TRIBUNAL SUPREMO DE JUSTICIA

SALA CONTENCIOSA Y CONTENCIOSA ADM., SOCIAL Y ADM. PRIMERA

SENTENCIA Nº 09

       Sucre, 21 de septiembre de 2015        


Expediente                        : 36/2015-CA

Demandante                        : Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A

Demandado                        : Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Magistrado Relator        : Dr. Pastor Segundo Mamani Villca  

   

Pronunciado dentro del proceso Contencioso Administrativo interpuesto por la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Power Company Limited Sucursal Bolivia (“COBEE”) en la que impugna la Resolución Ministerial R.J. Nº 133/2014 de 14 de noviembre, emitida por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía.

VISTOS: La demanda interpuesta por la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Bolivian Power Company Limited Sucursal Bolivia (COBB), de fs. 126 a 132 vta., contestación a la demanda presentada por el Ministerio de hidrocarburos y Energía, representado legalmente por Luis Alberto Sánchez Fernández en su condición de Ministro de Hidrocarburos y Energía., de fs. 145 a 156 vta., los antecedentes del proceso y todo lo que en materia fue pertinente analizar; y:

CONSIDERANDO I:

I. Antecedentes del proceso

Que, teniéndose reconocida la competencia del Tribunal Supremo de Justicia para la resolución de la controversia mediante su Sala Contenciosa y Contenciosa Administrativa, por mandato del art. 2 de la Ley Nº 620 de 29 de diciembre de 2014, tomando en cuenta la naturaleza del proceso contencioso administrativo que reviste las características de juicio ordinario de puro derecho, conforme lo preceptuado por el art. 354 del Código de Procedimiento Civil (CPC), cumpliendo con el control judicial y legalidad sobre los actos ejercidos por el Ministerio de hidrocarburos y Energía; toda vez que, el trámite en la fase administrativa se agotó en todas sus instancias con la emisión de la Resolución del Recurso Jerárquico; correspondiendo únicamente analizar si fueron interpretadas y aplicadas correctamente las disposiciones legales en sede administrativa en el marco de los argumentos expuestos por el demandante, realizando el control judicial de legalidad sobre los hechos resueltos en el recurso jerárquico.

Que, mediante Resolución AE Nº 168/2014 de 28 de abril de 1014, la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad 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 2014 octubre 2014”.

Que, interpuesto el Recurso de Revocatoria contra dicha determinación, mediante Resolución AE Nº 286/2014 de 25 de junio, la AE dispuso: “UNICA.- Rechazar el Recurso de revocatoria interpuesto por la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A., de conformidad a lo establecido en el inc. c) Parágrafo II del art. 89 del Reglamento de la Ley Nº 2341 de Procedimiento Administrativo para el Sistema de Regulación Sectorial SIRESE aprobado mediante DS Nº 27172 de 15 de septiembre de 2003, y confirma en todas sus partes el acto impugnado”.

  Que, en virtud a la notificación con la citada Resolución de Revocatoria, la Empresa regulada interpuso Recurso Jerárquico, que es resuelto por Resolución Ministerial R.J. Nº 133/2014 de 14 de noviembre, que dispuso: “ARTÍCULO UNICO: RECHAZAR el Recurso Jerárquico interpuesto por la empresa COBEE S.A. contra la Resolución Administrativa AE Nº 286/2014 de 25 de junio, emitida por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad, y en su mérito CONFIRMAR la Resolución AE Nº 168/2014 de 28 de abril.

I.2. Contenido de la Demanda Contenciosa Administrativa

Que, mediante memorial de fecha 20 de febrero de 2015 de fs.126 a 132 vta., COBEE  señala que; reclamó en la vía administrativa la comisión de una ilegalidad y arbitrariedad por parte del Comité Nacional de Despacho de Carga (“CNDC” o “Comité”), 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.

Con esas acciones, acusó expresó haberse 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. …”

I.3. Agravios contenidos en la Resolución Ministerial R.J. Mº 133/2014 de 14 de noviembre.

