La Regulación del Segmento Distribución en Chile. Documento de Trabajo

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Texto completo

(1)

del Segmento

Distribución

en Chile

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(3)

del Segmento

Distribución

en Chile

Documento de Trabajo

(4)

Comisión Nacional de Energía

Gobierno de Chile Teatinos 120, piso 7

Fono: 56 – 2 / 365.68.00 - Fax: 365.68.34 Sitio web: www.cne.cl

Email: energia@cne.cl Santiago de Chile

(5)

1 INTRODUCCIÓN ... 5

2. CARACTERÍSTICAS DEL SEGMENTO DE DISTRIBUCIÓN ... 7

2.1 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA INDUSTRIA ... 7

2.1.1 Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) ... 8

2.1.2 Sistema Interconectado Central (SIC) ... 9

2.1.3 Sistemas eléctricos de Aysén ... 10

2.1.4 Sistemas eléctricos de Magallanes ... 10

2.2 CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO ... 10

2.3 ESTRUCTURA DE COSTOS DE LA INDUSTRIA ... 13

2.3.1 Caracterización económica de la función de costos de la industria ... 13

2.3.2 Servicios provistos por las concesionarias de distribución ... 14

3. MARCO LEGAL Y REGLAMENTARIO ... 17

3.1 ASPECTOS GENERALES DE LA NORMATIVA VIGENTE PARA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ... 17

3.2 DESCRIPCIÓN DE LA LEGISLACIÓN VIGENTE PARA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ... 22

3.2.1 Ley General de Servicios Eléctricos ... 22

3.2.2 Disposiciones complementarias a la Ley General de Servicios Eléctricos ... 25

3.3 DESCRIPCIÓN DE LA INSTITUCIONALIDAD VIGENTE PARA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA ... 26

4. PROCESOS DE DETERMINACIÓN DE TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN EN EL SEGMENTO REGULADO .... 31

4.1 INTRODUCCIÓN ... 31

4.2 CONCEPTOS BÁSICOS DE LOS PRECIOS DE DISTRIBUCIÓN ... 31

4.3 PROCEDIMIENTO DE FIJACIÓN DE PRECIOS DE DISTRIBUCIÓN ... 33

4.3.1 Descripción de las fases del proceso de fijación tarifaria ... 33

4.3.2 Principales actividades del proceso de fijación de tarifaria ... 35

5 PROCESOS DE DETERMINACIÓN DE COSTOS DE LOS SERVICIOS ASOCIADOS ... 44

5.1 INTRODUCCIÓN ... 44

5.2 PROCEDIMIENTO DE DETERMINACIÓN DE COSTOS DE LOS SERVICIOS ... 45

5.2.1 Proceso Administrativo establecido por la Ley y por la Comisión ... 45

5.2.2 Proceso Técnico para la realización de los estudios ... 46

5.2.3 Etapas del Estudio ... 46

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6. PROCESOS DE DETERMINACIÓN DE PEAJES DE DISTRIBUCIÓN ... 48

6.1 INTRODUCCIÓN ... 48

6.2 CONCEPTOS BÁSICOS ... 49

6.3 PROCEDIMIENTO DE DETERMINACIÓN DE PEAJES DE DISTRIBUCIÓN ... 49

6.3.1 Primeras Consideraciones. Efecto Precio de Compra... 50

6.3.2 Estructuración del Peaje y consideración de las pérdidas ... 51

6.3.3 Estructuración del Peaje. Energía, Potencia y Factores de Coincidencia ... 53

6.3.4 Incorporación de los costos fijos ... 53

6.3.5 Estructura general del Peaje de Distribución ... 54

ANEXO 1: EMPRESAS CONCESIONARIAS DE DISTRIBUCIÓN ... 55

1. ZONAS DE CONCESIÓN DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS ... 56

2. COMPRAS Y VENTAS DE ENERGÍA DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, AÑO 2005 ... 60

ANEXO 2: OPCIONES TARIFARIAS ... 61

1. CLIENTES CON SUMINISTROS DE PRECIO REGULADO ... 62

2. OPCIONES TARIFARIAS ... 62

3. CONDICIONES DE APLICACIÓN DE LAS TARIFAS ... 69

4. FÓRMULAS TARIFARIAS ... 72

5. OTRAS CONSIDERACIONES ... 79

ANEXO 3: EFECTO DE LOS CAMBIOS INTRODUCIDOS POR LA LEY CORTA II SOBRE LOS CLIENTES REGULADOS DE DISTRIBUCIÓN ... 81

1. SITUACIÓN VIGENTE HASTA MAYO/2005: ANTES DE LA LEY CORTA II ... 82

2. SITUACIÓN VIGENTE A PARTIR DE MAYO/2005: PROMULGACIÓN DE LEY CORTA II ... 84

ANEXO 4: NORMATIVA LEGAL APLICABLE AL SEGMENTO DE DISTRIBUCIÓN ... 91

1. INTRODUCCIÓN... 92

2. NORMATIVA LEGAL DFL Nº 1, DE 1982 ... 93

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El presente documento ha sido elaborado por la Comisión Nacional de Energía, en adelante la Comisión, con el objetivo de poner a disposición de los agentes del mercado eléctrico y del público en general las principales características de los sistemas eléctricos de distribución, los principios y fundamentos de su marco regulatorio y los principales procesos de determinación de precios que se aplican a esta industria en Chile.

