aplicación errónea de factores de coincidencia un mayor ingreso de $ 901 millones al año. Ambos efectos combinados significan un mayor ingreso neto para la empresa (que pagan los usuarios) de $ 538 millones por año.

-En el área 4, no hubo cambio en los estudios de los consultores. Pero el efecto de la aplicación errónea de factores de coincidencia significó un mayor ingreso para la empresa Emelectric de $ 845 millones al año que pagan los usuarios.

-En el caso del área 5, tampoco hubo cambio en los estudios en los consultores. Pero la aplicación errónea de factores de coincidencia significa una disminución anual de ingresos para la empresa Luz Linares de $ 164 millones que también es traspasado a usuarios.

-En el área 6, el efecto de cambio de estudios significa un mayor ingreso para Coopelec de $ 311 millones al año. Por la aplicación errónea de factores de coincidencia, una disminución de $ 341 millones al año. Ambos efectos combinados significan un menor ingreso neto que también es traspasado a usuarios.

Impacto en subtransmisión

139. La siguiente tabla presenta el impacto en subtransmisión, como resultado de los nuevos recargos aplicados por la CNE a las principales empresas de subtransmisión ligadas a empresas distribuidoras. En promedio, se produjo un incremento del orden del 50 por ciento de los ingresos por dicho concepto, traspasados a los usuarios mediante las tarifas. En términos de montos, el mayor incremento se produce en el caso de Chilectra que le reporta a la empresa un mayor ingreso de $ 11.665 millones anuales.

CONCLUSIONES

1.Los procesos de fijación de tarifas de distribución de energía eléctrica han sido controvertidos tanto en el pasado como en el presente. Modificaciones a las bases técnicas, a los factores de coincidencia, el no respetar los estudios de valores agregados de distribución de sus consultores de costos y otros componentes, han generado disputas que comprometen el marco legal y el comportamiento de las autoridades al interpretar el alcance de sus atribuciones. A nuestro juicio, también en este último proceso de fijación tarifario, la Comisión Nacional de Energía se ha excedido en sus atribuciones, afectando con ello los artículos 106, 107 y 111 de la ley.

-Puesta en votación fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

2.Esta situación exige corregir, con urgencia, los vacíos existentes en la normativa vigente.

-Puesta en votación fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

3.Al contratar a GTD Ingenieros Ltda. para realizar los ajustes de los estudios de valores agregados de distribución y proponer estos últimos, la Comisión Nacional de Energía contravino sus propias determinaciones, expresadas en los Términos de Referencia de las Bases Técnicas y los Memorándum Internos, de 17 y 24 de marzo de 2000, que prohibían, a quien elaboraba las bases técnicas y la clasificación de áreas típicas, participar bajo cualquier modalidad en la determinación del valor agregado de distribución.

Asimismo, la Comisión Nacional de Energía no aplicó a GTD Ingenieros Ltda. las mismas inhabilidades que a los consultores de los valores agregados de distribución, no obstante mantener esta empresa consultora asesorías pendientes con empresas concesionarias de distribución durante el proceso de fijación tarifaria 2000 y asesorías previas que pudieron comprometer su imparcialidad.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

4.En la determinación de los factores de coincidencia y horas de uso de las empresas de referencia, la Comisión Nacional de Energía fijó tarifas que establecieron ingresos que resultaron en algunos casos mayores y, en otros, menores a los costos de utilización por parte de los usuarios de los recursos en el nivel de distribución, en contravención de los artículos 105 de la ley y 300 del reglamento.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

5.La Comisión Nacional de Energía no cumplió los plazos para efectuar un correcto cálculo de rentabilidad económica de la industria, en conformidad a los artículos 111 de la ley y 301 y 303 del reglamento, declarando el 53 por ciento de los ingresos totales de la industria el mismo día de la promulgación del decreto tarifario.

Por primera vez, desde la entrada en vigencia de la ley, las tarifas están en el límite de la rentabilidad legal. Los ingresos de la explotación utilizados por la Comisión Nacional de Energía para el cálculo de la tasa de rentabilidad económica de la industria, en el caso de Chilectra S.A., no son consistentes con los costos de explotación informados previamente por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles para esa misma empresa. De no aportar antecedentes nuevos que demuestren que las compras de Chilectra S.A. para vender a Río Maipo no estaban contempladas en los costos de explotación, las tarifas están definitivamente fuera de la banda y la Comisión Nacional de Energía habría contravenido los artículos 108 de la ley y 303 y 304 del reglamento, que la obligaban a corregirlas al límite más próximo superior.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

6.La Contraloría General de la República, en el momento de efectuar la toma de razón del decreto tarifario, no dispuso de la información necesaria para advertir y evaluar la procedencia legal de la magnitud de los cambios introducidos por la Comisión Nacional de Energía en el proceso tarifario que ha sido objeto de esta investigación parlamentaria. Dicha entidad no informó correctamente al organismo contralor acerca del conjunto de sus determinaciones, ni de la naturaleza y el origen de la contratación de GTD Ingenieros Ltda., de modo que hubiera permitido al organismo de control ejercer debidamente sus funciones y velar por el cumplimiento de la ley.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

7.Los cambios en los recargos en subtransmisión representaron aumentos en un 50 por ciento en todo el país y compensaron efectos de rebaja de tarifas en el nivel de distribución en aquellas empresas concesionarias propietarias de instalaciones de subtransmisión.

Dicho impacto, en el caso de las principales empresas distribuidoras que son propietarias de sistemas de subtransmisión, se resume en lo siguiente:

-En Chilectra significa un mayor ingreso anual de 11 mil 665 millones de pesos.

-En CGE significa un mayor ingreso anual de 5 mil 808 millones de pesos.

-En Chilquinta significa un mayor ingreso anual de 2 mil 868 millones de pesos.

-En STS significa un mayor ingreso anual de 1 mil 951 millones de pesos.

-En Conafe significa un mayor ingreso anual de 933 millones de pesos.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

8.Los cambios en subtransmisión no obedecieron a un proceso de cálculo transparente ni a una metodología previsible en el tiempo. Se fundaron en estudios contradictorios, de modo que no existe claridad respecto de si la Comisión Nacional de Energía cumplió con el mandato legal de definir un sistema económicamente adaptado, según lo determinan el Nº 6 del artículo 99 y la letra i) del artículo 150 de la ley y el artículo 281 del reglamento.

La Comisión Nacional de Energía, discrecionalmente, asignó a Chilectra recargos especiales por concepto de enmallamiento, que no fueron reconocidos a otros sistemas de similares características, sin disponer de una estadística de corte que los hubiera justificado, sin evaluaciones del impacto de dichos cortes en los usuarios y a partir de estudios que provenían de la propia empresa beneficiaria.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

9.Resulta inexplicable que, en el momento de calcular los valores de subtransmisión, la Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía no haya advertido la inhabilidad que se desprende de la circunstancia de haber actuado como consultora de GTD Ingenieros Ltda. en una asesoría efectuada a Chilectra S.A., destinada a la misma autoridad, a través de la cual proponía subir los valores de subtransmisión. Ello comprometía su imparcialidad en los términos indicados por el Nº 6 del artículo 64 de la ley Nº 19.653, sobre Probidad Administrativa aplicable a los órganos de la administración del Estado. Esta circunstancia también afectaba a GTD Ingenieros Ltda. en materias de subtransmisión, toda vez que apoyó a la Comisión Nacional de Energía en el proceso de fijación de tarifas de subtransmisión del año 2000.

La Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía estuvo vinculada a GTD Ingenieros Ltda. como directora ejecutiva y consultora de dicha empresa en asesorías nacionales y extranjeras hasta marzo de 2000, por lo que no es aceptable que haya desconocido las anteriores circunstancias inhabilitantes.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

10. El impacto en los ingresos de las empresas de referencia, que representan sobre el 70 por ciento de la industria, en cada una de las áreas típicas, como consecuencia de la modificación de los estudios de los consultores de la CNE y de la aplicación de factores de coincidencia son las siguientes:

-En el área 1 (Chilectra) el efecto neto significa un mayor ingreso agregado para la empresa de 18 mil 387 millones de pesos por año.