       I.3.1. 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 i) Informe de Programación de Mediano Plazo (“IPMP”); ii) Informe Preliminar de Precios Nodo (“IPPN”); é, iii) Informe de Precios de Nodo (“IPN”), son los documentos técnicos elaborados por el CNDC que sirven de base para que la Autoridad de Electricidad (AE) aprueba 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.

Señala 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-Nov 12-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.” Expresó 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 esta irregularidad, la AE aprobó los denominados “Preciso 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, lo que genera una reducción en la remuneración de COBEE por la operación del sistema de generación hidroeléctrica Zongo (Sistema Zongo).

I.3.2.- Implicancias de la Deshabilitación de la función “Vertimientos” en las simulaciones del Modelo NCP.-

Aseveró 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. 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. En el caso de Zongo indica, 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.

Por la configuración topológica y funcionalidad de los “Vertimientos” 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, 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-arbil 2013, porque sus resultados no están representado de la mejor manera el comportamiento del sistema eléctrico, alejándose de la realidad de dicho sistema.

Manifiesta que el art. 29 del ROME, establece que “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…”. Continua expresando que conforme al art. 32 del citado Reglamento (ROME), para la Programación de Mediano Plazo, el CNDC debe utilizar lo “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 poner especial atención al componente “TOPOLOGIA DEL SISTEMA HIDRAULICA”, 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. En concreto al caso de COBEE sostiene, que 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). Los “Vertimientos” sostiene- 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 si mismos 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.

Realizó una explicación del sistema Zongo en época seca, cuyo funcionamiento seria de la siguiente forma:

  1. Las Centrales de PASADA aprovechan todo el caudal disponle 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.
  2. 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.
  3. Los “Vertimientos” han sido medios de los que dispone el sistema Zongo para la optimización del uso de agua, por ello, estos 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” se darán sí o sí en época seca para el Sistema Zongo de COBEE, permiten empuntar (generar al máximo) todas las Centrales inclusive en época seca, donde el agua es un recurso limitado, y ES ESTA LA REALIDAD LA QUE EL CNDC DEBE REPRESETNAR EN EL MODELO NCP PARA EL PERIODO SECO (mayo-octubre).
  4. Conforme a la experiencia de los años anteriores, los “Vertimientos” 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 MAS BENEFICIOSOS Y OPTIMOS PARA EL SIN y no debe ser tachados de ser 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.3.3.- Incorrecta aplicación de un procedimiento por parte del CNDC 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 la explicación anterior, sostiene que el Sistema Zongo en época seca, es un procedimiento incorrecto, al vulnerar el art. 29 del ROME incluyendo una restricción ficticia al citado sistema (no vertimientos en época seca) que contradice su diseño y actual topología, conforme se aprecia en el gráfico (pág. 202) 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 Hidrométrica Estocástico con Restricción de Red), hace más de una década (año 2000) y posteriormente el Modelo NCP (año 2002), para presentar 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. Solo 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, considera que es 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, concordante con el art. 180.I de la CPE, y es una arbitrariedad pretender que el sistema se adapte o adecue súbita e inmediatamente a un par de conceptos deseables pero INEXISTENTES, siendo la ocurrencia de “Vertimientos” en el Sistema Zongo 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 la habilitar los “Vertimientos” en el Modelo NCP, el CNDC no solo está simulando de forma incorrecta e inadecuada el sistema sino que encareciendo sostuvo, remitiéndose en el 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, y que por tales consideraciones señaló que existe 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 al art. 19 de la Ley de Electricidad, art. 3 del ROME y art. 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.

Manifiesta 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, los  mismos que consideró son inválidos a considerar ya que ninguno corresponde a una simulación adecuada del funcionamiento real del Sistema Zongo. Sostiene que 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 de un Conjunto de Centrales Hidroeléctricas en Cascada, como 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 la Capacidad Efectiva Hidroeléctrica, es la capacidad efectiva, medida en barras de generación, que una central hidroeléctrica es capaz de generar”

Señala 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 fecha 25 de marzo de 2010 realizada a solicitud del CNDC, como se desprende de la gráfica elaborada al efecto (fs. 204) 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 señala por el CNDC en fecha 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 del año 2005 (época seca).