El marco regulatorio de la industria eléctrica vigente está compuesto por una serie de leyes, reglamentos y normas, que regulan la producción, transporte, distribución y comercialización de energía eléctrica, y la provisión de los servicios complementarios a estas actividades y los servicios asociados al suministro de electricidad. Entre los principales cuerpos normativos se cuentan, la Ley General de Servicios Eléctricos (Decreto con Fuerza de Ley Nº 1 de 1982, del Ministerio de Minería), en adelante la Ley, que establece las disposiciones fundamentales para el desarrollo de la actividad económica en esta industria; la Ley Nº 2.224 de 1978, del Ministerio de Minería, que crea la Comisión Nacional de Energía, órgano encargado de la regulación de precios, elaborar la política y promover los cambios legales, reglamentarios y normativos para el buen funcionamiento del sector; y la Ley Nº 18.410 de 1985, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que norma las atribuciones y responsabilidades de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, en adelante Superintendencia, órgano fiscalizador del sector.

En el proceso de producción, transporte y distribución de la energía eléctrica, el marco regulatorio distingue, en primer lugar, el segmento de generación, constituido por las centrales generadoras interconectadas al sistema eléctrico, respecto del cual se reconoce que puede operar en condiciones de libre competencia.

En segundo lugar, distingue a los sistemas de transmisión, que incluyen los sistemas de voltajes mayores a 23 KV (kilovolts), que se subdivide en sistemas de transmisión troncal, sistemas de subtransmisión y sistemas de transmisión adicional. Para estos sistemas la Ley establece, como regla general, que su operación debe realizarse bajo condiciones de acceso abierto y no discriminatorio, contra el pago de peajes por el servicio de transporte de energía y potencia. Sólo en el caso de la transmisión adicional es posible restringir el acceso por falta de capacidad.

En tercer lugar, la Ley reconoce al segmento de distribución eléctrica, el cual tiene características de monopolio natural1. Por este motivo se regulan las condiciones de su explotación, los precios que puede

1

INTRODUCCIÓN

1. Es importante aclarar que la actividad de distribución, es decir, la instalación y explotación de sistemas de distribución, es una actividad esencialmente

monopólica, debido a la dificultad e ineficiencia que implicaría duplicar o triplicar redes en las mismas áreas de operación. Aunque, en términos legales, en Chile es posible superponer sistemas, dicha condición resulta altamente ineficiente desde el punto de vista económico.

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cobrar a clientes regulados y la calidad de servicio que debe prestar. La distribución sujeta a regulación de precios, la cual se analiza extensamente en el presente documento, se define como aquella actividad que realiza el transporte de potencia y energía eléctrica a niveles de voltaje de 23 KV o menos, y se encarga del suministro de energía a consumidores cuya potencia conectada es inferior o igual a los 2.000 KW (kilowatts), con excepción de aquellos clientes que contraten condiciones especiales de suministro o que, teniendo una potencia conectada superior a los 500 KW e inferior o igual a los 2.000 KW, hayan optado por suscribir un contrato libre. Por otro lado, las empresas generadoras pueden vender energía a clientes de potencia conectada superior a 2.000 KW, o bien clientes que contraten condiciones especiales de suministro o que, teniendo una potencia conectada superior a los 500 KW e inferior o igual a los 2.000 KW, hayan optado por suscribir un contrato libre, algunos de los cuáles se encuentran físicamente instalados en las zonas de concesión de una distribuidora y por lo cuál deberán pagar un peaje de distribución, en caso de que usen la red de la distribuidora. Este peaje también se encuentra regulado en la Ley.

Para lograr el objetivo de describir y explicar las principales características del segmento de distribución eléctrica y su respectiva regulación, este documento se organiza de la forma que a continuación se detalla. El capítulo 2 presenta una descripción de los sistemas de distribución en Chile, incluyendo la forma en que se organiza la industria, la configuración actual de la distribución en el país, la estructura de costos y los diversos servicios provistos. En el capítulo 3 se identifican y describen los principales cuerpos legales relativos a distribución de electricidad en Chile, a través de una síntesis de su contenido.