-En el área 2 (CGE), el efecto neto significa un mayor ingreso agregado para la empresa de 5 mil 808 millones de pesos por año.

-En el área 3 (Emec), significa un mayor ingreso neto para la empresa de 538 millones de pesos por año.

-En el área 4 (Emelectric), no hubo cambio en los estudios de los consultores. Pero, el efecto de la aplicación de factores de coincidencia significó un mayor ingreso para la empresa de 845 millones de pesos al año.

En el caso del área 5 (Luz Linares), tampoco hubo cambio en los estudios en los consultores. La aplicación de factores de coincidencia significó una disminución anual de ingresos para la empresa de 164 millones de pesos.

-En el área 6 (Coopelec), el efecto neto significó un menor ingreso neto de 30 millones 462 mil pesos.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

11. Los efectos de las infracciones anteriores en las tarifas de distribución, se pueden apreciar solamente en las empresas de referencia, considerando que los ingresos se estiman a partir de las empresas modelos y que los balances de potencia no se conocen para las demás concesionarias.

En el caso de las restantes empresas que representan alrededor del 30 por ciento, el solo hecho de concluir que no se ha cumplido con los procedimientos legales para calcular correctamente el valor agregado de distribución, así como la aplicación correcta de los factores de coincidencia, permite afirmar la existencia de un impacto para todos las otras empresas no-modelos en dimensiones que vuestra Comisión no puede precisar.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

RECOMENDACIONES

Se hace necesario colocar las sugerencias en su debida perspectiva. El decreto con fuerza de ley Nº 1, de 1982, del Ministerio de Minería, ley General de Servicios Eléctricos, descansa en el concepto de “empresa modelo”, que ya lleva 20 años de implementación. Cada proceso tarifario ha representado una evolución en relación con los anteriores. De este modo, se han perfeccionado las bases técnicas y los sistemas de cuentas, así como también las exigencias de calidad de servicio. Si en 1996 existía poca capacidad para velar por el contenido de los estudios de las empresas, el reglamento de la ley, aprobado mediante decreto supremo Nº 327, de 1998, del mismo Ministerio, otorgó atribuciones para velar por la supremacía de las bases técnicas y que dichos estudios se ciñeran a ellas.

Sin embargo, los problemas detectados en las últimas fijaciones tarifarias (y que motivaron recursos judiciales en 1996 por las empresas y una investigación parlamentaria por el proceso del año 2000) dicen relación con la forma de valorar ciertos componentes de una empresa modelo, así como la manera en que la autoridad ejerce o pondera sus atribuciones, en temas tales como modificaciones a las bases técnicas, criterios de definición de áreas típicas, cálculo de factores de coincidencia, cálculo de la tasa interna de retorno, tratamiento de los derechos municipales, la calidad de servicio, los sistemas de auditoría, etcétera.

Algunos han considerado que este debate muestra las debilidades del sistema y proponen una modificación sustantiva del modelo tarifario en el sector eléctrico. Sin embargo, justo es reconocer que los problemas actuales no son la manifestación de un modelo defectuoso, sino (al revés) la expresión del perfeccionamiento en la información acumulada. Tampoco es la expresión de una legislación poco clara o ambigua. Por lo mismo, hay que tener cuidado en introducir cambios que -en vez de resolver problemas conocidos-, introduzcan inestabilidad hacia fórmulas con efectos desconocidos o cambios que retrotraigan claros avances de los últimos años.

La información acumulada por los organismos fiscalizadores es la fuente a partir de la cual se han descubierto inconsistencias entre los estudios o cuestionamientos a los criterios empleados. En síntesis, lentamente las tarifas eléctricas han dejado de ser un tema de unos pocos entendidos y se hace necesario dar paso a una mayor transparencia a partir del mismo modelo. Dar expresión institucional a un público que merece participar y que siente que estos procesos tarifarios se desenvuelven bajo modalidades de mucha complejidad y hermetismo, en un momento en que existe mayor conciencia ciudadana a su respecto.

Por lo anterior, este informe tiene especial cuidado de no hacer grandes proposiciones de cambio en el régimen tarifario, ni en las instituciones que intervienen, ni en el procedimiento. La autoridad no tiene por qué sentir que las normas en este sector no son claras. Deben respetarlas. Sin embargo, de mantenerse el actual modelo, se hace necesario efectuar ciertas adecuaciones que permitan disminuir el grado de conflicto asociado a cada fijación, así como el que todas las partes que intervengan lo hagan sobre supuestos comunes y debidamente conocidos. Sólo así se introducirá el ingrediente que falta, que coopere en la debida eficacia de la ley y un sano equilibrio entre los sectores afectados.

1.Para evitar que se produzca un excesivo estímulo a la divergencia entre estudios de valor agregado de distribución, el flujo de información disponible sobre la industria debe obedecer a un modelo auditable y permanente en el tiempo. Por lo tanto, es necesario crear un sistema de contabilidad regulatoria en el sector eléctrico que, además, sea congruente con los otros sectores de servicios públicos. También debe existir información disponible tanto para los diversos actores que participan en el proceso como para las empresas y el público en general. Se trata de evitar que la determinación de los costos de explotación, del valor nuevo de reemplazo y del valor agregado de distribución se efectúe a partir de supuestos o antecedentes distintos. No es aceptable que la Comisión Nacional de Energía, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles y las empresas tengan insumos contradictorios para la elaboración de sus estudios o valores.

-Puesta en votación, fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

2.Los antecedentes de los procesos tarifarios, durante su desarrollo y una vez concluidos, deben hacerse públicos y ponerse a disposición de todos los interesados, de modo de ponderarlos para que sean coherentes con los procesos posteriores.

-Puesta en votación, fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

3.Resulta necesario mejorar el funcionamiento de los controles preventivos. La Contraloría General de la República debería recibir toda la información involucrada de los procesos de fijación tarifaria -no sólo la relativa a los valores finales- y contar con algún procedimiento que le permita velar por el cumplimiento de la ley en todas las fases del proceso. La información suministrada a la Contraloría es insuficiente y el control de legalidad practicado por el ente fiscalizador es incompleto, puesto que se presume una actuación correcta y regular, por parte de la autoridad, en las etapas más complejas de la fijación tarifaria.

No basta que la Comisión Nacional de Energía informe de manera general sobre sus valores, ni que ponga a disposición de la Contraloría General de la República el conjunto de antecedentes sin una adecuada explicación del detalle de cómo se llegó a los valores finales.

-Puesta en votación, fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

4.Considerando que la toma de razón es posterior a la vigencia de las tarifas, la Contraloría General de la República debería establecer algún procedimiento formal que permita alertar de cualquier problema, sin necesidad de depender de recursos judiciales -como fue en 1996- o de una comisión investigadora -como fue para el caso del 2000-. Las dos experiencias deberían servir de alerta de que se hace necesario un mayor control preventivo hacia el futuro.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

5.Los usuarios deberían tener una participación formal en el proceso tarifario.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

6.Se debe regular en forma clara hasta cuándo y en qué magnitud se pueden hacer cambios a las bases técnicas de los estudios de valores agregados de distribución. También se debería estipular un procedimiento objetivo y formal para ello. Las aclaraciones no deben ser el instrumento para que la Comisión Nacional de Energía haga cambios sustantivos a sus propias bases técnicas.

-Puesta en votación, fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

7.Los factores de coincidencia, los factores de sectorización, las zonas de distribución y demás parámetros tarifarios deberían formar parte de las bases técnicas, conjuntamente con las áreas típicas y la determinación de las diversas empresas modelos. Es injusto mantener un tema de esta importancia al exclusivo arbitrio de la autoridad, más aún si se fijan cuando ya se han entregado los estudios y en función de ellos.

-Puesta en votación, fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

8.La autoridad debe despejar de manera anticipada la potencia (demanda) estimada para los diversos estudios. No es aceptable que sea fuente de inconsistencias o divergencias con sus propios cálculos y con la información que las empresas han suministrado a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles respecto de sus compras y ventas de energía.

