1.- Se ha recibido en esta Dirección su presentación indicada en el antecedente, a través de la cual expresa las consideraciones que se reproducen en este numeral.

A. Riesgo de Falla del Sistema Interconectado del Norte Grande.

Es de público conocimiento que la suspensión de los envíos de gas natural a Chile desde el noroeste de la República Argentina, que afecta al Sistema Interconectado del Norte Grande (“SING”), ha disminuido de manera muy significativa la capacidad de este sistema para servir la demanda eléctrica del área geográfica cubierta por el mismo.

En efecto, el cuadro acompañado muestra que de los 3.596 MW de capacidad de generación instalada en el SING, 2.112 MW corresponden a unidades térmicas que operan a gas natural. Con 100% de restricción de este combustible, la capacidad útil disponible se reduce a 2.446 MW, ello gracias a que algunos de los ciclos combinados diseñados para utilizar gas natural pueden operar alternativamente con petróleo diesel . Destacan entre estos últimos los ciclos combinados de propiedad de Gas XX S.A. (“XX”), los cuales, cumpliendo las restricciones de seguridad del Centro de Despacho de Carga del SING (“CDEC-SING”), pueden aportar hasta 660 MW al SING operando con combustible diesel.

Siendo la demanda máxima bruta estimada por el CDEC-SING para el año 2008 igual a 1.906 MW, se sigue de lo anterior que la indisponibilidad de las Unidades Generadoras de XX acarrea un grave riesgo de insuficiencia del sistema eléctrico, es decir, falta de capacidad para servir la demanda agregada de sus clientes. Al respecto, en el Anexo N°2 de esta presentación se adjunta una simulación efectuada por el CDEC-SING de las condiciones de despacho que se habrían presentado el día 6 de Febrero de 2008, si ninguna de las unidades de XX hubiese estado disponible. En esa circunstancia, el CDEC-SING habría debido instruir una Desconexión Manual de Carga (“DMC”) nominal promedio de 9,1%, la cual se habría traducido en una DMC real aún mayor, debido a la holgura necesaria. Ello hubiese significado para los clientes del SING un déficit de energía superior al 10% de su demanda promedio diaria, y superior al 15% de su demanda en las horas punta. En un día en que otras unidades del SING estuviesen indisponibles por falla o mantenimiento, la indisponibilidad de las unidades de XX podría significar una insuficiencia aún mayor.

Se sigue de lo expuesto que el SING está operando en forma estrecha y, que en consecuencia, cualquier probable indisponibilidad de las centrales que actualmente se encuentran disponibles u operando en el SING, en especial las de GasXX, pondrían en serio riesgo de falla o racionamiento al referido sistema.

B. Impacto que la Indisponibilidad o Falla de las Unidades de GasXX tendría para los Clientes Libres del SING.

La indisponibilidad o falla de las unidades de XX se traduciría en un racionamiento de energía en el SING que, según se señaló, puede estimarse igual o superior al 10% de la demanda, sea que éste racionamiento resulte de un decreto emanado de la autoridad competente, o de una instrucción de DMC del CDEC-SING. Tal racionamiento afectaría de manera pareja a todos los clientes libres, debiendo cada uno de ellos reducir su demanda en el porcentaje señalado.

En el caso de los clientes libres dedicados a la actividad minera, que constituyen más del 90% de la demanda del SING, un racionamiento de esa naturaleza afectaría la continuidad operacional de sus procesos, por cuanto éstos requieren de una disponibilidad continua, estable e ininterrumpida del suministro eléctrico. En efecto, los procesos mineros se caracterizan por su funcionamiento continuo, y cualquier indisponibilidad o restricción de energía de una magnitud como la señalada se traduce en pérdidas de producción imposibles de recuperar, y que en las actuales condiciones de mercado tienen un gran valor económico.

Es importante destacar que un racionamiento de energía en el SING, aún cuando tuviese su origen en una falla o indisponibilidad de las unidades de XX, afectaría por igual a todos los clientes libres, sean o no clientes de XX.

C. Costo de Falla.

El concepto de costo de falla está señalado o referido tanto en la Ley General de Servicios Eléctricos (Decreto con Fuerza de Ley Nº 4, del año 2007, en adelante la “Ley”) como en su reglamento (Decreto Supremo Nº 327, de 1998, del Ministerio de Minería, en adelante el “Reglamento”).

El costo de falla corresponde a la valorización por parte de los clientes finales de no contar con suministro de energía eléctrica en distintos grados de profundidad de déficit.

Existiendo un déficit de energía y un decreto de racionamiento, tanto la Ley como su Reglamento establecen que “Las transferencias de energía que se produzcan en un CDEC, resultantes de la dictación de un decreto de racionamiento, también se valorizarán al costo marginal instantáneo aplicable a las transacciones de energía en el sistema, el que en horas de racionamiento equivale al costo de falla”.

De lo anterior se desprende que todo aquel cliente que tenga sus contratos de suministro de energía eléctrica asociados a las variaciones de los costos marginales del sistema, tiene algún riesgo de tener traspasos de costos de falla a los precios que paga por su suministro de energía.