En el capítulo 4 se presenta en forma más detallada la regulación económica de la distribución en Chile en el segmento de clientes regulados y se describen las metodologías y procedimientos de los procesos tarifarios para la fijación del Valor Agregado de Distribución. Asimismo, se describen las cláusulas regulatorias introducidas por la Ley Nº 20.018, o Ley Corta II, en el ámbito de la distribución. En el capítulo 5 se describe el proceso de fijación de precios de los servicios asociados al suministro de electricidad. Por último, en el capítulo 6 se describe el proceso de fijación de peajes de distribución.

(9)

Con el objetivo de facilitar la comprensión del modelo regulatorio vigente, es conveniente realizar en forma previa una descripción general de la industria, particularmente del sector de distribución, incluyendo los sistemas y empresas existentes, las características del mercado, la estructura de costos de la actividad de distribución y su interacción con el resto de la industria.

Siguiendo con la metodología descrita, en primer lugar, se presenta una breve descripción de los segmentos de generación, transmisión y distribución, con el objetivo de situar al lector en el contexto en que se desarrolla la prestación del servicio de distribución y se desenvuelven las empresas concesionarias. En el anexo Nº 1 se adjuntan antecedentes más detallados de las empresas distribuidoras que operan en el país.

2.1 CARACTERÍSTICAS FÍSICAS DE LA INDUSTRIA

En Chile, a diciembre de 2005, existen básicamente seis sistemas eléctricos independientes: el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que abastece la Primera y Segunda Regiones administrativas; el Sistema Interconectado Central (SIC), que abastece desde la Tercera a la Décima Región; el Sistema de Aysén en la Décimo Primera Región y el Sistema de Magallanes en la Décimo Segunda Región, que incluye tres sistemas denominados medianos. Cada uno de los dos primeros sistemas posee capacidad instalada de generación superior a los 200 Megawatts (MW), además se les llama sistema interconectado, en el sentido que configuran cada uno una red que es operada en forma coordinada por su propio organismo coordinador denominado Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC); los restantes cuatro sistemas son sistemas medianos, es decir, cada uno posee capacidad instalada de generación inferior a 200 MW y superior a 1.500 KW y al igual que los sistemas interconectados, no se encuentran conectados entre sí. Este último grupo de sistemas se agrupa en dos sistemas eléctricos a saber, el sistema eléctrico de Aysén que incluye las instalaciones del sistema del mismo nombre y el sistema eléctrico de Magallanes que incluye las instalaciones de los sistemas medianos de Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir.

2

CARACTERÍSTICAS

DEL SEGMENTO DE

DISTRIBUCIÓN

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En el cuadro Nº 1 se presenta la capacidad instalada de generación por sistema eléctrico.

CUADRO Nº 1. CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN MW SEGÚN TIPO DE CENTRAL Y ENERGÉTICO. DICIEMBRE 2005 (1)

Fuente: Comisión Nacional de Energía, CDEC-SIC y CDEC-SING

Aclaraciones:

(1) Los valores de este cuadro corresponden a la potencia nominal (o valor de placa) de cada central.

(2) Incluye los antecedentes agregados de los sistemas medianos de Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir.

(3) Los valores de este cuadro no incluyen Autoproductores, Cogeneradores y otras empresas no conectadas a los Sistemas. En el caso del SIC se incluye la estimación de autoproductores conectados al sistema dada por el CDEC-SIC.

(4) Petróleo incluye derivados del petróleo, diesel e IFO 180. (5) Biomasa incluye desechos forestales y licor negro.

A continuación se incluye una breve presentación sobre la estructura de cada sistema eléctrico.

2.1.1 Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)

El SING se extiende entre Arica y Antofagasta, Primera y Segunda regiones de Chile, respectivamente, y cubre una superficie de 185.142 km2, equivalente a 24,5% del territorio continental de Chile.

En esta zona predomina un clima de extrema sequedad, donde gran parte del territorio está constituido por el Desierto de Atacama. Esto ha determinado que la mayor parte de la población se concentre en ciudades costeras, mientras la mayor parte de la actividad económica, esencialmente minera, se concentra en el interior y hacia zonas cordilleranas. Según cifras del censo de 2002, la población alcanza al 6,1% del total nacional y está concentrada principalmente en algunas ciudades y poblados muy distanciados entre sí. Por lo anterior, el desarrollo original del sistema eléctrico consistió en la construcción de centrales dedicadas a cada faena minera. Las primeras centrales fueron ubicadas en la costa y se unían a su principal consumidor a través de líneas de transmisión geográficamente transversales.