-Puesta en votación, fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

9.La Comisión Nacional de Energía debiera establecer un régimen transparente de contratación de sus estudios y consultorías. Además, debiera existir un sistema claro de inhabilidades para quienes han estado como integrantes o como consultores de empresas reguladas.

Debería estudiarse una norma análoga al artículo 58 de la ley Nº 18.575, sobre Bases Generales de la Administración del Estado, modificado por la ley Nº 19.653, sobre probidad administrativa aplicable a los órganos de la administración del Estado, que impide a ex autoridades o ex funcionarios de una institución fiscalizadora desempeñarse en entidades privadas sujetas a fiscalización hasta seis meses después de haber expirado en sus funciones. Se debería estudiar, a la inversa, una norma para aquellos que han asesorado previamente a empresas en materias que después inciden directamente en la esfera de su competencia como reguladores.

-Puesta en votación, fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

10. Dado que la ley atribuye un valor legal a los estudios de los consultores de valor agregado de distribución, es lógico que se debe velar por la independencia de dichos estudios y evitar contaminaciones con otros procesos que inciden directa o indirectamente en el proceso tarifario. De este modo, no es aceptable que consultores intervengan en el cálculo de los costos de explotación (por empresa y por industria) después de haber intervenido en el cálculo del valor agregado de distribución.

-Puesta en votación, fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

11. Asimismo, si la ley le entrega al Consejo de ministros de la Comisión Nacional de Energía la responsabilidad de efectuar ciertas contrataciones que superen cierto umbral, no es lógico que se burle esa disposición por medio de sucesivas contrataciones a la misma consultora, en que cada una de ellas está por debajo del límite máximo, pero que, consideradas en su conjunto, lo superan ampliamente. El límite debería ser evaluado, a lo menos, anualmente por ejercicio presupuestario. Si la Comisión Nacional de Energía desea concentrar sus contrataciones en un solo consultor, ello debería pasar por el Consejo de ministros respectivo y no depender de la sola firma del Secretario Ejecutivo de la entidad.

-Puesta en votación, fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

12. Deberían cumplirse los plazos para calcular la tasa de rentabilidad económica de la industria y velar por que los ingresos estimados por las empresas corresponden a los que resultan de aplicar las tarifas básicas preliminares, con todos los factores de coincidencia definitivos. No debería haber sucesivos cambios en función de los factores de coincidencia. El chequeo de rentabilidad de la industria debería admitir controversia antes de la entrada en vigencia de las tarifas, de modo de evitar que toda la industria sufra las consecuencias de errores de cálculo en determinadas empresas.

-Puesta en votación, fue aprobada por mayoría de votos.

13. Se hace indispensable reglamentar los procedimientos de determinación de recargos de subtransmisión y la seguridad de servicio implícita en ellos, de modo que en definitiva no dependan en forma exclusiva de la autoridad de turno. Se sugiere estudiar la incorporación de comisiones periciales para dirimir diferencias entre la autoridad y las empresas en su determinación. La extensión de estas comisiones periciales en el sector eléctrico y en la determinación de las tarifas de distribución debe cuidar de establecer resguardos para garantizar su independencia y transparencia en el procedimiento.

-Puesta en votación, fue aprobada por la unanimidad de los diputados presentes.

ENVÍO DE ANTECEDENTES

1.Se hace indispensable que la Contraloría General de la República revise los antecedentes y las conclusiones de este informe. Para ello, vuestra Comisión considera pertinente enviarle todos los antecedentes recibidos durante el ejercicio de su labor, incluyendo copia del informe y las actas de las sesiones.

2.Asimismo, en relación con la conclusión Nº 5, corresponde enviar este informe y copia de los antecedentes relativos al cálculo de tasa de rentabilidad de la industria, a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, para los efectos de lo dispuesto en los artículos 108, 110 y 138 de la ley.

3.Por último, en conformidad al inciso final del artículo 301 del Reglamento de la Corporación, corresponde enviar copia de este informe a S.E. el Presidente de la República, como asimismo, a la Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía.

XIII. PROPUESTA APROBADA SOBRE EL LITORAL CENTRAL.

Considerando:

a)La situación que afecta a los habitantes de las comunas del litoral central derivada del incremento significativo de las tarifas de suministro eléctrico;

b)La circunstancia de que ello se ha originado por un traspaso de la concesión de parte de Chilquinta a la Empresa Eléctrica del Litoral S.A., con la consecuencia de que las tarifas se fijan en relación con el consumo máximo de los meses de verano y que tal recargo se aplica exclusivamente a los usuarios de esta última empresa;

c)Que ello afecta a personas de menores recursos que habitan en las comunas del litoral central durante todo el año, y

d)Que la situación ha causado conmoción pública y que son frecuentes las protestas y manifestaciones de diversa índole por parte de los afectados.

La Comisión de Minería y Energía acuerda proponer a la honorable Cámara de Diputados la aprobación de la siguiente propuesta:

1.Solicitar de S.E. el Presidente de la República que arbitre las medidas tendientes a solucionar la situación denunciada, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, haciendo uso de la facultad conferida en el inciso segundo del artículo 92 del decreto con fuerza de ley Nº 1, de 1982, del Ministerio de Minería, ley General de Servicios Eléctricos.

XIV. CONSTANCIAS.

De acuerdo con lo prevenido en el artículo 301 del Reglamento de la Corporación, se deja constancia de lo siguiente:

1.Por acuerdo de la Comisión, forman parte de las conclusiones y recomendaciones aprobadas, las consideraciones que les sirven de fundamento.

2.Se deja constancia, por acuerdo de la Comisión, de que los diputados señores Leal, Valenzuela y Vilches suscribieron la propuesta del diputado señor Molina y que la diputada señora Ovalle hizo lo mismo en relación con la proposición del diputado señor Jocelyn-Holt.

3.Igualmente, se hace constar que el diputado señor Leay concurrió con su voto a la aprobación de las conclusiones números 1 y 2 del informe.

-o-

Se designó diputado informante al señor Mulet, don Jaime.

Sala de la Comisión, a 6 de noviembre de 2001.

Tratado y acordado en sesiones celebradas los días 14, 15 y 16 de mayo; 4, 5, 12, 18 y 19 de junio; 3, 4, 16, 17, 18 y 31 de julio; 14 de agosto y 5 y 11 de septiembre; 2, 9, 16 y 30 de octubre, y 6 de noviembre de 2001, y en reuniones en comité de fechas 4, 11 y 30 de julio del mismo año, con la asistencia del diputado señor Mulet, don Jaime (Presidente), de las diputadas señora González, doña Rosa, y Ovalle, doña María Victoria, en reemplazo del señor García-Huidobro, don Alejandro, y de los diputados señores Jocelyn-Holt, don Tomás, en reemplazo del señor Jiménez, don Jaime; Leal, don Antonio; Leay, don Cristián; Molina, don Darío; Mora, don Waldo; Prokurica, don Baldo; Rincón, don Ricardo; Rocha, don Jaime; Valenzuela, don Felipe, y Vilches, don Carlos.

Asistieron, por la vía del reemplazo, los diputados señores Ascecio, don Gabriel; Dittborn, don Julio; Hernández, don Miguel; Silva, don Exequiel; Tuma, don Eugenio; Velasco, don Sergio, y Villouta, don Edmundo.

Concurrieron, además, los diputados señores Elgueta, don Sergio; Lorenzini, don Pablo; Navarro, don Alejandro; Pareto, don Luis, y Recondo, don Carlos.

(Fdo.): ELENA MELÉNDEZ URENDA, Abogada Secretaria de la Comisión”.

ANEXO DE DOCUMENTOS

1.Presentación en data show efectuada por el diputado señor Tomás Jocelyn-Holt titulada “Investigación de tarifas eléctricas 2000-2001”. (sesión 105ª, 14.05.01).

2Documento elaborado por la Comisión Nacional de Energía denominado “Fijación de tarifas eléctricas. Período 2000-2001”. (sesión 105ª, 14.05.01).