Conforme se indica en la Ley, existirá una posibilidad de racionamiento cuando exista un déficit sostenido de energía. Esto se puede deber a diversas razones, como por ejemplo la salida de servicio de centrales de un tamaño relevante para el sistema por un período largo o de manera indefinida o definitiva. La no disponibilidad permanente de la oferta mencionada puede ocasionar un déficit permanente de energía dando pie a la posibilidad de la dictación de un decreto de racionamiento.

En el Reglamento se establece que:

“El costo de racionamiento según niveles de déficit de suministro será determinado por la Comisión (Nacional de Energía). Cada cuatro años, la Comisión deberá revisar dicho valor de modo de recoger los cambios que en el período experimenten los principales factores de costo que lo componen, considerando un estudio que contratará con un consultor externo, conforme a las disposiciones legales, reglamentarias y administrativas pertinentes”.

Así las cosas, cada 4 años se debe realizar un nuevo estudio de costo de falla para recoger las nuevas realidades de las percepciones de los clientes en el costo de la falta de suministro de energía eléctrica. Con ocasión de la elaboración del informe técnico preliminar de precios de nudo de la fijación de Abril de 2008, se publicó la tabla que se acompaña de valores para el SING del costo de falla:

En un escenario de indisponibilidad o falla de las centrales de Gas XX, el costo de falla podría tener un impacto en los clientes libres a través de los siguientes mecanismos:

(i) Este costo adicional, o parte del mismo, podría terminar siendo traspasado por las generadoras comercializadoras a los clientes libres -ello según estén estructurados los contratos de suministro-.

(ii) Esta situación afectaría a los clientes libres en general, independientes de quien sea su suministrador, pues ella conllevaría el encarecimiento de la operación del SING como sistema; toda vez que es claro que de no contar con centrales eficientes (como las de XX), los costos de operación subirán considerablemente y de manera permanente. La salida de las centrales de XX, amén de producir un déficit de generación en el sistema, encarecería los costos de producción de éste por cuanto implicaría el despacho de centrales menos eficientes.

(iii) El déficit de energía afectaría o encarecería los procesos productivos de los clientes libres, en particular las compañías mineras, las cuales sufrirían perjuicios, o dejarían de ganar, sumas que en promedio quedan representadas por el costo de falla arriba indicado. Dado que las ventas del SING superan los 1.000 GWh por mes, para un racionamiento promedio del 10% los señalados perjuicios podrían ascender a una suma superior a US$ 100 millones mensuales.

D. Objetivo o Propósito.

Las compañías mineras que detalla, todas ellas clientes libres del SING, han tomado conocimiento de que la ya estrecha situación de este sistema (descrita en el numeral A anterior) se podría agravar notoriamente debido a la posibilidad de que XX enfrente un proceso de quiebra a causa del déficit que le produce el servicio del contrato que dicha generadora mantiene con las distribuidoras que suministran energía a los clientes regulados (“Déficit EMEL”).

En consideración a todo lo anterior, las señaladas compañías mineras están interesadas en disminuir la contingencia de insuficiencia del Sistema Interconectado del Norte Grande, asegurar la capacidad de respaldo y precaver la eventualidad de racionamiento o indisponibilidad de las centrales de XX. Lo anterior, con el fin de mantener un adecuado funcionamiento del SING, a efectos que no se alteren sus procesos productivos.

E. Contrato de Servicio de Respaldo.

A objeto de conseguir los objetivos mencionados en el punto D anterior, las señaladas compañías mineras están evaluando suscribir con XX un contrato denominado “Contrato de Servicio de Respaldo” (“el Contrato”), que precisamente tiene por finalidad contribuir a la continuidad del suministro eléctrico en el SING, sistema interconectado al cual pertenecen tanto dichas compañías como la generadora indicada, mediante la operación de las unidades generadoras de propiedad de esta última que se encuentran interconectadas a ese sistema; las cuales, para los efectos señalados, XX se obliga a mantener interconectadas y disponibles, de forma que toda vez que sean requeridas para operar por el respectivo CDEC éstas efectivamente operen, de la manera más eficiente posible, incluso con combustible diesel si fuese necesario.

En virtud del Contrato, y para lograr los objetivos mencionados en el punto anterior, XX, las empresas Gas XX y sus accionistas, asumen diversas obligaciones adicionales a las que le impone su carácter de generador conectado al SING y proveedor de energía de clientes de este sistema. Entre dichas obligaciones adicionales, se puede mencionar:

(i) Suscribir y mantener vigente un contrato de suministro de petróleo diesel que le asegure el abastecimiento para la operación continua y prolongada de sus dos ciclos combinados (cuatro Unidades Generadoras), hasta el 31 de Diciembre de 2011. Cabe señalar que el total de la capacidad contratada de XX es de aproximadamente 2,4 Unidades Generadoras, es decir, 60% de la capacidad de sus dos ciclos combinados.
(ii) Mantener las Unidades Generadoras interconectadas y disponibles, de forma que toda vez que sean requeridas para operar por el CDEC-SING, éstas efectivamente operen de la manera más eficiente posible (inclusive con diesel si fuese necesario) y hasta una potencia máxima de 600 MW (la cual excede significativamente la potencia contratada de XX). Esta obligación se extiende hasta el 31 de Diciembre de 2013, es decir, hasta dos años después del término del contrato entre XX y las distribuidoras que suministran energía a los clientes regulados (“Contrato EMEL”).
(iii) Solventar con los ingresos de XX y de las empresas GasXX, incluidos los que le generará el Contrato, el Déficit EMEL, evitando de esta forma el riesgo de quiebra de XX. Adicionalmente, los accionistas de XX se comprometen a aportar hasta US$ 100 millones adicionales a XX, con ese mismo fin.
(iv) No modificar sus contratos vigentes a esta fecha, de manera que dicha modificación altere o pueda alterar negativamente, en forma directa o indirecta, la condición financiera de XX, o desmejore los estándares de servicio de mantenimiento de las Unidades Generadoras u otros activos esenciales para la operación de las mismas.
(v) No constituir nuevas garantías sobre los actuales activos de XX, salvo con el propósito de garantizar créditos destinados a efectuar nuevas inversiones en el giro por parte de XX, o garantizar las obligaciones de compra de combustibles.
(vi) No transferir a terceros ajenos a las Empresas Gas XX, sus activos esenciales antes del 31 de diciembre de 2013.

Como contraprestación a las obligaciones que asumirá XX, las compañías mineras que suscriban el Contrato pagarán en forma simplemente conjunta un precio, que será igual a una fracción del Déficit EMEL; ingreso que, como ya se indicó, será destinado por XX a cubrir parte del señalado déficit, en tanto el saldo de dicho déficit será cubierto por otros ingresos de XX, por las empresas Gas XX y por sus accionistas. El precio indicado se pagará hasta el 31 de Diciembre de 2011, y estará afecto a ajustes anuales a favor de las compañías mineras en caso que XX obtenga un margen de generación positivo en los ejercicios 2012 a 2020, todo lo anterior en los términos y condiciones que se detallan en el documento que constituye el Anexo N°3 de esta Consulta.

F. Beneficios para las Compañías Mineras.

Las compañías mineras que suscriban el Contrato se beneficiarán mediante el aseguramiento de la continuidad de sus procesos productivos, evitando de esta forma las pérdidas que un eventual racionamiento de energía les podría ocasionar, las cuales pueden estimarse, como se señaló en el punto 3 anterior, en una suma superior a US$ 100 millones mensuales. En contraste, el precio total del Contrato de Servicio de Respaldo se estima en US$ 9,25 millones mensuales (estimación que corresponde a un precio promedio internacional del petróleo igual a US$ 90 por barril).

2.- Expone que a la fecha de la presente consulta, las compañía señaladas, clientes libres del SING, han considerado o están evaluando ser parte del Contrato de Servicio de Respaldo y sobre la situación explicada y los antecedentes entregados, se solicita a este Servicio confirmar los siguientes criterios:

2.1.- Que en base a lo expresado anteriormente, el precio que paguen los clientes libres del SING que suscriban este “Contrato de Servicio de Respaldo”, constituirá un gasto necesario en la determinación de la Renta Líquida Imponible (RLI) del Impuesto de Primera Categoría y la RLI Operacional (RLIO) del Impuesto Específico de la Actividad Minera.

2.2- Que tales pagos deberán ser gravados con Impuesto al Valor Agregado (IVA).

3.- De los antecedentes relacionados precedentemente se tiene que los pagos que se obligan a efectuar los llamados “clientes libres”, cumplen con los requisitos que establece el artículo 31 de la Ley de la Renta, para ser aceptados como gastos necesarios, toda vez que, por un lado, son de carácter obligatorio y, por otro, son necesarios para la realización del giro o actividad, ya que dichos pagos se efectúan en el contexto de la regulación legal de la actividad de generación eléctrica para asegurar la capacidad de respaldo, evitando de esta manera un alza significativa de sus costos de producción. En efecto, de no asegurarse dicha capacidad de respaldo se encarecería significativamente un insumo esencial del proceso productivo de las empresas, como lo es la energía eléctrica, sin perjuicio de que, además, se precave la eventualidad de un racionamiento del servicio eléctrico lo cual afectaría directamente la continuidad y eficiencia de sus procesos productivos.

Así también, respecto de la renta imponible operacional del Impuesto Específico a la actividad minera, debe aceptarse como gasto de las empresas mineras, pues el asegurar la mantención del suministro eléctrico y con ello de la producción, es evidente que resulta necesario para generar los ingresos provenientes de la venta de productos mineros.

En cuanto a la aplicación del IVA, efectivamente el precio del contrato en cuestión se encuentra gravado con dicho tributo, porque en definitiva tiene por objeto el suministro de electricidad, dado que, según los antecedentes proporcionados, XX se obliga a mantener interconectadas y disponibles las unidades generadoras de su propiedad para operar cuando se le requiera.

RICARDO ESCOBAR CALDERON
DIRECTOR

Oficio N° 799, de 17.04.2008.
Subdirección Normativa
Dpto. de Impuestos Directos.