La medición de Capacidad Efectiva 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 a 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 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 que 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.4. Petitorio

Concluye, señalando que en virtud a los argumentos de hecho y de derecho expuestos en la demanda, se emita Sentencia declarando probada la demanda, consiguientemente revocar totalmente la Resolución Administrativa R.J. Nº 133/2014 de 14 de noviembre, y en su mérito revocar las Resoluciones  AE Nº 286/2014 de 25 de junio, y AE Nº 168/2014 de 28 de abril, emitidas por la autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad, a objeto de que la entidad demandada de cumplimiento al art. 29 del Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico aprobado por DS Nº 26093 de 2 de marzo de 2001 (ROME) , debiendo la AE emitir nuevas resoluciones, previa instrucción al Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) de considerar habilitados en todo momento el parámetro vertimientos en el Modelo NCP para la determinación de la Potencia Garantizada Hidroeléctrica del Sistema Zongo de COBEE para la emisión del Informe de Precios de Nodo periodo mayo 2014-octubre 2014 y demás informes posteriores.

V.1.  Respuesta del Ministerio de Hidrocarburos y Energía

Que, corrido el traslado responde el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, a través de su titular Ing. Luis Alberto Sánchez Fernández, contesta negativamente la demanda por memorial cursante de fs. 145 a 156 vta., argumentando lo siguiente:

       1.- Sobre la posible violación del art. 29 del ROME, señala que la Empresa demandante no precisa en que consiste la violación de la señalada disposición legal, pero no obstante de ello, 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. De la lectura de la parte pertinente (último párrafo del citado artículo) 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. Este aspecto según señala, es explicado en el punto siguiente cuando se manifiesta que “Vertimientos” no constituyen un parámetro constante, sino que es variable en función a la cantidad de agua en cada etapa, consiguientemente el demandante afirma no haber 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.

       V.2.- Con referencia a las Implicancias de la deshabilitación de las función “Vertimientos” en las simulaciones del Modelo NCP, en el que debe considerarse en la configuración Topología de dicho software, señaló que el actor se limitó a copiar los argumentos del recurso de revocatoria y jerárquico respectivamente , omitiendo refutar los fundamentos de la Resolución Ministerial RJ Nº 133/2014, resolución que resolvió indicando que giraba en torno al cuestionamiento y rechazo a 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 cumple los vertimientos dentro de un sistema de generación hídrica. Una de las propiedades más importantes de la topología es la continuidad, según la cual es admisible una transformación de la figura siempre que exista una correspondencia biunívoca entre los puntos de la figura original y los de la figura transformada.

Expresó que la topología de una central hidráulica representa un conjunto de elementos (turbinas, generadores, embalses, tuberías, canales de conducción, cámaras, compuertas, etc.), considerados y representanticos 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.

Continúa manifestando que 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 constituyen un componente esencial e intrínseco de la configuración topológica del Sistema Zongo de COBEE.

Según el recurrente señala- 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.

       De acuerdo al Manual del NCP (punto 6.1 “Balance de agua en plantas Hidroeléctricas”) describe la presentación del balance de agua en las plantas hidroeléctricas, (fórmula de fs. 150), donde la entidad demandada señala 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 afirmado por 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. Esta condición 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 si mismos los sistemas de generación, sino que requiere un usuario introduzca los parámetros necesarios de acuerdo a la realidad de cada sistema, manifestó que el en caso presente, 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 presente en el SIN, por lo que este argumento tampoco desvirtúa el fundamento de la RM 133/2014.

V.3.- Respecto al entendimiento del vertimiento en el Sistema Zongo de COBEE en época seca (mayo octubre) sostiene que el demandante en este punto 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.

