SE/0124/2018

SALA PLENA

SENTENCIA: 124/2018.

FECHA: Sucre, 21 de marzo de 2018.

EXPEDIENTE: 1141/2014.

PROCESO : Contencioso Administrativo.

PARTES: Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Bolivian Power Company Limited Sucursal Bolivia (COBEE) contra el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

MAGISTRADO RELATOR: Olvis Egüez Oliva.

VISTOS EN SALA PLENA: La demanda contencioso administrativa cursante de fs. 89 a 95 vta., admitida por providencia de fs. 97, modificada por escrito que cursa a fs. 161 y vta., interpuesta por José Gualberto Villarroel Román, en representación de la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Bolivian Power Company Limited Sucursal Bolivia (COBEE), impugnando la Resolución Ministerial R.J. Nº 113/2014 de 25 de agosto, emitida por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía; la contestación de fs. 228 a 241, la intervención del tercero interesado Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), que cursa de fs. 272 a 285 vta., el memorial de renuncia a la réplica cursante a fs. 292, antecedentes del proceso y de emisión de la Resolución impugnada.

I. CONTENIDO DE LA DEMANDA.

I.1. Antecedentes de hecho de la demanda.

El representante de COBEE, refiere que, mediante Resolución AE Nº 237/2013 de 26 de abril, la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE), dispuso: “Aprobar los Precios de Nodo de Energía y Potencia, Potencia Desplazada, Reserva Fría y Compensación por Ubicación y Peajes Unitarios por uso de las instalaciones de Transmisión en el Sistema Troncal de Interconexión (STI), con sus correspondientes Formulas de indexación, que se presentan en el Anexo de la presente Resolución para su aplicación en el periodo mayo 2013 –octubre 2013”. Habiendo interpuesto recurso de revocatoria contra dicha determinación, fue resuelto por Resolución AE Nº 419/2013 de 22 de julio, que resolvió: “UNICA.- Rechazar el Recurso de Revocatoria interpuesto por la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Bolivian Power Company Limited Sucursal Bolivia (COBEE), contra la Resolución AE Nº 237/2013 de 26 de abril de 2013, de conformidad a lo establecido en el inc. c) Parágrafo II del art. 89 del Reglamento de la Ley de Procedimiento Administrativo para el Sistema de Regulación Sectorial – SIRESE aprobado mediante DS Nº 27172 de 15 de septiembre de 2003, y por tanto, confirmar en todas sus partes el acto impugnado”. Una vez notificada con la misma, la Compañía ahora demandante, el 23 de agosto de 2013, formuló recurso jerárquico contra dicha determinación.

Agrega que, mediante Resolución AE Nº 584/2013 de 28 de octubre, la AE dispuso: “Aprobar los Precios de Nodo de Energía y Potencia, Potencia Desplazada, Reserva Fría y Compensación por Ubicación y Peajes Unitarios por uso de las instalaciones de Transmisión en el Sistema Troncal de Interconexión (STI), con sus correspondientes Formulas de indexación, que se presentan en el Anexo de la presente Resolución para su aplicación en el periodo noviembre 2013 – abril 2014”, contra la que se formuló recurso de revocatoria, que se resolvió mediante la Resolución AE Nº 710/2013 de 30 de diciembre, que dispuso: “UNICA.- Rechazar el Recurso de Revocatoria interpuesto por la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Bolivian Power Company Limited Sucursal Bolivia (COBEE), contra la Resolución AE Nº 584/2013 de 28 de octubre de 2013, de conformidad a lo establecido en el inc. c) Parágrafo II del art. 89 del Reglamento de la Ley de Procedimiento Administrativo para el Sistema de Regulación Sectorial – SIRESE aprobado mediante DS Nº 27172 de 15 de septiembre de 2003, y por tanto, confirmar en todas sus partes el acto impugnado”

El 29 de agosto de 2013, COBEE formuló recurso jerárquico contra la Resolución 419/13; asimismo, mediante memorial de 15 de enero de 2014, la Empresa regulada interpuso recurso jerárquico contra la Resolución 710/13, los cuales mediante Auto de 26 de marzo de 2014, fueron acumulados, recursos jerárquicos resueltos a través de la Ministerial R.J. Nº 113/2014 de 25 de agosto, que dispuso: “ARTÍCULO UNICO: RECHAZAR el Recurso Jerárquico interpuesto por la empresa COBEE S.A. contra las Resoluciones Administrativas AE Nº 419/2013 de 22 de julio de 2013, Resolución AE Nº 710/2013 de 30 de diciembre de 2013, emitidas por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad, y en su mérito, CONFIRMAR la Resolución AE REC Nº 237/2013 de 26 de abril de 2013 y la Resolución AE REC Nº 584/2013 de 28 de octubre de 2013”.

I.2. Fundamentos de la demanda.

Luego de esa relación de antecedentes, COBEE fundamenta su demanda bajo los siguientes argumentos:

Indica que, en la vía administrativa reclamó la comisión de una ilegalidad y arbitrariedad por parte del Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), situación que a lo largo del procedimiento administrativo ha sido valorado y resuelto por las autoridades administrativas sectoriales (AE y MHE) en detrimento de la Empresa demandante y en directa violación al principio de la seguridad jurídica, acciones con las que se ha vulnerado el art. 29 del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico (ROME) aprobado mediante DS Nº 26093 de 2 de marzo de 2001, puntualmente lo establecido en su último párrafo que indica: “El comité deberá contar con modelos de optimización y despacho de largo, mediano y corto plazo que permitan representar adecuadamente el sistema y sus restricciones para realizar las programaciones indicadas…”.

Vulneración que refiere se sustenta en los siguientes aspectos:

I.2.1. Violación del art. 29 del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico aprobado por DS Nº 26093 de 2 de marzo de 2001.