3.Minuta de la Comisión Nacional de Energía sobre “La fijación de tarifas eléctricas (y por qué la acusación de un grupo de diputados es errónea)”. (sesión 105ª, 14.05.01).

4.Presentación en data show efectuada por el Jefe del Área Eléctrica de la Comisión Nacional de Energía, señor Rodrigo Iglesias, titulada “Fijación de Tarifas Eléctricas período 2000-2001”. (sesión 107ª, 15.05.01).

5.Tres anexos entregados por la Comisión Nacional de Energía con copias de contratos celebrados con diversas empresas consultoras y sus respectivos antecedentes, entre el 24 de marzo y el 31 de agosto de 2000. (sesión 107ª 15.05.01).

6.Certificados de rentas y cotizaciones previsionales de la Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora Vivianne Blanlot, en el período comprendido entre agosto de 1997 y julio de 1999. (sesión 107ª, 15.05.01).

7.Cuadro de comparación de ingresos por ventas en nivel de distribución (Fijación 1996-Fijación 2000). (sesión 108ª, 16.05.01).

8.Dos currículos de la Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora Vivianne Blanlot. (sesión 108ª, 16.05.01).

9.Exposición en data show del gerente general de GTD Ingenieros Ltda., señor Héctor Lagunas. (sesión 108ª, 16.05.01).

10. Documento reservado titulado “Estudios Contratados por Área Eléctrica Comisión Nacional de Energía, período 1994-2001”, de mayo de 2001. (sesión 108ª, 16.05.01).

11. Oficio Nº 48-01, de 15.05.01, de la Superintendencia de Valores y Seguros, sobre composición accionaria de las empresas generadoras transmisoras y distribuidoras de energía eléctrica. (sesión 109ª, 04.06.01).

12. Documento de la exposición del señor Andrés Alonso, ex Jefe del Área Eléctrica de la Comisión Nacional de Energía. (sesión 110ª, 04.06.01).

13. Parámetros utilizados en las fórmulas tarifarias -Resolución Nº 023-97 P/CTE. (sesión 110ª, 04.06.01).

14. Fallo de 12.11.99, que resuelve el recurso de protección interpuesto por dieciséis empresas en contra del Presidente de la República y de los ministros de Minería y de Economía, Fomento y Reconstrucción. (sesión 110ª, 04.06.01).

15. Comunicación de Eleconsult S.A., de 04.06.01, que contiene una síntesis de los trabajos realizados por encargo de la Comisión Nacional de Energía en el período comprendido entre marzo de 1994 y junio de 200, con indicación de la fecha de los contratos, el modo de contratación y el plazo de ejecución de los mismos, así como también las nóminas de socios de la empresa y de los consultores externos que han sido contratados. (sesión 111ª, 05.06.01).

16. Oficio reservado Nº 490, de 12.06.01, de la Comisión Nacional de Energía, que adjunta la siguiente documentación:

a)Informes sobre fijación de precios de nudo en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), de abril de los años 2000 y 2001 e informe técnico preliminar de la fijación de precios de nudo en el Sistema Interconectado Central (SIC), correspondiente al mes de octubre de 2000 (caja 1);

b)Estudios sobre cálculo de los precios de nudo en puntos de retiro de los sistemas de subtransmisión (cajas 2 y 3);

c)Antecedentes de la Comisión Nacional de Energía sobre sistemas de subtransmisión y de transmisión (caja 4);

d)Estudios del sistema de precios de subtransmisión de la Comisión Nacional de Energía realizados por Synex; estudio de costos de servidumbres prediales en sistemas de subtransmisión, efectuado por Maximiliano Sánchez y Cía Ltda. y documento de la Comisión Nacional de Energía titulado “Actualización de los recargos de subtransmisión”, de octubre de 2000, (caja 5);

e)Estudio del cálculo del valor agregado de distribución (área típica Nº 1) elaborado por las empresas Inecom, Ingenieros y Economistas Consultores S.A. (cajas 6 y 7);

f)Estudios del cálculo del valor agregado de distribución para las empresas integrantes de las áreas de distribución típicas números 2 y 3, efectuado por Hagler Bailly S.A.; para las empresas del área de distribución típica Nº 4, elaborado por Constar Ingenieros Consultores y Price Waterhouse e Inversiones Serra Ltda. y para las empresas del área de distribución típica Nº 5, confeccionado por estas dos últimas (caja 8);

g)Estudio de cálculo del valor agregado de distribución para las áreas típicas números 1, 4 y 5, elaborado por el Consorcio Soluciones Integrales y Mega-Red Ingenieros Ltda. (caja 9);

h)Estudio de los componentes del valor agregado de distribución para las áreas típicas 2, 3 y 6 Eleconsult, Ingenieros Eléctricos Consultores S.A. y por la Facultad de Ciencias Económicas y Administrativas de la Universidad de Chile) (caja 10);

i)Antecedentes de ingresos por aplicación de tarifas preliminares de las empresas de distribución (caja 11);

j)Recurso de protección interpuesto por la empresa Chilectra S.A. ante la I. Corte de Apelaciones en contra de la Comisión Nacional de Energía e informe de este último organismo;

k)Sentencia de 31.01.97 de la I. Corte de Apelaciones de Santiago, que falla los recursos roles 3542-96/3600-96 y 3670-96;

l)Sentencia de la Excma. Corte Suprema de 28.04.97, y

m)Nombres de las empresas, miembros de los directorios y/o socios y consultores de las mismas, contratados por la Comisión Nacional de Energía durante el año 2000 y hasta mayo de 2001. (sesión 112ª, 12.06.01).

17. Oficio reservado Nº 491, de 12.06.01, de la Comisión Nacional de Energía, que adjunta la siguiente documentación:

a)Nómina de la totalidad de las empresas que, a partir del 11.03.90, han participado en calidad de consultores externos en la fijación de tarifas eléctricas;

b)Cuadro comparado que consigna los informes entregados por las empresas concesionarias de distribución y los cálculos aritméticos ponderados de los valores agregados resultantes de los estudios efectuados por la CNE;

c)Nómina de las entidades y personas que tuvieron participación en la promulgación del decreto tarifario publicado con fecha 17.11.00. (sesión 112ª, 12.06.01),

18 Oficio reservado Nº 492, de 12.06.01, de la Comisión Nacional de Energía, mediante el cual remite antecedentes relativos a la cantidad de contratos celebrados por la Comisión Nacional de Energía desde 1994 a junio de 2001, incluyendo detalles de los participantes. (sesión 112ª, 12.06.01).

19. Oficio reservado Nº 493, de 12.06.01, de la Comisión Nacional de Energía, que adjunta la siguiente documentación:

a)Banda de precios (comparación de precios contra precio a cliente libre);

b)Proceso completo de licitación del estudio de valores agregados de distribución para el año 2000;

c)Informe técnico de la Comisión Nacional de Energía denominado “Fijación de fórmulas tarifarias para empresas concesionarias de servicio público de distribución”, de noviembre de 2000, (caja 12), que contiene:

i.Definición de Áreas Típicas: Bases para el Cálculo de las Componentes del Valor Agregado de Distribución (VAD).

ii.Informe GTD del estudio: “Definición de Áreas Típicas para la Comisión Nacional de Energía”.

iii. Informe final GTD: “Estudio de Fórmulas Tarifarias Aplicables a Suministros de Energía Eléctrica Sujetos a Fijación de Precios Máximos al Nivel de Distribución” y documentos con rectificaciones a los decretos Nº 632 y 723, de noviembre y diciembre de 2000, ambos del Ministerio de Economía.

-Informe técnico definitivo de la Comisión Nacional de Energía sobre fijación de precios de nudo en el Sistema Interconectado Central, con un anexo sobre actualización del valor del costo de falla.

-Estudio de factores de penalización en el Sistema Interconectado Central (contrato Comisión Nacional de Energía-Endesa).

-Estudios realizados por GTD Ingenieros Ltda. sobre cálculo de factores de penalización de la energía y potencia.