       El argumento continua siendo 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 a que el sistema se pretendería ir contra la verdad material, seguridad jurídica y una arbitrariedad pretender que el sistema se adapte a un par de conceptos deseables per inexistentes, señaló que la AE como el MEH se basó en fundamentos técnico que no mereció ningún argumentos que desvirtué el análisis de la entidad demandada, y que tan solo es una reiteración de los argumentos esgrimidos en el recurso de revocatoria y jerárquica, que carece de una exposición jurídica y técnica que la RM Nº 133/2014 le resulta injusta y agraviante, precisando en que consiste esos errores si lo hubiere.

       V.4.- 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) donde los 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, además de contar 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 primero 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 MW con una duración de 18 horas, asimismo con una caudal de entrante en la cascada según COBEE de (Qin) de 7 m3/s., generando un costo de 2.250.- $us con vertimientos; y 3.927 $us sin vertimientos, según la simulación en el modelo NCP efectuado por COBEE, lo que importa un encarecimiento en el despacho, incumpliendo el marco normativo vigente para el sector eléctrico. Esta simulación afirma que fue replicado por CNDC con el software NCP con los valores encontrados, arribando a conclusiones diferentes a las de COBEE, advirtiéndose una incoherencia estructural de la cascada Topológica, que desde el principio se está desaprovechando el recurso hídrico, aspectos que no habrían sido sustentados en la resolución impugnada y las que preceden, concluyéndose 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 Media Plazo impugnado en la 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 legal.

       V.5.- Sobre el procedimiento legal para ajustes de capacidad garantizada hidroeléctrica, expresó que además de ser 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; 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 criterio 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 (CNDC), tiene entre otros las funciones 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 en 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 recurrente 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.

Entiende COBEE 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 Centra de Zongo realizada por el CNDC, ya que en su criterio no se modificó la potencia efectiva resultante de la medición del 25 de marzo de 2010. 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 el numeral 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.

V.6.- 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 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.

PETITORIO.-

A tiempo de ratificarse en todos y cada uno de los fundamentos de la Resolución impugnada solicitó declarar improbada la demanda contenciosa administrativa, manteniendo firme y subsistente la Resolución Ministerial RJ Nº 133/2014 de 14 de noviembre, con costas.

CONSIDERANDO II:

II.1. Fundamentos jurídicos del fallo

Que, el procedimiento Contencioso Administrativo, constituye una garantía formal que beneficia al sujeto administrado, a través del derecho de impugnación contra los actos de la administración que le sean gravosos, para lograr el restablecimiento de sus derechos lesionados con la interposición precisamente del proceso contencioso administrativo, en el que la autoridad jurisdiccional ejerce el control de legalidad, oportunidad, conveniencia o inconveniencia de los actos realizados en sede administrativa. Por la naturaleza del proceso contencioso administrativo que reviste las características de juicio de puro derecho, cuyo objeto es conceder o negar la tutela solicitada por el demandante, teniéndose presente que el trámite en la fase administrativa se agotó con la resolución del Recurso Jerárquico; por consiguiente, corresponde a este Tribunal analizar si fueron aplicadas correctamente las disposiciones legales con relación a los hechos expuestos por la entidad demandante y realizar el control judicial de legalidad sobre los actos ejercidos por la entidad demandada.

Que, de la normativa aplicable, de los antecedentes de la demanda se tiene: que al existir denuncia de vulneración de normas administrativas, corresponde su análisis y consideración, estableciendo, que el objeto de la presente controversia se refiere a constatar; Si es evidente la vulneración del Art. 29 del ROME y que constituye una modificación a la representación de la topología del sistema Zongo en el modelo NCP, cuya vulneración habría sido reconocida por el propio CNDC.

Que, la Autoridad de Electricidad por Resolución AE Nº 168/2014 de 28 de abril, resolvió “Aprobar los Precios Nodo de Energía y Potencia, Potencia Desplaza, 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, para su aplicación en el periodo mayo-octubre 2014”.