Los documentos denominados a) Informe de Programación de Mediano Plazo (IPMP); b) Informe Preliminar de Precios Nodo (IPPN); y, c) Informe de Precios de Nodo (IPN), son los documentos técnicos elaborados por el CNDC que sirven de base para que la Autoridad de Electricidad, apruebe dos veces por año los “Precios de Nodo de Energía y Potencia”, bajo las cuales se remunera a lo largo de cada año a los agentes del sector eléctrico, incluyendo COBEE.

Precisa que el origen de la vulneración se encuentra en la emisión por parte del CNDC del Informe de Mediano Plazo periodo noviembre 2012- octubre 2016, en cuyo acápite “Capacidad Garantizada de Centrales Hidroeléctricas” el CNDC, indica en la parte pertinente: “Luego, de acuerdo al punto 4 inciso f) de la Norma Operativa Nº 2, para cada subperiodo se simula la operación de centrales únicas (Kanata, Quehata) o del conjunto de centrales en cascada (Corani, Yura, Miguillas, Zongo y Taquesi), utilizando el Modelo NCP con las curvas de carga definidas anteriormente, simulando un despacho uninodal y considerando un parque térmico ficticio de costos crecientes. Los resultados del Modelo NCP muestran que todas las centrales operan a su máxima capacidad en la hora de demanda máxima en los tres subperiodos, con excepción de algunas centrales en el Sistema Zongo que en el segundo y tercer subperiodo, no alcanzan su máxima capacidad (potencia efectiva). En este caso de acuerdo al punto 4 inciso 6) de la Norma Operativa Nº 2, la potencia de cada central en cada subperiodo, es igual a la relación entre su potencia máxima individual y la suma de las potencias máximas multiplicada por la potencia total colocada por el conjunto de centrales de la cascada”.

Posteriormente expresa, que el Informe de Precios Nodo del periodo noviembre 2012 - abril 2013 (IPN-Nov12 - abri13), en su acápite dedicado a la determinación de la “Capacidad Garantizada de Centrales Hidroeléctricas”, el CNDC rectifica y declara: “En el Informe de Mediano Plazo periodo noviembre 2012 – octubre 2016 se consideró que en el periodo seco no debería ocurrir vertimientos en el cálculo de la potencia garantizada hidroeléctrica por la poca disponibilidad de agua, sin embargo ESTA CONSIDERACION NO ESTA ESTABLECIDA EN LA NORMATIVA VIGENTE, razón por la cual, para determinar la potencia garantizada hidroeléctrica en este informe SE HABILITA LA OPCIÓN DE VERTIMIENTOS EN EL MODELO. Los resultados del Modelo NCP muestran que todas las centrales generan a su capacidad efectiva en los tres subperiodos por lo que LA CAPACIDAD GARANTIZADA de las centrales hidroeléctricas ES IGUAL A SU CAPACIDAD EFECTIVA”. De lo transcrito, manifiesta que en directa contradicción a la rectificación y declaración antes citada en los posteriores informes del CNDC, se vuelve a cometer la misma irregularidad indicando: “Luego, de acuerdo al punto 4 inciso f) de la Norma Operativa N 2 para cada subperiodo se simula la operación de centrales únicas (Kanata, Quehata) o del conjunto de centrales en cascada (Corani, Yura, Miguillas, Zongo y Taquesi), utilizando el Modelo NCP con las curvas  de carga definidas anteriormente, simulando un despacho uninodal, considerando un parque término de costos crecientes y sin considerar vertimientos...”.

Expresó que frente a esa irregularidad, la AE aprobó los denominados “Precios de Nodo de Energía y Potencia”, en las Resoluciones Nos. 237/2013 y 548/2013, convalidando el criterio del CNDC, señalando que la metodología y procedimientos aplicados por el CNDC para la elaboración de los informes cumplía con la Ley Nº 1604 de 21 de diciembre de 1994 y sus Reglamentos, manipulación que genera una reducción en la remuneración de COBEE por la operación del sistema de generación hidroeléctrica Zongo (Sistema Zongo).

I.2.2. Implicancias de la Deshabilitación de la función “Vertimientos” en las simulaciones del Modelo NCP.

Refiere que para la determinación de la Capacidad Garantizada de Centrales Hidroeléctricas en los Informes, el CNDC simuló un despacho uninodal considerando un parque término ficticio de costos crecientes y sin considerar vertimientos en el periodo seco. Al efecto cita el art. 29 del ROME, el cual dispone: “El Comité deberá contar con modelos de optimización y despacho de largo, mediano y corto plazo que permitan representar adecuadamente el sistema y sus restricciones para realizar las programaciones indicadas…”; en ese sentido, el CNDC, debe “representar” el sistema Zongo en sus modelos de optimización y despacho, incluyendo por tanto todos los elementos de funcionamiento y sus restricciones.

Añade que, cuando el CNDC indica que no considera vertimientos en el cálculo de la Capacidad Garantizada de Centrales Hidroeléctricas en época seca, a tiempo de generalizar dicha restricción a cualquier sistema, niega las particularidades individuales de esos mismos sistemas, que en el caso del Sistema Zongo, el CNDC adiciona al sistema una restricción que no existía para cuando fue construido (ni existía por hasta 13 años después de su última ampliación), alterando virtualmente la configuración topológica del mismo, a simple voluntad y sin mayor justificación y ese es el origen de la arbitrariedad en esa decisión.