-Bases para el cálculo de las componentes del valor agregado de distribución y definición de áreas típicas, modificaciones y correspondencia asociada.

d)Opinión de la Comisión Nacional de Energía sobre los derechos municipales y fundamentos de la misma, así como copias de correspondencia asociada y las bases de los estudios pertinentes.

e)Oficio Nº 02547-2000, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en que solicita considerar un número aproximado de 35 aspectos en el decreto tarifario.

f)Oficio Nº 07071-2000, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, mediante el cual informa sobre proporción de aportes de terceros y valores nuevos de reemplazo de concesionarias de servicio público de distribución de energía eléctrica.

g)Oficio Nº 07135-2000, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, por el cual informa costos de explotación para las empresas concesionarias de servicio público de distribución. (sesión 112ª, 12.06.01).

20. Documento elaborado por el Consorcio Soluciones Integrales S.A. y Mega-Red Ingenieros Ltda. titulado “Estudio del VAD-Año 2000”, de junio de 2001. (sesión 112ª, 12.06.01).

21. “Antecedentes de Mega-Red Ingenieros Ltda.”, de septiembre de 2000. (sesión 112ª, 12.06.01).

22. Boletas de honorarios pagados por la Comisión Nacional de Energía al señor Juan Cembrano, de Mega-Red, por concepto del estudio plan de obras del Sistema Interconectado Central, según resolución Nº 212, de noviembre de 1995. (sesión 112ª, 12.06.01).

23. Documento reservado enviado por Mega-Red Ingenieros Ltda., titulado “Estudio del valor agregado por concepto de costos de distribución. Bases técnicas-borrador 2”. (sesión 112ª, 12.06.01).

24. Documento reservado de Mega-Red Ingenieros Ltda. titulado “Bases para el estudio de valores agregados de distribución. Definición de áreas típicas de distribución”, de abril de 1996 (sesión 112ª, 12.06.01).

25. Antecedentes reservados entregados por Mega-Red Ingenieros Ltda., en que constan:

i.Informes elaborados por dicha empresa consultora:

a)“Análisis de costos de inversión de empresas concesionarias de servicio público de distribución”, de febrero de 2000;

b)“Análisis preliminar de los costos de generación diesel en la isla Robinson Crusoe”;

c)“Estudio Programa de Obras de Generación y Transmisión del Sistema Interconectado Central”;

d)“Bases para el Reglamento de interconexión eléctrica y el suministro de energía eléctrica entre la República de Chile y la República Argentina. Etapa 1”;

e)“Estudio Sistema de precios de subtransmisión de electricidad. Etapa 1: Modelo preliminar para costos”;

f)“Reglamentación del protocolo de interconexión eléctrica con Argentina. Etapa técnica”:

g)Informe final “Grupo de Trabajo de regulación documento interno”;

h)“Estudio de Valores Agregados de Distribución, de agosto de 1996”, y

ii.Documento elaborado por Consorcio Soluciones Integrales S.A. y Mega-Red Ingenieros Ltda., titulado “Estudio de VAD, de áreas típicas 1, 4 y 5”. (Caja Mega-Red). (sesión 112ª, 12.06.01).

26. Carta de la Comisión Nacional de Energía con aclaraciones en respuesta a las observaciones formuladas por las empresas concesionarias y por consultores respecto de las bases para el cálculo del valor agregado de distribución. (sesión 112ª, 12.06.01).

27. Escrito presentado por el representante de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles en los autos sobre recursos de protección deducidos por las empresas distribuidoras en contra de la dicho organismo (1996-2000) y fallo de la Corte Suprema, de 28.04.97 (sesión 114ª, 18.06.01).

28. Resumen estadístico de contratos de la Comisión Nacional de Energía. (sesión 114ª, 18.06.01).

29. Rectificaciones efectuadas por la Comisión Nacional de Energía a las expresiones vertidas por el ex Jefe del Área Eléctrica, señor Andrés Alonso, en la Comisión. (sesión 114ª, 18.06.01).

30. Copia del acta de la sesión del consejo de la Comisión Nacional de Energía, de 09.06.00 (sesión 114ª, 18.06.01).

31. Copia de la Resolución Nº 13, de 09.05.85, que modifica la resolución Nº 01/81, ambas de la Comisión Nacional de Energía. (sesión 114ª, 18.06.01).

32. Documento titulado “Informe Final: Costos de Explotación 1999 Empresas Distribuidoras de Electricidad Análisis informe Deuman Ingenieros”, elaborado por Eleconsult Ingenieros Eléctricos Consultores S.A., enviado por el Ministerio de Minería y Energía. (sesión 117ª. 03.07.01).

33. Oficio reservado Nº 561, de 03.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, que adjunta la siguiente documentación:

a)Minuta explicativa de la naturaleza de la participación de los señores Daniel Salazar y Jorge Muñoz en el proceso de fijación de tarifas del año 2000, y

b)Minuta explicativa de todos los pagos efectuados por la Comisión Nacional de Energía, por concepto de incentivos o premios, respecto de asesorías y consultorías contratadas a partir de1994. (sesión 117ª, 03.07.01).

34. Oficio reservado Nº 562, de 03.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, por el cual remite copia del contrato de prestación de servicios entre dicho organismo y GTD Ingenieros Consultores Ltda. y la Resolución exenta Nº 99, de 30.03.00, que lo aprueba y otros antecedentes. (sesión 117ª, 03.07.01).

35. Oficio Nº 563, de 03.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, por el cual remite los siguientes documentos relativos a la información requerida sobre la preparación de antecedentes para las bases técnicas en el estudio del valor agregado de distribución, contratado por la Comisión Nacional de Energía a Mega Red, en 1995:

a)Copia del documento titulado “Bases para el Cálculo de las componentes del Valor Agregado de Distribución (VAD) de los procesos tarifarios de los años 1984, 1988, 1992, 1996 y 2000”, y

b)Documento “Preparación de Antecedentes para Bases Técnicas Estudio Valor Agregado de Distribución” contratado por la Comisión Nacional de Energía a Mega-Red en 1995. (sesión 117ª, 03.07.01).

36. Oficio Nº 564, de 03.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, mediante el cual remite un cuadro elaborado por dicho organismo, que contiene una comparación de fijaciones tarifarias en el período 1996-2000, criterios y metodologías empleadas. (sesión 117ª, 03.07.01).

37. Oficio Nº 565, de 03.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, que adjunta siguiente documentación:

a)Información respecto del ránking de las propuestas técnicas y económicas que sirvieron de base para la adjudicación de los estudios de los valores agregados de distribución, acompañando copia de los contratos y del acta del Consejo de ministros en la que se adjudica el estudio del valor agregado de distribución;

b)Registro de los consultores para los estudios de valor agregado de distribución de las empresas y antecedentes que sirvieron de base para la confección de dicho registro, y sistema de acreditación de las empresas consultoras para formar parte de dicha nómina, y

c)Cuadro sobre cálculo de rentabilidad de la industria. (sesión 117ª, 03.07.01).

38. Oficio Nº 2774, de 25.06.01, del Servicio de Impuestos Internos, que informa respecto de los criterios que se utilizan para contabilizar los derechos municipales que deben pagar las empresas. (sesión 117ª, 03.07.01).

39. Documento secreto enviado por Mega-Red Ingenieros Ltda. titulado “Revisión de los indicadores de Calidad de Servicio en los sistemas de Distribución”. (sesión 117ª, 03.07.01).

40. Antecedentes enviados por la Compañía General de Electricidad S.A., en relación con:

a)Variación porcentual del Valor Agregado de Distribución (VAD), Tarifa de Compra (Precio Nudo) y tarifa final CGE (tarifa a público), y

b)Desagregación de tarifa final a público por consumos tipo en zonas de concesión de CGE (residencial-industrial). (sesión 117ª, 03.07.01).

41. Minuta del Instituto de Ingenieros de Minas. (sesión 117ª, 03.07.01).

42. Minuta explicativa de la Comisión Nacional de Energía en respuesta a la preocupación manifestada por el Instituto de Ingenieros de Minas en relación con las modificaciones introducidas a la metodología del cálculo de precio de nudo. (Oficio Nº 030, de 08.01.01) (sesión 117ª, 03.07.01).