Contra dicha determinación COBEE interpuso recurso de revocatoria que fue resuelta por Resolución AE Nº 286/2014 de 25 de junio, que resolvió “Rechazar el Recurso de Revocatoria, de conformidad a lo establecido en el inciso c) parágrafo II del art. 89 del Reglamento de la Ley de Procedimiento Administrativo para el Sistema de Regulación Sectorial SIRESE aprobado por DS Nº 27172 de 15 de septiembre de 2003, y por ende confirma en todas sus parte el acto impugnado, contra el que la entidad regulada interpuso Recurso Jerárquico, que fue resuelto por Resolución RJ Nº 133/2014 de 14 de noviembre.

II.1. Supuesta vulneración de lo establecido en el art. 29 del ROME y que constituye una modificación a la representación de la topología del sistema Zongo en el modelo NCP.

  1. Sobre la utilización de los vertimientos en el diseño de generación del Sistema Zongo de COBEE.

Con relación al cuestionamiento efectuado por COBEE al cálculo de la potencia garantizada de la citada Empresa  para el Sistema Zongo por parte del CNDC, basado en una modificación señalada en la demanda, sobre la topología de dicho sistema, ocasionado por la deshabilitación de los vertimientos del Sistema Zongo, lo que vulneraria lo dispuesto por la Norma Operativa Nº 29 y el art. 29 del ROME, por no representar adecuadamente lo señalado al sistema Zongo, corresponde expresar que la Topología aplicado al diseño de las centrales hidroeléctricas se puede afirmar 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. La restricción la transformación de la topología de centrales hidráulicas ésta dada por el respeto a la invariancia topológica y a la continuidad de los elementos de dicha central que permiten transformar la energía potencial almacenada en el agua en energía eléctrica.

Dada la vinculación del uso de vertimientos con la topología, su deshabilitación en la del Sistema Zongo, 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.

La Empresa demandante señaló 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, porque se eliminaría un componente esencial y existente para el balance hidráulico y se invalida la representación adecuada del sistema en su conjunto. Sobre el particular, el manual del NCP (punto 6.1 “balance de agua en plantas Hidroeléctricas”) describe la representación del balance de agua en las plantas hidroeléctricas, “(…) donde V(i,t) representa el volumen almacenado del agua en planta i, etapa T. El volumen turbinado se representa por Q(i,t), mientras que el volumen vertido es S(i,t). De acuerdo a la formula descrita para el efecto, se dio la posibilidad de representar el tiempo de viaje del agua entre dos plantas en cascada, siendo m,i el tiempo de recorrido entre la planta de agua arriba m y la planta de cuestión i. Para cada planta i, M(i) es el conjunto de plantas ubicadas inmediatamente aguas arriba de i. El aporte natural incremental a la planta i representada por A(i,t), mientras que el riego y la evaporación son representadas por I(i,t) y E(i,t) respectivamente.

De lo expuesto, queda claro, que el volumen vertido S(i,t), no constituyen un parámetro constante, siendo más bien un variable en función a la cantidad de agua en cada etapa t. Si bien es cierto que el vertimiento es una acción provocada de conducción del recurso hídrico, la normativa no restringe la posibilidad de adopción de un valor S(i,t) = 0 (deshabilitar los vertimientos) para la operación del sistema. Dicha condición no implica la modificación de la fórmula del Balance hidráulico, preservando la invariancia y continuidad topológica de la Planta de COBEE.

  1. Representación adecuada de la Topología Hidráulica en el Modelo NCP.

Sobre la capacidad garantizada que solo puede ser ajustada en la gestión o año respectivo, en función a los resultados de las pruebas de la Capacidad Efectiva efectuadas por el CNDC, y al no haberse realizada ninguna medición conforme la Norma Operativa Nº 2, no sería posible modificar la citada Capacidad Garantizada, por no operar ella a través de una manipulación arbitraria de la configuración del modelo NCP, extrayendo para el informe de Mediano Plazo del periodo noviembre 2012 octubre 2016 emitido por el CNDC, entendiendo sobre esa base que la Capacidad Garantizada de las centrales hidroeléctricas es igual a su Capacidad Efectiva.