Manifiesta que, la funcionalidad de los “Vertimentos” en la configuración topológica de un sistema hidráulico en cascada que cuenta tanto con Centrales de embalse como Centrales de pasada, diseño con el que cuentan el Sistema Zongo de COBEE, no puede generalizarse con el aplicable a sistemas hidráulicos en cascada con Centrales de embalse solamente. Expresa que ésta es la primera razón por la que el CNDC no está representando adecuadamente (en forma real) el Sistema Zongo para el cálculo de la Potencia Garantizada de las Centrales Hidroeléctricas de COBEE, y por el contrario, se contradice con lo afirmado en su Informe de Precios de Nodo periodo noviembre 2012 - abril 2013, porque sus resultados no están representado de la mejor manera el comportamiento del sistema eléctrico, alejándose de la realidad de dicho sistema.

Arguye que, conforme al art. 32 del ROME, para la Programación de Mediano Plazo, el CNDC debe utilizar los “antecedentes definidos” en el art. 31 de la misma norma y los modelos de largo y mediano plazo de optimización y simulación de la operación. Los denominados “antecedentes definidos” están detallados en la Norma Operativa Nº 29 “Declaración Semestral de Agentes”, correspondiendo para la consideración de la presente impugnación, poner especial atención al componente “Topología del Sistema Hidráulico”, entendida como la rama de las matemáticas que trata especialmente de la continuidad y de otros conceptos más generales originados de ella. Para el caso de autos se debe entender a la “Topología Hidráulica” como la forma en que están conectadas entre sí las Centrales hidráulicas que conforman un sistema hidráulico en cascada, configurando la relación de continuidad física del citado sistema. Concretamente al caso de COBEE, la función “Topología” del Modelo NCP representa (en simulaciones digitales), la forma en que se conectan y se suceden, de una a otra, las Centrales hidroeléctricas del sistema Zongo, y cómo y por dónde utilizan el recurso agua dichas Centrales, tanto de embalse como de PASADA, a lo largo de la cascada.

Sostiene que la optimización del despacho de unidades de PASADA como parte del sistema de cascada que se realiza en el Modelo NCP debe aprovechar toda la funcionalidad y continuidad de la topología existente, así como todo el caudal disponible en la cascada: i) el incremental lateral en cada etapa; y, ii) el embalsado y despachado desde aguas arriba a través del cauce natural del rio.

La consideración de “Vertimientos” en el Modelo NCP, se encuentra en la configuración “Topología” de dicho Modelo (software). Agrega que, los “Vertimientos” en la simulación de un sistema hidroeléctrico en cascada en Modelo NCP, representan además las vías existentes de conducción del recurso hídrico en la topología del sistema, como podría ser la conducción a través del cauce del rio, manteniendo la continuidad hidráulica de todo el sistema, componente esencial de la configuración topológica del Sistema Zongo de COBEE, dada la posibilidad cierta del despacho de agua a través del cauce natural del rio Zongo.

Expresó que en el punto 1.a) del tercer considerado de la Resolución Ministerial Nº 133, el MHE, se remite al manual del mencionado modelo NCP, indicando las posibilidades de parametrización y simulación que podría permitir dicho software; con ello, el MHE demostró únicamente que el modelo NCP es un software que no representa por sí mismo los sistemas de generación sino que requiere que un usuario introduzca los parámetros necesarios, de acuerdo a la realidad de cada sistema, para que el software realice una simulación y cálculos correspondientes.

Respecto a qué es un “vertimento” en el Sistema Zongo de COBEE, en época seca, refiere que funciona de la siguiente manera:

Las Centrales de PASADA aprovechan todo el caudal disponible, incluyendo aquel caudal que después de turbinado en una Central aguas arriba es direccionado a la siguiente Central. Si la Central a la que se dirige este caudal no puede recibir todo el volumen en camino, el caudal en exceso (“Caudal Adicional”) es desviado a través del cauce natural del rio para su aprovechamiento en alguna Central de mayor capacidad aguas abajo, y así subsiguientemente en toda la cascada, logrando de esta manera optimizar al máximo el uso del recurso hídrico existente a lo largo de todo el sistema hidráulico del valle de Zongo.

El caudal adicional se repite en diferentes etapas de la cascada del Sistema Zongo, pudiendo llamarse a estos en su conjunto como “Vertimientos”; es decir, excedentes de agua  de una Central de pasada que son aprovechados aguas abajo por otra Central de pasada con igual o mayor capacidad de turbinado.

Los “Vertimientos” han sido medios de los que dispone el Sistema Zongo para la optimización del uso de agua, por ello, estos “Vertimientos” no pueden ser considerados un desperdicio de agua, porque su ocurrencia en época seca no resulta en un caudal que no pase por ninguna Central de generación, todo lo contrario, estos “Vertimientos” que sí o sí se darán, incluso en época seca para el Sistema Zongo de COBEE, permiten empuntar (generar al máximo) todas las Centrales y ES ESTA REALIDAD LA QUE EL CNDC DEBE REPRESETNAR (como el reflejo de un espejo) EN EL MODELO NCP PARA EL PERIODO SECO (mayo-octubre).

La experiencia de años anteriores, permite entender la importancia positiva de los “Vertimientos” en el Sistema Zongo, ya que son los que por su FUNCIONALIDAD, han facilitado a COBEE cumplir en época seca con el despacho instruido por el CNDC en periodos de déficit de energía en el SIN, por encima del pre-despacho inclusive, permitiendo aprovechar al máximo y de forma económica la generación hidroeléctrica del Sistema Zongo de COBEE, resultando así un despacho a mínimo costo para el SIN al ser la generación hidroeléctrica más económica y conveniente que la generación termoeléctrica.

La realidad del Sistema Zongo es, que por la FUNCIONALIDAD los “vertimientos” en época seca, en este Sistema, son más beneficiosos y óptimos para el SIN y no deben ser tachados como simplemente desperdicios de agua; asimismo, la restricción de vertimientos que indica el CNDC no es propia del Sistema Zongo, no obedece a su topología ni a su configuración, por ello, el pretender imponer esta restricción a través de su modelo informático (NCP) es únicamente un exceso y un abuso.