43. Estadística hidrológica del Sistema Interconectado Central. (sesión 117ª, 03.07.01).

44. Minuta de la Asociación Chilena de Municipalidades titulada “Tarifa Eléctrica para el Alumbrado Público”. Conclusiones de la Comisión de Servicios Eléctricos y Energía en el marco del V Congreso de la ACHM. (reunión en comité, 04.07.01).

45. Fallo de la Corte de Apelaciones de Santiago, dictado el 15.01.01, que resuelve el recurso de reclamación interpuesto por Chilectra S.A. en contra de la Resolución exenta Nº 878, de 15.05.00, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, por no haber dado lugar al recurso de reposición interpuesto por esa empresa en contra de la resolución exenta Nº 314 de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. (reunión en comité, 04.07.01).

46. Resolución exenta Nº 314, de 09.02.00, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, que aplica sanción a Chilectra S.A. por transgredir normativa vigente que indica. (reunión en comité 04.07.01).

47. Fallos de la Corte Suprema que resuelve el recurso de apelación interpuesto en contra de la mencionada sentencia. (reunión en comité 04.07.01).

48. Fallo de la Corte de Apelaciones de Santiago, de 09.03.96, que resuelve el recurso de protección interpuesto por Chilectra S.A. en contra de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles por la dictación de la resolución exenta Nº 049, de 17.01.96. (reunión en comité, 04.07.01).

49. Carta del señor Alcalde de El Tabo, de 09.07.01, mediante la cual expone la situación que afecta al litoral central, en relación con las altas tarifas que deben pagar los habitantes de esa zona por concepto de electricidad (reunión en comité 11.07.01).

50. Observaciones de la Comisión Nacional de Energía a la minuta entregada el 18.06.01 por el diputado Jocelyn-Holt (sesión 118ª, 16.07.01).

51. Exposición efectuada por representantes de Chilectra S.A., mediante el sistema data show (sesión 118ª, 16.07.01).

52. Oficio Nº 590, sin fecha, de la Comisión Nacional de Energía, que adjunta la siguiente documentación:

a)Resolución exenta Nº 88, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, de 30.05.01, que resuelve divergencias en el centro de despacho económico de carga del sistema interconectado central, y

b)Oficio Nº 406, de 11.05.01, de la Comisión Nacional de Energía al ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción, mediante el cual remite un informe referente a la divergencia suscitada en relación con “Tratamiento que debe darse en el balance de valorización de transferencias de energía a consumos que se realicen y se constate que no tienen contrato de suministro y a las acciones y medidas operativas que debe adoptar la Dirección de Operación, habida consideración su impacto en la seguridad global de servicio y la garantía de los derechos de servidumbre de paso de energía”. (sesión 118ª, 16.07.01).

53. Oficio reservado Nº 591, de 11.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, que adjunta la siguiente documentación:

a)Copia de las cartas enviadas a cada empresa distribuidora con objeto de remitir las tarifas básicas preliminares correspondientes a la fijación de fórmulas tarifarias para las empresas concesionarias de servicio público de distribución.

b)Formato de la información solicitada a las empresas distribuidoras. (sesión 118ª, 16.07.01)

54. Oficio reservado Nº 592, de 11.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, mediante el cual remite:

a)Informe elaborado por GTD Ingenieros Consultores Ltda. para la Comisión Nacional de Energía titulado “Determinación de Contenidos y Elaboración de Bases Técnicas para el cálculo de los precios de nudo en puntos de retiro de sistemas de subtransmisión”.

b)Informe elaborado por GTD para Chilectra S.A. titulado “Cálculo de costos y Tarificación del sistema de subtransmisión de Chilectra S.A.”, de julio de1998. (sesión 118ª, 16.07.01).

55. Oficio reservado Nº 593, de 11.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, mediante el cual se remite un informe titulado “Algunos Antecedentes Relevantes para la Tarificación de Distribución del año 1996”, de Mega-Red, de noviembre de 1995. (Sesión 118ª, 16.07.01).

56. Oficio Nº 4396, 05.07.01, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, que adjunta la siguiente documentación:

a)Oficio Nº 3970, de 30.09.92, enviado a la Comisión Nacional de Energía comunicando costos de explotación de 1991.

b)Estudio realizado por consultor GTD Ingeniería Ltda. en proceso de Fijación de Costos de Explotación de 1995.

c)Oficio Nº 3853, de 16.10.96, enviado a la Comisión Nacional de Energía comunicando Fijación de Costos de Explotación de 1995, basado en informe de GTD.

d)Estudio interno titulado “Estudio de Ingresos por Venta y Compra de Electricidad en Empresas Distribuidoras”, que corrige fijación de Costos de Explotación de 1995, por deficiencias en estudio de GTD.

e)Oficio Nº 2166, de 20.06.97, enviado a la Comisión Nacional de Energía comunicando la corrección de Fijación de Costos de Explotación de 1995.

f)Estudio para fijación de costos por compras de Energía y Potencia, realizado por el consultor Reich Ingeniería Ltda.

g)Estudio titulado “Estudio de Costos de Explotación de Empresas Concesionarias del Servicio de Distribución”, realizado por consultor Deuman Ingenieros, de septiembre de 2000. (sesión 118ª, 16.07.01).

57. Oficio Nº 4397, de 05.07.01, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, mediante el cual se adjunta el pronunciamiento emitido por ese organismo a comisiones periciales del valor nuevo de reemplazo, sobre los derechos municipales y resultados de peritajes. (sesión 118ª, 16.07.01).

58. Oficio Nº 4428, de 09.07.01, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, que adjunta la siguiente documentación:

a)Informe sobre los pagos de compensaciones que se han efectuado a los usuarios, en virtud de lo preceptuado en el inciso tercero del artículo 99 bis de la ley general de Servicios Eléctricos y del estado de los juicios correspondientes, y

b)Cuadro de juicios sobre compensaciones. (sesión 118ª, 16.07.01).

59. Oficio Nº 4528, de 13.07.01, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, por el cual informa acerca de los costos de explotación de 1999, calculados para cada concesionaria y respecto de la especificación de los mismos. (sesión 118ª, 16.07.01).

60. Oficio reservado Nº 2001/103, de julio de 2001, de Chilectra S.A., que adjunta la siguiente documentación:

a)Informe elaborado por GTD Ingenieros Consultores Ltda. titulado “Metodología y Cuantificación Balance de Potencia Sectorial de Chilectra S.A.”.

b)Auditoría de la Consultora Inecon titulada “Estimación Horas de Uso Clientes BT-1. Chilectra S.A.”, de octubre de 1996. (sesión 118ª, 16.07.01).

61. Documento Nº 156-01, de 22.06.01, elaborado por GTD Ingenieros Consultores Ltda., por el cual remite archivador que contiene:

a)Anexo 1: Estudios y proyectos en materia de electricidad.

b)Anexo 2: Brochure de GTD Ingenieros Consultores Ltda.

c)Anexo 3: Currículum Vitae del señor Héctor Lagunas.

d)Anexo 4: Listado de estudios efectuados por GTD Ingenieros Consultores Ltda. para la Comisión Nacional de Energía.

e)Anexo 5: Nómina de socios de GTD Ingenieros Consultores Ltda.

f)Anexo 6: Nómina de consultores externos contratados por GTD Ingenieros Consultores Ltda.

g)Declaraciones, pago de cotizaciones y certificados de sueldos y rentas de la Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora Vivianne Blanlot emitidos por GTD Ingenieros Consultores Ltda. (sesión 118ª, 16.07.01).

62. Carta reservada de 12.06.01, de Mega-Red Ingenieros Ltda., por la cual remite los estudios encargados por la Comisión Nacional de Energía, durante los últimos cinco años, incluyendo nómina de los socios de la empresa y de los consultores externos que se han contratado. (sesión 118ª, 16.07.01).