A efectos de una mejor comprensión, se tienen que de acuerdo a la Norma Operativa Nº 2 “Determinación de la Potencia Firme” (“NOp.2), se dio las siguientes definiciones de Capacidad Garantizada y Capacidad Efectiva:

b.1.- Capacidad Garantizada de un Conjunto de Centrales Hidroeléctricas en Casaca, es la capacidad correspondiente a 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, consiguientemente la capacidad garantizada podrá ser ajustada en el año correspondiente, en función a los resultados de las pruebas de la Capacidad Efectiva efectuadas por el CNDC.

b.2.- Capacidad Efectiva Hidroeléctrica, entendida como la medida en barras de generación, que una central hidroeléctrica es capaz de generar.

De acuerdo a la definición dada, la capacidad efectiva corresponde a la capacidad resultante de la medición en barras de generación de una central hidráulica siguiente el procedimiento establecido por la Normativa Nº 31 (Procedimiento Para medir y Determinar la Potencia Efectiva de Centrales de Generación Hidrométrica, Consumos Propios y Perdidas), con la posibilidad de efectuar la medición de la potencia efectiva a través de dos tipos de ensayos; la ordinaria y extraordinaria. De acuerdo al Numeral 7, el Ensayo Ordinario se realiza a requerimiento del CNDC de acuerdo a dicha Norma Operativa; entre tanto 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. Además, de acuerdo al numeral 11 de la referida Norma Operativa, la Potencia Efectiva permanece vigente hasta que se modifique por medio de un ensayo extraordinario.

En cambio la Capacidad Garantizada, es entendida como 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), que responde a los criterios y procedimientos señalados en el numeral 4 de la misma norma, operativizandose a través de las simulaciones realizadas en el SDDP y NCP, donde a diferencia de lo anterior (capacidad efectiva) la Capacidad Garantizada no constituyen un 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 despacho económico.

No se debe perder de vista que acuerdo a la Ley Nº 1604 de Electricidad, el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC), tiene 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. Así también, de acuerdo al art. 32 del ROME, el CNDC, es responsable de realizar la programación de la Operación de Media Plazo, utilizando los antecedentes definidos de acuerdo a lo dispuesto por el art. 31 del mismo cuerpo normativo, así como los modelos de largo y mediano plazo de optimización y simulación de la operación, que definen la ubicación económica de las cantidades semanales disponibles de energía hidráulica y el despacho hidroeléctrico del Mercado, teniendo en cuenta el Parque Generador Disponible la red de transporte y las condiciones de desempeño mínimo vigentes, no quedando duda que de acuerdo a la normativa señalada, establece que la entidad competente para realizar tanto las mediciones de la Potencia Efectiva como el cálculo de la Potencia Garantizada sin duda está en el Comité Nacional de Despacho de Carga y que para el cálculo de la Potencia Garantizada, cuenta con modelos de optimización y despacho de largo, mediano y corto plazo (SDDP y NCP), que le permite realizar un despacho a costo mínimo, preservando las condiciones de desempeño mínimo, utilizando todos los parámetros disponibles en los modelos, existiendo un aparente error conceptual existente entre la Capacidad Efectiva y la Capacidad Garantizada, y que de acuerdo al art. 29 del ROME citado, la Programación de Mediano Plazo se realiza dos veces al año (semestral) para un periodo de 48 meses, que comienza en mayo y noviembre, concluyéndose del razonamiento descrito, que las modificaciones de la Capacidad Garantizada de una Central Hidráulica en la aprobación de los Informes de Programación de Mediano Plazo por parte del CNDC sobre la optimización y despacho de largo, mediano y corto plazo, a costo mínimo, no es contraria al ordenamiento jurídico aplicable al caso de autos, por cano la modelación para la Programación de Mediano Plazo constituye una función dinámica en la que se analiza las circunstancias y condiciones vigentes en cas periodo aprobado, no pudiendo quedar estáticas ni inmodificables.

  1. Encarecimiento del Sistema por reducción de potencia garantizada hidroeléctrica y mayor requerimiento de potencia garantizada termoeléctrica.