I.2.3. Aplicación por parte del CNDC, de un procedimiento incorrecto para la determinación de la Capacidad Garantizada Hidroeléctrica para la época seca (Mayo - Octubre) por deshabilitar “Vertimientos” en la función “Topología” del Modelo NCP.

Con base en lo detallado en el punto anterior, la parte demandante sostiene que deshabilitar el parámetro “Vertimientos” en el modelo NPC, para el cálculo de la potencia garantizada hidroeléctrica del Sistema Zongo en época seca, es un procedimiento incorrecto, pues vulnera el art. 29 del ROME, incluyendo una restricción ficticia al Sistema Zongo (no vertimientos en época seca) que contradice su diseño y actual topología, para lo cual presenta un gráfico, en el que se puede observar el efecto de deshabilitar los “Vertimientos” en el Modelo NCP.

Refiere que en sujeción al art. 29 del ROME y tal como se lo hacía desde que fue implementado el Modelo SDDP (Despacho Hidrométrico Estocástico con Restricciones de Red), hace más de una década (año 2000) y posteriormente el Modelo NCP (año 2002), para representar el Sistema Zongo, el CNDC debe mantener habilitados los “Vertimientos” en el Modelo NCP, inclusive en época seca, porque son parte intrínseca de la topología de este sistema. Unicamente así se cumpliría con la normativa vigente representando adecuadamente la realidad de los Sistema Zongo en el Modelo NCP con aproximación a la realidad.

Al afirmar el CNDC que en época seca no “deberían” ocurrir vertimientos, efectúa un razonamiento teórico en caso que el sistema estuviera idealmente concebido de esa manera desde los inicios de su construcción, que para el caso de Zongo de COBEE se remontaría dicha idealidad a los años 30 del siglo pasado; pero el Sistema Zongo fue construido a lo largo de más de 80 años sin la RESTRICCIÓN de “Vertimientos” (uso del cauce de río) en época seca, restricción que no estuvo en la normativa de aquella época ni tampoco está establecida en la normativa actual.

Afirmó también que la probabilidad de que ocurran vertimientos en época seca sea “ínfima” es, respecto al Sistema Zongo, una negación de la realidad material, en directa violación del art. 4 inc. d) de la Ley 2341 de Procedimiento Administrativo (LPA), concordante con el art. 180.I de la Constitución Política del Estado (CPE), y es una arbitrariedad pretender que el sistema se adapte o adecue súbita e inmediatamente a un par de conceptos deseables pero INEXISTENTES, más aún, cuando en Bolivia existe seguridad jurídica, siendo que la ocurrencia de “Vertimientos” en el Sistema Zongo, es evidente en cualquier época del año, para optimizar el recurso agua y entregar su máxima generación todo el año, por ello, en cumplimiento al art. 29 del ROME, el CNDC no tiene ni enviste una potestad discrecional respecto a habilitar o deshabilitar dicha función para el multicitado sistema, siendo por el contrario una obligación representar el sistema lo más próximo a su funcionamiento real, y no como el CNDC quisiera que funcione.

Continuó manifestando que al deshabilitar los “Vertimientos” en el Modelo NCP, el CNDC no sólo está simulando de forma incorrecta e inadecuada el sistema sino que encareciendo, luego extrajo partes del Informe Final “Análisis Conceptual sobre la Determinación de la Potencia Firme del Sistema Zongo” de la empresa Mercados Energéticos Consultores, concluido en abril de 2013, indicando que queda claramente demostrado un evidente encarecimiento del sistema y una clara reducción de ingresos a COBEE a costa de dicho encarecimiento, en detrimento del sistema que debería buscar operar a costo mínimo, siendo aquella función ineludible del CNDC, conforme a los arts. 19 de la Ley de Electricidad, 3 del ROME y 1 del Reglamento de Funciones y Organización del Comité Nacional de Despacho de Carga aprobado por DS Nº 29624 de 2 de julio de 2008.

Añade que, en el punto 2 del tercer Considerando de la RM 133, el MHE remite su análisis a los ejemplos de cálculo emitidos por el CNDC, siendo que todos los ejercicios presentados son ejemplos inválidos a considerar ya que ninguno corresponde a una simulación adecuada del funcionamiento real del Sistema Zongo; por el contrario, de acuerdo a lo afirmado por el MHE, el CNDC no presentó los resultados completos de sus simulaciones con el Modelo NCP en el que se demuestre que la operación del Sistema Zongo deshabilitando los Vertimientos hacia centrales aguas abajo de cómo resultado un menor costo de abastecimiento.

Afirma que en la Norma Operativa Nº 2 “Determinación de la Potencia Firme” (NOp.2) se tiene las definiciones de Capacidad Garantizada y Capacidad Efectiva, señalando que: “Capacidad Garantizada de un Conjunto de Centrales Hidroeléctricas en Cascada. Es la capacidad correspondiente de la Energía Firme Hidráulica Ofertada al Mercado que un conjunto de centrales hidroeléctricas puede colocar óptimamente en la curva de duración de carga en el periodo de punta. La capacidad garantizada podrá ser ajustada en el año respectivo, en función a los resultados de la pruebas de la Capacidad Efectiva efectuadas por el CNDC”. En tanto que: “Capacidad Efectiva Hidroeléctrica. Es la capacidad efectiva, medida en barras de generación, que una central hidroeléctrica es capaz de generar”.