63. Carta, de 12.07.01, de Mega-Red Ingenieros Ltda., mediante la cual informa respecto de entrega de dos estudios VAD sobre bases distintas, razones para haber emitido ambos, origen de dichos estudios, diferencias, oportunidad en que fueron elaborados, solicitantes, objeto, ¿a solicitud de quién? y conformidad de dichos estudios, con las bases, especialmente en lo relativo a derechos municipales. (sesión 118ª, 16.07.01).

64. Oficio EC-2001/170, de 13.07.01, de Eleconsult, que adjunta la siguiente documentación:

a)Anexo 1: Minuta Proceso de Fijación de Tarifas Eléctricas de Distribución 1996.

b)Anexo 3: Documentos contrato Comisión Nacional de Energía-Gabriel Inostroza, de julio de 1995.

c)Anexo 4: Documentos contrato Comisión Nacional de Energía-Eleconsult S.A., de diciembre de 1995.

i)Programación de actividades del proceso de fijación de tarifas de distribución 1996.

ii)Precalificación, licitación y adjudicación del estudio de valores agregados de distribución de 1996.

iii) Bases técnicas del estudio de valor agregado (Eleconsult y Mega-Red).

iv) Definición de Áreas Típicas de Distribución. (sesión 118ª, 16.07.01).

65. Presentación efectuada ante la Comisión por la ex Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora María Isabel González (sesión 119ª, 17.07.01)

66. Gráfico entregado por el ex ministro Presidente de la Comisión Nacional de Energía, señor Óscar Landerretche, titulado “Costo Marginal y Precio de Nudo en el SIC 1986-2001” (sesión 119ª, 17.07.01).

67. Información respecto de los precios y el riesgo de desabastecimiento eléctrico, así como del anuncio de la baja en las tarifas eléctricas (sesión 119ª, 17.07.01).

68. Presentación en data show titulada “Aclaraciones Solicitadas a GTD” (sesión 120ª, 18.07.01).

69. Oficio Nº 3089, de 20.07.01, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que contiene:

a)Copia simple de cometido funcionario del ministro de Economía, de 06.11.00.

b)Copia certificada ante notario del decreto supremo Nº 632, de 13.11.00, que fija fórmulas tarifarias para las empresas eléctricas concesionarias del servicio público de distribución que señala.

c)Copia simple de decreto supremo Nº 219, de 27.04.01, que fija precios de nudo. (sesión 121ª, 30.07.01)

70. Oficio Nº 4645, de 20.07.01, de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, por el cual informa en relación con la situación originada con motivo de los problemas que han tenido varias distribuidoras que no han podido celebrar contratos de suministro de energía eléctrica, como asimismo lo obrado por dicho organismo en relación con la aplicación de eventuales sanciones u otras acciones pertinentes (sesión 121ª, 30.07.01).

71. Oficio reservado Nº 626, de 19.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, a través del cual envía documento titulado “Antecedentes del Chequeo de Rentabilidad Fijación Tarifaria de Distribución año 2000” (sesión 121ª, 30.07.01).

72. Oficio Nº 627, de 19.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, por cuyo intermedio envía sendos informes en derecho de los abogados, profesores universitarios señores Ramiro Mendoza, de la Escuela de Derecho de la U. Católica, y Pablo Ruiz-Tagle Vial, de la Escuela de Derecho de la U. de Chile, quienes se pronuncian sobre aspectos legales que han sido objeto de la investigación (sesión 121ª, 30.07.01).

73. Oficio reservado Nº 628, de 19.07.01, de la Comisión Nacional de Energía, mediante el cual envía una nómina de los consultores convenidos con las empresas distribuidoras que precalificaron para el último proceso tarifario, en conformidad con la ley general de Servicios Eléctricos (sesión 121ª, 30.07.01).

74. Informe elaborado por la Comisión Nacional de Energía, de 31.07.01, que contiene:

a)Anexo 1:Presentación a la Cámara de Diputados.

b)Anexo 2:Informes en Derecho.

c)Anexo 3:Gestión del proceso de fijación de fórmulas tarifarias para empresas concesionarias de servicio público de distribución.

d)Anexo 4:Factores de coincidencia y horas de uso.

e)Anexo 5:Derechos Municipales, empresas concesionarias de distribución y empresa modelo.

f)Anexo 6:Observaciones de la Comisión Nacional de Energía a Minuta entregada el 18.06.01 por el diputado señor Jocelyn-Holt. (sesión 122ª, 31.07.01).

75. Oficio Nº 661, de 01.08.01, de la Comisión Nacional de Energía, que adjunta la siguiente documentación:

a)Copia de la publicación del Diario Oficial, de 27.11.00, que contiene la rectificación realizada a la publicación del decreto supremo Nº 645, de 16.11.00, que modifica el decreto supremo Nº 583, de 2000, que fija el precio de nudo del período octubre de 2000.

b)Copia que entregó el ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción al Diario Oficial que contiene la información correcta (artículo 4º cuadro a)) y el error de transcripción. (sesión 123ª, 14.08.01).

76. Antecedentes que dan cuenta de la evolución del precio de las acciones de Chilectra S.A. (sesión 123ª, 14.08.01).

77. Nota de la ex Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, señora María Isabel González, mediante la cual plantea su preocupación en relación con las declaraciones vertidas por la señora Vivianne Blanlot, actual Secretaria Ejecutiva, en sesión de 31.07.01 (sesión 123ª, 14.08.01).

78. Carta de la empresa Mega-Red, mediante la cual manifiesta su malestar por los declaraciones efectuadas por la Secretaria Ejecutiva de la Comisión Nacional de Energía, en sesión de 31.07.01 (sesión 123ª, 14.08.01).

79. Antecedentes generales sobre el sector eléctrico y los procesos tarifarios realizados por la Comisión Nacional de Energía en los años 2000-2001.

80. Propuesta de consideraciones y conclusiones del diputado señor Tomás Jocelyn-Holt, agosto, 2001.

15. Moción de los diputados señores Juan Pablo Letelier y Montes.

Restringe las personas que pueden actuar como ministros de fe en el finiquito a que se refiere el artículo 177 del Código del Trabajo. (boletín Nº 2857-13)

1.Introducción. Naturaleza, efectos y requisitos del finiquito.

El finiquito consiste en un documento en el cual deben quedar establecidos los pormenores, los detalles de las obligaciones extinguidas y las que, eventualmente, produce el término de la relación laboral. Tal instrumento debe otorgarse en forma inmediata al cese de la prestación de los servicios con las correspondientes formalidades legales y, sólo si las partes lo acordaren, podría establecerse un plazo para el pago.

Como consecuencia de lo anterior, el finiquito da fe del término de la relación laboral y de la extinción de las diferentes acciones y derechos que de el contrato de trabajo derivaren, creando en medio de prueba oponible entre las partes (empleador y trabajador), como también respecto de terceros ajenos a la relación laboral. El finiquito solamente deja constancia de que la relación laboral ha terminado y de las prestaciones pecuniarias que en él se consignan.

Actualmente el finiquito debe constar por escrito y debe firmarse por el interesado y por el presidente del sindicato o el delegado del personal o sindical respectivo, o ratificarse por el trabajador ante el inspector del trabajo, un notario público de la localidad, el Oficial del Registro Civil de la comuna o agrupación de comunas, o el Secretario municipal correspondiente.

No cumpliéndose tales formalidades, dichos documentos no podrán ser invocados por el empleador.

2.Fuerza jurídica del finiquito. Crítica a la práctica generalizada de otorgar tal instrumento en formularios tipo. Análisis y perspectivas de la amplitud de quienes pueden dar fe del finiquito.

El finiquito ratificado por el trabajador ante los funcionarios o ministros de fe, antes mencionados, y sus copias autorizadas, tienen mérito ejecutivo respecto de las obligaciones pendientes que en él se contengan. Es decir, de esa manera se transforma en un documento que contiene una obligación líquida, determinada y actualmente exigible, no siendo necesario probar que el empleador adeuda dichas sumas. De esta manera se permite la elaboración de “finiquitos parciales”, en los cuales el trabajador formaliza su conformidad en el pago de una parte de las contraprestaciones adeudadas, reservándose el derecho de cobro posterior por el saldo no pagado.