De acuerdo a la simulación efectuado por el CNDC con los mismos datos utilizados por COBEE y con el software  NCP replicando los valores encontrados, dicha entidad arribó a la siguiente conclusión: “La incoherencia estructural de la cascada “Topológica”, desaprovechándose el recurso hídrico (2m2/s/ en las 2 primeras centrales; puesto que con esta cascada se generaría 840 MWh por día, sin embargo si la topología del ejemplo fuera coherente se lograría generar 1032 MWh por día y no existiría vertimientos al aprovechar los 7 m3/s en las 3 centrales, suponiendo que el mismo es continuo. En el ejercicio de COBEE sin vertimientos, la generación hidroeléctrica de la cascada es de 737 MWh por día”.

Asimismo, efectuada la simulación, el CNDC encontró como resultado que el sistema genera 737 MWh por día sin realizar vertimientos, debido a que la cantidad de agua es limitada, realizando un uso racional del recurso hídrico para asegurar el suministro seguro y a costo mínimo. Observó por otra parte que el agua almacenada (0.259 Hm3) en la primera central (H1) se vacía a horas 24.00 y el costo total de operación es de 3.921,3 $us. Similar al costo de operación del ejemplo de COBEE, sin vertimientos.

En el mismo ejemplo, el CNDC consideró el escenario donde las centrales hidroeléctricas generan a máxima capacidad en el periodo de punta por 3 horas llegando a determina que bajo estas condiciones de operación del embalse, la energía generada por la cascada es de solo 713 MWh por día, en ligar de los 737 MWh por día, del caso anterior, debido a la necesidad de verter 21.600 m3 de agua para generar la máxima capacidad de las centrales hidráulicas durante las 3 horas, resultando que el costo total de producción se incrementa de 3.921,3 $us. a 4.337,01 $us, representando una diferencia de 415,71 $us. en una día, respecto al primer ejercicio. La AE estableció consecuencias adicionales en el ejemplo anterior, traducido en una menor cantidad de agua turbinada y un mayor uso del parque generador término que a su vez implica una mayor cantidad de gas a ser utilizado. Evidenció también que la cantidad de agua vertida alcanza un valor de 21.600 m3 para poder empuntar durante las 3 horas, volumen que no se turbinó en las plantas H1 y H2, lo que imposibilitó el aprovechamiento racional y óptimo del agua, encareciendo de esta forma la operación del sistema eléctrico. De todo lo expuesto, se concluye que no existe encarecimiento del sistema por la reducción de la potencia garantizada de la entidad regulada, conforme a las conclusiones arribadas por la CMDC en los ejemplos de simulación efectuadas por ésta, por lo que la aprobación de los Precios Nodo de Potencia y Energía correspondiente al periodo impugnado, sobre la base de la programación realizada por el CNDC del funcionamiento de las Centrales del Sistema Zongo perteneciente a la entidad demandante.

Que, del análisis precedente, éste Tribunal de Justicia concluye que la Resolución Ministerial R.J. Nº 133/2014 de 14 de noviembre, fue emitida en cumplimiento de la normativa legal dispuesta para el efecto, no habiéndose encontrado infracción o vulneración de derechos en el procedimiento administrativo, particularmente en la resolución impugnada, actos administrativos sobre los que la autoridad jurisdiccional ejerce el control de legalidad, oportunidad, conveniencia o inconveniencia de los actos realizados en sede administrativa.

POR TANTO: La Sala Contenciosa y Contenciosa Adm., Social y Adm. Primera del Tribunal Supremo de Justicia, en ejercicio de la atribución conferida en los arts. 778 y 780 del CPC, art. 2.1 de la Ley 620 de 29 de diciembre de 2014, administrando justicia a nombre de la Ley, y en virtud a la jurisdicción que por ella ejerce, falla declarando IMPROBADA la demanda Contencioso Administrativa de fs. 126 a 132 vta., presentada por la Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. Bolivian Power Company Limited Sucursal Bolivia (COBEE) y en su mérito, mantiene firme y subsistente la Resolución Ministerial R.J. Nº 133/2014 de 14 de noviembre.  Respectivamente.

Regístrese, notifíquese y archívese.