De ello, indica que la simple deshabilitación de los “Vertimientos” en el modelo NCP constituye una manipulación arbitraria de la configuración del modelo, toda vez que la potencia que un sistema hidroeléctrico puede garantizar es un aspecto auditable de campo, debiéndose cumplir con la norma y las pruebas técnicas ya conocidas para dicha medición y determinación, tal como sucedió en la prueba de Capacidad Efectiva de 25 de marzo de 2010, realizada a solicitud del CNDC, como se desprende de la gráfica elaborada al efecto (fs. 95 vta.) manifestando que COBEE puede replicar el momento que el CNDC lo requiera, de acuerdo a la Norma Operativa Nº 31 “Procedimiento para medir y determinar la potencia efectiva de centrales de generación hidroeléctrica, consumo y perdidas”. Resultado que fue presentado por el CNDC el 3 de septiembre de 2010, en su Informe Nº CNDC 34/10, validando que COBEE alcanzó la máxima Capacidad Efectiva, similar a la Capacidad Garantizada calculada sin habilitar los vertimientos en el modelo NCP, lo que también fue verificado por el CNDC en la prueba de máxima Capacidad Efectiva realizada en octubre de 2005 (época seca).

Añade que COBEE solicitó realizar la prueba de Capacidad Efectiva en época seca, medición que permite verificar que el “Vertimiento” en las Centrales del Sistema Zongo, es un mecanismo que forma parte del diseño del sistema y es efectivamente utilizado como medio para aprovechar el agua vertida para la producción de energía, haciendo que si se requiere por el despacho económico, la Central puede generar la Potencia Efectiva medida.

Expresa que la Potencia Garantizada debe ser siempre menos o igual que la Potencia Efectiva, motivo por el cual conocer la Potencia Efectiva por medio de una medición permite asegurar que la Potencia Garantizada que determine el CNDC, estará disponible para garantizar el abastecimiento de la demanda. La determinación de Potencia Garantizada requiere que el CNDC realice el despacho óptimo de la generación disponible en el Sistema Zongo. Al determinar el CNDC que los vertimientos del referido sistema, no puedan ser aprovechados en las Centrales aguas abajo produce un despacho sub-óptimo del Sistema Zongo, lo cual implica que la Potencia Garantizada que determina el CNDC, siguiendo dicho procedimiento no cumpla con lo dispuesto en la regulación vigente.

Con esos antecedentes, expresa que la solicitud de COBEE tiene plena justificación y es conducente a asegurar que el valor de Potencia Garantizada del Sistema Zongo esté efectivamente disponible para el abastecimiento de la demanda, en tal sentido la negativa del MHE de realizar esa prueba inicialmente fijada para el 24 de julio de 2014 y posteriormente denegada dos días antes de su realización, considera violatoria al derecho a la defensa y al debido proceso.

I.3. Petitorio.

Concluyó solicitando se declare probada la demanda, dejando sin efecto la Resolución Ministerial Nº 168 de 26 de junio de 2014; y consecuentemente, se revoque totalmente la Resolución Ministerial RJ Nº 113/2014 de 25 de agosto y en su mérito revocar todos los actos administrativos que le anteceden.

II. DE LA CONTESTACIÓN A LA DEMANDA.

Luis Alberto Sánchez Fernández, se apersonó al proceso en su calidad de Ministro de Hidrocarburos y Energía, respondiendo negativamente mediante memorial presentado el 22 de julio de 2015, que cursa de fs. 228 a 241, bajo los siguientes argumentos:

Una vez precisados los antecedentes de emisión de la resolución impugnada, refiere que en cuanto la posible violación del art. 29 del ROME, la Empresa demandante efectúa una copia de distintos apartados de tres Informes emitidos por el CNDC, en los que dice existe contradicción y pese a ello la AE aprobó los denominados Precios de Nodo de Energía y Potencia, en las Resoluciones 273/13 y 584/13, convalidando el criterio del CNDC; sin embargo, no señala cuál es la violación al art. 29 del ROME, pese a esa omisión y de la lectura de toda la demanda, precisó que la pretensión en la acción es establecer que el hecho de que en el cálculo de la potencia garantizada para el subsistema Zongo en época seca, el CNDC deshabilitó los vertimientos en el Modelo NCP, lo que implicaría no representar adecuadamente al Sistema Zongo. Ahora entendiendo que COBEE, se manifiesta respecto al último párrafo del citado artículo, el cual se refiere a modelos que permiten representar adecuadamente el sistema y sus restricciones, en el que se debe tomar en cuenta todos los elementos de funcionamiento y sus restricciones, motivo por el que resulta obvio que el CNDC debe incluir en el Modelo en este caso el Modelo NCP, las restricciones que se hacen necesarias en los distintos periodos, en este caso la restricción de vertimientos en época seca, no vulnera el art. 29 del ROME, porque el citado artículo le otorga esa facultad. Aspecto explicado en el punto siguiente, cuando se manifiesta que “Vertimientos” no constituye un parámetro constante, sino que es variable en función a la cantidad de agua en cada etapa, concluyendo que el demandante no ha demostrado la aludida vulneración del art. 29 del ROME, por el contrario, alega no existir disposición normativa regulatoria que obligue al CNDC a habilitar los vertimientos dentro de la modelación NCP, puesto que dicha operación (habilitar o deshabilitar los vertimientos) constituye una facultad del CNDC como responsable de la operación del SIN bajo criterios de eficiencia y Despacho a Mínimo Costo.