El ejercicio de tan importante facultad ha sido limitado por la “generalizada práctica” de utilizar formularios de finiquitos ya impresos, de venta en establecimientos comerciales, formularios que sólo contienen en su letra pequeña una renuncia total a los derechos laborales. De allí, la inmensa mayoría de los trabajadores, creyendo que ésta es la única vía legal, que no hay alternativa, firman ante notario su total renuncia al ejercicio de futuras acciones, aunque no se les esté pagando plenamente las contraprestaciones o indemnizaciones adeudadas. Esta práctica agudiza la desinformación del trabajador respecto de sus facultades y posibilidades.1

Contribuye a lo anterior el que la irrenunciabilidad de los derechos laborales sólo opere mientras subsiste el contrato de trabajo, es decir, los derechos laborales pueden ser renunciados por el trabajador una vez terminado el contrato, precisamente en el finiquito, lo cual torna muchas veces ilusoria la defensa de los mencionados derechos. La urgencia económica de los trabajadores los obligará a suscribir finiquitos renunciando a otras contraprestaciones adeudadas, así ocurre en el mundo del trabajo, mientras aumentan las denuncias y reclamos por no pago de indemnizaciones, se reducen los finiquitos ratificados ante funcionarios de la Inspección del Trabajo, aumentando los suscritos ante Notario Público, práctica que facilita la infracción de las leyes laborales.

3.Ideas matrices del proyecto.

a)Fortalecer la fuerza jurídica del finiquito, en cuanto título ejecutivo.

b)Terminar con la práctica generalizada de otorgar los finiquitos mediante formularios tipo, con las consecuencias desfavorables para los trabajadores al renunciar a derechos laborales.

c)Restringir los ministros que pueden dar fe de tal instrumento quedando tal función radicada en el inspector del trabajo, quien puede dar garantía de la tutela a los derechos fundamentales del trabajador.

d)Como consecuencia de lo anterior, dar una aplicación efectiva al principio de irrenunciabilidad de los derechos laborales.

El legislador no puede estar de espaldas a la realidad, aquí radica la misión del legislador crítico y democrático, esto es, la constante revisión de por qué se ha seleccionado tal relación social y se la ha fijado desvalorativamente de una forma determinada.

Es por eso, que sobre la base de estos antecedentes vengo en proponer a esta honorable Cámara, el siguiente proyecto de ley.

Artículo único.- Sustitúyase el artículo 177 del Código del Trabajo por el siguiente:

Es por eso, que sobre la base de estos antecedentes vengo en proponer a esta honorable Cámara el siguiente proyecto de ley:

Artículo único.- Sustitúyase el artículo 177 del Código del Trabajo por el siguiente:

“El finiquito, la renuncia y el mutuo acuerdo deberán constar por escrito. El instrumento respectivo que no fuere firmado por el interesado y por el presidente del sindicato o el delegado del personal o sindical respectivos, o que no fuere ratificado por el trabajador ante el inspector del trabajo, no podrá ser invocado por el empleador.

No tendrá lugar lo dispuesto en el inciso primero en el caso de contratos de duración no superior a treinta días salvo que se prorrogaren por más de treinta días o que, vencido este plazo máximo, el trabajador continuare prestando servicios al empleador con conocimiento de éste.

El finiquito ratificado por el trabajador ante el inspector del trabajo, así como sus copias autorizadas, tendrá mérito ejecutivo respecto de las obligaciones pendientes que se hubieren consignado en él”.

16. Oficio de la Corte Suprema.

“Santiago, 30 de noviembre de 2001.

Por oficio Nº 3570, de 6 de noviembre del año en curso, el señor Presidente de la Cámara de Diputados, ha remitido a esta Excelentísima Corte Suprema, de conformidad con el inciso 2º y 3º del artículo 74 de la Constitución Política de la República y artículo 16 de la ley

Nº 18.918, Orgánica Constitucional del Congreso Nacional, para su informe, copia del proyecto de ley -iniciado en mensaje- sobre sistema de inteligencia del Estado y crea la Agencia Nacional de Inteligencia. (Boletín Nº 2811-02).

Impuesto el Tribunal Pleno de esta Corte del proyecto de ley indicado, en sesión del día 23 de noviembre en curso, presidida por el titular que suscribe y con la asistencia de los ministros señores Jordán, Garrido, Ortiz, Tapia, Gálvez, Chaigneau, Rodríguez, Cury, Pérez, Álvarez Hernández, Medina, Kokisch, Juica, Segura y la señorita Morales, se acordó manifestar lo siguiente:

Conforme a las normas citadas en el oficio signado con el número 3570, de 6 de noviembre de 2001, del Presidente de la Cámara de Diputados, a este Tribunal le corresponde informar respecto de lo dispuesto en el artículo 30 del proyecto de ley, que señala: “Será competente para otorgar las autorizaciones antes referidas un ministro de Corte de Apelaciones que ejerza jurisdicción en el territorio en que se realizará la diligencia. Para ese efecto, cada Corte de Apelaciones designará a dos de sus miembros por el lapso de dos años y la solicitud podrá ser presentada ante cualquiera de ellos.

“La resolución que autorice el uso de técnicas intrusivas o métodos encubiertos se dictará sin conocimiento del afectado, y será siempre fundada. En caso de que la solicitud sea rechazada, la resolución será susceptible de recurso de reposición por parte del Jefe del Servicio de Inteligencia.

“Las medidas no podrán decretarse por un plazo superior a sesenta días, prorrogables por iguales períodos”.

Conforme al artículo 28 del citado proyecto de ley, se entiende por técnicas intrusivas y métodos encubiertos, aquellos procedimientos que en base a la simulación, disimulación, la observación o la tecnología, permiten acceder a información contenida en fuentes cerradas. Se agrega, a modo ejemplar, que la constituyen los siguientes: intervención de las comunicaciones telefónicas, informáticas, radiales y de la correspondencia en cualquiera de sus formas; escucha y grabación electrónica; allanamiento encubierto, levantamiento del secreto bancario, e intervención de sistemas y redes informáticas.

Como del tenor de las normas del proyecto de ley en comento, relativas al sistema de inteligencia, y que crea la Agencia Nacional de Inteligencia del Estado, aparece que la actuación de la judicatura no está enmarcada en un proceso de carácter judicial, que tienda a investigar la comisión de un hecho que revista los caracteres de delito y, por lo mismo, como no tiene carácter jurisdiccional la actividad consistente en conceder o denegar la autorización que solicite el Director o Jefe del Servicio de Inteligencia, y estimando que la utilización de las denominadas técnicas intrusivas y métodos encubiertos, puede afectar garantías consagradas en la Constitución Política de la República, se acordó informar desfavorablemente el proyecto de ley.

Los ministros señores Garrido, Ortiz, Tapia, Cury, Álvarez H. y Kokisch, fueron de opinión de informar favorablemente, por estimar que es necesario que la autoridad judicial tutele las garantías consagradas en la Carta Fundamental, evitando, de esa manera, que quede radicada exclusivamente en la autoridad administrativa, la facultad de usar las denominadas técnicas intrusivas o métodos encubiertos, lo que podría devenir en arbitrariedades. Sin perjuicio de lo anterior, son de opinión de que se determine en forma taxativa las actividades que son constitutivas de técnicas intrusivas y métodos encubiertos, eliminando de entre ellas el allanamiento encubierto. También son de parecer, que la autoridad administrativa debe informar a la autoridad judicial, acerca del resultado de las diligencias decretadas y, por último, que la determinación del ministro de la Corte de Apelaciones que debe otorgar la autorización, lo sea mediante un turno especial determinado por la propia Corte en forma secreta.

Es cuanto puede este Tribunal informar en torno al proyecto en examen.

Saluda atentamente a V.S.

(Fdo.): HERNÁN ÁLVAREZ GARCÍA, Presidente; CARLOS A. MENESES PIZARRO, Secretario”.

AL SEÑOR PRESIDENTE

CÁMARA DE DIPUTADOS

VALPARAÍSO”.