Con referencia a las Implicancias de la deshabilitación de la función “Vertimientos” en las simulaciones del Modelo NCP, respecto a que debe considerarse los vertimientos en la configuración Topología de dicho software, señaló que el actor se limitó a copiar los argumentos de los recursos de revocatoria y jerárquico, de esta manera COBEE omite refutar los fundamentos de la Resolución Ministerial RJ Nº 113/2014, la cual resolvió indicando que giraba en torno al cuestionamiento y rechazo al cálculo de la Potencia Garantizada para el Sistema Zongo por parte del CNDC, basándose en una supuesta modificación de la topología de dicho sistema, ocasionado por la deshabilitación de los vertimientos del Sistema Zongo, vulnerando lo dispuesto por la Norma Operativa Nº 2 y el art. 29 del ROME, por no representar adecuadamente al señalado sistema. Refiere que la Resolución impugnada se remitió a los alcances de la definición del término “Topología” aplicado al diseño y operación de centrales hidroeléctricas, así como la función que cumplen los vertimientos dentro de un sistema de generación hídrica, reiterando las definiciones expuestas en su recurso.

Expresó que la topología de una central hidráulica representa un conjunto de elementos (turbinas, generadores, embalses, tuberías, canales de conducción, cámaras, compuertas, etc.), los cuales son considerados y representados con sus características, funciones e interrelaciones. De donde se deduce, que la restricción a la transformación de la topología y a la continuidad de los elementos de dicha central que permiten transformar la energía potencial almacenada en el agua, en energía eléctrica; en ese sentido, dada la vinculación del uso de vertimientos con la topología, corresponde analizar la implicancia de la deshabilitación de los vertimientos en la topología del Sistema Zongo. Así se tiene que COBEE, manifestó en su recurso jerárquico que en la simulación de un sistema hidroeléctrico en cascada en el modelo NCP, los vertimientos representan las vías existentes de conducción del recurso hídrico en la topología del sistema, manteniendo la continuidad hidráulica de este sistema y que constituye un componente esencial e intrínseco de la configuración topológica del Sistema Zongo de COBEE, por lo que, la demandante refirió que la modificación de la topología del Sistema Zongo se produce al deshabilitarse los vertimientos en la modelación de la topología y continuidad de las centrales de pasada de dicho sistema en el modelo NCP, dado que se elimina un componente esencial y existente para el balance hidráulico y se invalida la representación adecuada del sistema en su conjunto; al respecto, el Manual del NCP (punto 6.1 “Balance de agua en plantas Hidroeléctricas”), describe la presentación del balance de agua en las plantas hidroeléctricas –de acuerdo a la fórmula presentada a fs. 234-, de donde se desprende que el volumen vertido S(i, t), no constituye un parámetro constante, sino por el contrario, es variable en función a la cantidad de agua en cada etapa t. Expresa que si bien es evidente que el vertimiento es una acción intencional de conducción del recurso hídrico como lo afirma el actor, no es menos evidente que la normativa no restringe la posibilidad de adopción de un valor S(i, t) = 0 (deshabilitar los vertimientos), para la operación del sistema, condición que no implica la modificación de la fórmula del Balance hidráulico, pues preserva la invariancia y continuidad topológica de la Planta de COBEE.

Con relación al argumento de que la RM 133/2014, demuestra que el modelo NCP es un software que no representa por sí mismo los sistemas de generación, sino que requiere que un usuario introduzca los parámetros necesarios de acuerdo a la realidad de cada sistema, lo que es aplicable a cualquier modelo que requiere de variables y datos que deben ser introducidos al software; en el presente caso, los datos provienen del propio sistema de generación de COBEE, del Sistema Interconectado Nacional (SIN), y de las condiciones de operación, lo cual no es contrario a la operación de este tipo de modelos. En consecuencia, los datos introducidos no provienen del imaginario del usuario del software sino del comportamiento del conjunto de elementos y situaciones presentes en el SIN, por lo que este argumento tampoco desvirtúa el fundamento de la RM 133/2014.

Con referencia a la aplicación por parte del CNDC, de un procedimiento incorrecto para la determinación de la Capacidad Garantizada Hidroeléctrica para la época seca (mayo – octubre), por deshabilitar Vertimientos en la función topología del modelo NPC, sostiene que el demandante una vez más hace una reiteración de los argumentos de los recursos de revocatoria y jerárquico, afirmando que deshabilitar vertimientos es un procedimiento incorrecto que trae como resultado un desbalance hidráulico ya que resulta diferente la potencia total del sistema Zongo dependiendo si se habilita o deshabilita el parámetro vertimiento en dicho modelo, considerando que los “vertimientos” son parte intrínseca de la topología de ese sistema; siendo evidente que el argumento continua girando en torno al cuestionamiento y rechazo de COBEE al cálculo de la potencia garantizada de dicha empresa para el sistema Zongo por parte del CNDC, basado en una supuesta modificación de la topología de dicho sistema, ocasionado por la deshabilitación de los vertimientos del Sistema Zongo, ocasionando a su vez un desbalance hidráulico, aspecto que fue ampliamente  analizado y respondido en el tercer Considerando numeral 1, literal a) de a RM 133/2014, análisis que no mereció ninguna objeción de parte de COBEE en su demanda, limitándose únicamente a reiterar los argumentos de sus recursos en vía administrativa.

Respeto al alegato por el que COBEE sostiene que es ir contra la verdad material, seguridad jurídica y una arbitrariedad, el pretender que el sistema se adapte a un par de conceptos deseables pero inexistentes, hace notar que los argumentos otorgados por la AE como por el MEH, se traducen en fundamentos técnicos con el respaldo necesario y detallado en todo el contenido de las Resoluciones emitidas en la vía administrativa, que no merecieron ningún argumento que desvirtué el análisis de la parte demandada, y que sólo se limita a reiterar los argumentos esgrimidos en los recursos de revocatoria y jerárquico, careciendo de una exposición jurídica y técnica que demuestre que la Resolución Ministerial impugnada, le resulta injusta y agraviante.

Con referencia al efecto antieconómico por deshabilitar vertimientos en el modelo NCP, lo que ocasionaría el encarecimiento y una reducción en los ingresos de COBEE, expresó que se trata del mismo argumento expuesto en el recurso jerárquico que fue explicado en la RM Nº 133/2014, haciendo hincapié en un ejemplo de simulación con vertimientos y otro sin vertimientos, señalando que cuenta con 3 generaciones hidráulicas (GH1, GH2, GH3) cuyos embalses están en cascada, siendo dos generadores GH1, GH2 con una potencia de 10 MW con una capacidad de turbinar Qtmax: 5 m3/s y la tercera GH3 con una potencia de 15 MW con una capacidad de turbinar Qtmax: 7 m3/s, contando con los tres embalses que tienen mínima capacidad de regulación, además cuenta con dos 2 generadores térmicos (GT1, GT2), la primera GT1 con una potencia de 10 MW con un costo variable CVP de 15 $us/MWh y la segunda GT2 con una potencia de 5 MW con un costo variable CVP de 20 $us/MWh, también cuenta con una demanda de 2 bloques, un primer bloque BB1 con una demanda que alcanza una potencia de 45 MW con una duración de 6 horas y un segundo bloque BB2 con una demanda que alcanza una potencia de 40 MW con una duración de 18 horas; asimismo, supone un caudal entrante a la cascada de (Qin) de 7 m3/s, generando un costo con Vertimientos de $us. 2.250.-; y $us. 3.927.-, sin vertimientos, al respecto las Resoluciones Administrativas que resolvieron las impugnaciones presentadas por COBEE, citaron el análisis efectuado por el CNDC, de dicho análisis se puede apreciar que el CNDC replicó el ejemplo y realizó simulaciones con los datos utilizados por COBEE y con el software NCP, replicando los valores encontrados, arribando a conclusiones diferentes a las de COBEE.

Indica que sobre la base del ejemplo anterior y otras simulaciones efectuadas por el CNDC, la Resolución Ministerial objeto de análisis concluyó que: “modificar el despacho respecto a un despacho óptimo hidrotérmico resulta un despacho sub óptimo, con costos de operación más altos. En este caso el modificar la generación de las centrales hidráulicas a la hora punta resulta en un costo mayor, tanto de inversión como de operación, lo que implica incorporar unidades térmicas adicionales que podrían ser remuneradas por potencia firme, en caso de maximizar la potencia efectiva del aprovechamiento hidráulico a costa de vertimientos incensarios; por otro las, esto nos puede llevar a sub dimensionar el parque generador necesario en el sistema, comprometiendo la confiabilidad del sistema”.

Afirmó no ser evidente que los ejemplos de cálculo del CNDC citados por el MHE, son inválidos, por cuanto dicho ejemplo se basó en el mismo ejemplo hipotético presentado por COBEE, con la diferencia que el CNDC realizó un análisis considerando datos más próximos a la realidad del parque generador, y llegó a conclusiones distintas a las que señala la empresa demandante; además, el Informe de Programación de Mediano Plazo impugnado en esta demanda en el numeral 3.1., contiene el resultado del despacho económico realizado en el Modelo NCP sin vertimientos (Sistema Zongo) por lo que este alegato carece de asidero técnico y legal.

Sobre el procedimiento legal para ajustes de capacidad garantizada hidroeléctrica, expresó que lo expuesto en este punto, es también una reiteración de los argumentos expresados en la fase recursiva; sin embargo, la capacidad efectiva corresponde a la capacidad resultante de la medición en barras de generación de una central hidráulica siguiendo el procedimiento establecido por la Norma Operativa Nº 31 (Procedimiento Para Medir y Determinar la Potencia Efectiva de Centrales de Generación Hidroeléctrica, Consumos Propios y Pérdidas). De acuerdo al numeral 3 de dicha norma, la medición de la potencia efectiva puede realizarse a través de dos tipos de ensayos: una ordinaria y otra extraordinaria. De acuerdo al numeral 7, el Ensayo Ordinario se realiza a requerimiento del CNDC de acuerdo a lo establecido en dicha Norma Operativa; mientras que, el Ensayo Extraordinario se realiza a requerimiento del CNDC o del Agente, cuando ingrese una nueva unidad o cuando existan razones fundamentales que impliquen una variación de la potencia efectiva. Asimismo, de acuerdo al numeral 11 de la citada Norma Operativa, la Potencia Efectiva permanece vigente hasta que se modifique por medio de un ensayo extraordinario.

Por otra parte expresó, que la Capacidad Garantizada, es el resultado de un cálculo efectuado por el CNDC, de acuerdo a lo establecido en la Norma Operativa Nº 2 (Determinación de la Potencia Firme). Este cálculo responde a los criterios y procedimientos señalados en el numeral 4 de la referida Norma Operativa y se operativiza a través de las simulaciones realizadas en el SDDP y NCP. A diferencia de la Capacidad Efectiva, la Capacidad Garantizada no constituye una valor dado por una medición, sino que es resultado de un proceso de cálculo y optimización para determinar la participación que han de tener los diferentes agentes (generadores térmicos e hidroeléctricos) en el mercado eléctrico, sobre la base de un criterio de despacho económico.

Continua expresando que, de acuerdo a la Ley Nº 1604 de Electricidad, el Comité Nacional de Despacho de Carga, tiene entre otras la función de: “Planificar la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional (SIN), con el objeto de satisfacer la demanda mediante una operación segura, confiable y de costo mínimo…”. Asimismo, indica que en función a lo dispuesto por el art. 32 (Programación de Mediano Plazo) del ROME, el CNDC es responsable de realizar la programación de la Operación de Mediano Plazo cumpliendo las disposiciones  de dicho Reglamento, utilizando los antecedentes definidos de acuerdo al art. 31 del citado Reglamento, así como los modelos de largo y mediano plazo de optimización y simulación de operación, que definen la ubicación económica de las cantidades semanales disponibles de energía hidráulica y el despacho hidrométrico del Mercado, teniendo en cuenta el Parque Generador Disponible, la red de transporte y las condiciones de desempeño mínimo vigentes. Entonces es innegable que la entidad competente para realizar tanto las mediciones de la Potencia Efectiva como el cálculo de la Potencia Garantizada es el CNDC. Refiere que la parte demandante incurre en error conceptual al pretender asignarle un mismo significado a los términos “Capacidad Efectiva” y “Capacidad Garantizada”, siendo que ambos conceptos difieren sustancialmente, no existiendo controversia entre el CNDC y la AE respecto a la postura de COBEE para alcanzar la Capacidad Efectiva declarada, sino que la controversia radica en el cálculo de la Capacidad Garantizada.

Manifiesta que COBEE, entiende que la capacidad garantizada no puede ser modificada si no es precedida de una medición de la potencia efectiva que determina una variación de la misma, y sobre esa base, funda la supuesta ilegalidad de la modificación de la Capacidad Garantizada de la Central de Zongo realizada por el CNDC, ya que en su criterio no se modificó la potencia efectiva resultante de la medición de 25 de marzo de 2010, siendo preciso señalar que de acuerdo al art. 29 del ROME, la Programación de Mediano Plazo se realiza dos veces al año (de forma semestral) para un periodo de 48 meses, que comienza en mayo y noviembre respectivamente. De una lectura adecuada e integral de la definición de Capacidad Garantizada de una Central Hidráulica que puede acontecer dentro de la vigencia del Informe de Mediano Plazo; es decir, dentro del periodo comprendido entre la aprobación del IPMP de un semestre determinado y la aprobación del IPMP del siguiente semestre. Esta descripción es consistente con lo establecido en los numerales 7 y 11 de la Norma Operativa Nº 31, y está prevista precisamente para el caso de que una determinada central hidroeléctrica experimente incremento o decremento a su capacidad efectiva dentro del año respectivo, caso en el cual, podría ajustarse la Capacidad Garantizada en función a los resultados de un ensayo extraordinario de la Capacidad Efectiva. Por ello, la modificación de la Capacidad Garantizada de una Central Hidráulica en la aprobación de los Informes de Programación de Mediano Plazo (IPMP) por parte del CNDC sobre las base de los cálculos de optimización y despacho de largo, mediano y corto plazo, a costo mínimo, no es jurídicamente contraria al ordenamiento jurídico aplicable dado que la modelación para la Programación de Mediano Plazo constituyen una función dinámica en la que se analiza las circunstancias y condiciones vigentes en cada periodo aprobado y no pueden permanecer estáticas inmodificables como pretende la actora. Conforme a la afirmación del CNDC realizada en el Informe Preliminar de Precios de Nodo aprobado por Resolución CNDC Nº 309/2012-1 de 28 de septiembre de 2012, se debe tener en cuenta que el hecho de que en un determinado periodo la Capacidad Garantizada de una determinada central hidráulica haya coincidido con la Capacidad Efectiva no implica que deba necesariamente permanecer invariable en los periodos sucesivos acotó.

Referente al Estudio técnico especializado independiente, Mercados Energéticos Consultores presentado por el demandante, sostuvo que la naturaleza del proceso contencioso administrativo, tiene las características de un juicio de puro derecho, de acuerdo a lo establecido en los arts. 779 y 781 del Código de Procedimiento Civil (CPC), con todas las restricciones naturales respecto a la producción de prueba sobre aspectos de hecho, y peor aún, cuando estas son posteriores a la emisión del acto impugnado, no siendo posible analizar otros documentos que encuentren en los antecedentes del proceso administrativo finalizó.

II.1. Petitorio.

La autoridad demandada, solicitó se declare improbada la demanda en virtud a que COBEE, no ha desvirtuado la legalidad de la Resolución Ministerial RJ Nº 113/2014 de 25 de agosto.

III. CONTENIDO DE LA RÉPLICA Y DÚPLICA

Por memorial que cursa a fs. 292, la parte actora manifestó su renuncia expresa a la réplica, solicitando se decrete autos para resolución, conforme dispone el art. 395 del CPC, no dando lugar a la dúplica de la autoridad demandada.

IV. INTERVENCIÓN DEL TERCERO INTERESADO

Richard César Alcócer Garnica, en representación legal de la Autoridad de Fiscalización y Electricidad (AE), por memorial cursante de fs. 272 a 284 vta., se apersonó al presente proceso en su calidad de tercero interesado, refiriendo que:

COBEE, efectúa una copia de distintos apartados de tres Informes emitidos por el CNDC, donde dice existe contradicción; añadiendo que manipular arbitrariamente el parámetro vertimientos les causa una reducción en su remuneración; sin embargo, todos estos argumentos no señalan cuál es la violación al art. 29 del ROME, pese a esta omisión y por la lectura de toda la demanda entendemos que dicha violación, a criterio de la demandante, se debe al hecho de que en el cálculo de la potencia garantizada para el Sistema Zongo en época seca, el CNDC deshabilitó los vertimientos en el Modelo NCP, aspecto que implicaría no representar adecuadamente al Sistema Zongo; en ese entendiendo, COBEE se refiere al último párrafo del citado

artículo, el cual dispone: “El Comité deberá contar con modelos de optimización y despacho de largo, mediano y corto plazo que permitan representar adecuadamente el sistema y sus restricciones para realizar las programaciones indicadas. Los modelos tendrán como función objetivo minimizar los costos de operación de generación más los costos de falla, dentro de las restricciones vigentes y las condiciones de desempeño mínimo. El modelo de optimización permitirá calcular la valorización del agua de los embalses a optimizar con el costo futuro de reemplazo probable, denominado valor del agua del embalse”.