A fines de 1987 se interconectaron algunos de estos sistemas, dando origen al Sistema Interconectado del Norte Grande. El 30 de Julio de 1993 comenzó la operación coordinada de las instalaciones del SING al

ENERGÉTICO SISTEMA SISTEMA

TIPO DE CENTRAL SING SIC AYSEN MAGALLANES (2) TOTAL (3)

HIDRÁULICAS 12,8 4.695,3 17,6 0,0 4.725,7 EMBALSE 0,0 3.393,4 0,0 0,0 3.393,4 PASADA 12,8 1.301,8 17,6 0,0 1.332,2 TÉRMICAS 3.583,0 3.172,1 13,9 64,7 6.833,7 CARBÓN 1.205,6 937,7 0,0 0,0 2.143,3 GAS NATURAL 2.111,7 1.749,4 0,0 54,9 3.916,0 PETRÓLEO (4) 265,7 735,0 13,9 9,8 1.024,4 BIOMASA (5) 0,0 170,9 0,0 0,0 170,9 EÓLICAS 0,0 0,0 2,0 0,0 2,0 TOTAL 3.595,8 8.288,3 33,5 64,7 11.982,3

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constituirse el CDEC del SING (CDEC-SING). A diciembre de 2005, constituían el CDEC-SING las empresas: Edelnor, Electroandina, Norgener, Celta, Gasatacama Generación, Aes Gener y Transelec Norte. Durante el año 2005, la demanda máxima del sistema alcanzó los 1.631 MW con una generación bruta de alrededor de 12.657 GWh.

En la siguiente figura se ilustra en forma simplificada y esquemática el SING.

Durante el año 2005 en este sistema se abastecieron del orden de 256.000 clientes regulados, cuyo consumo representó alrededor del 10% de la producción neta del SING, abastecidos por 5 empresas distribuidoras.

2.1.2 Sistema Interconectado Central (SIC)

El SIC es el principal sistema eléctrico del país, entregando suministro eléctrico a más del 90% de su población. Se extiende desde la ciudad de Taltal por el norte, hasta la Isla Grande de Chiloé por el sur. Su importancia radica en que abarca al mayor centro de consumo del país, ubicado en la Región Metropolitana. A diferencia del SING, el SIC abastece un consumo destinado mayoritariamente a clientes regulados.

Este sistema eléctrico está compuesto por centrales generadoras de energía, líneas de transmisión, subestaciones de enlace y transformadoras, líneas de subtransmisión, líneas adicionales de transmisión, sistemas

Fuente: Comisión Nacional de Energía (2002)

Parinacota Iquique Los Condores Chapiquiña Pozo Almonte Lagunas Collahuasi Tarapacá El Alba Radomiro Tomic Crucero Chuquicamata Minsal Oeste Andes Nueva Zaldivar Zaldivar Escondida Domeyko O´Higgins Coloso Alto Norte Antofagasta Esmeralda Mejillones Atacama Capricornio Chacaya Norgener Central Salta Tocopilla Cerro Colorado Arica Laberinto Enaex

Mantos Blancos Lomas Bayas

REFERENCIAS Líneas k-V 500 345 220 154 110 66 Centrales Hidroeléctricas Centrales Termoeléctricas Nudo Subestación

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de distribución en alta y baja tensión, y puntos de conexión de consumidores finales. La mayor parte de la generación hidroeléctrica se localiza en el sur y las centrales térmicas se ubican principalmente en el centro y norte.

El SIC agrupa a un total de 24 empresas de generación, que junto a algunas empresas de transmisión conforman el Centro de Despacho Económico de Carga del SIC (CDEC-SIC)2. El parque generador está

constituido por una capacidad instalada de 8.288 MW, representadas en un 56,65% por centrales hidráulicas de embalse y pasada, y en un 43,35% por centrales térmicas a carbón, fuel, diesel y de ciclo abierto y combinado a gas natural. Durante el año 2005 la demanda máxima alcanzó los 5.768 MW, mientras que la generación bruta de energía se ubicó en torno a los 37.965 GWh.

A diciembre de 2005, operan en el SIC 29 empresas concesionarias de servicio público de distribución de energía (incluida la empresa ELECDA que también es concesionaria de distribución en el SING), que en conjunto atendieron en el año 2005 un total de 4.371.000 clientes regulados, cuyo consumo representó alrededor del 65% de la generación neta del sistema.

La figura ilustra un diagrama esquemático y simplificado del Sistema Interconectado Central.

2. De acuerdo a la Ley 20.018 o “Ley Corta II” de mayo del 2005, el directorio del CDEC está compuesto por las empresas generadoras, transmisoras

troncales y de subtransmisión, y por un representante de los clientes libres.

Taltal Diego de Almagro Carrera Pinto Copiapó Cardones Maitencillo La Serena Pan de Azucar Ovalle Illapel Los Vilos Molles El Indio Huasco Guacolda San Luis Santiago Polpaico Valparaíso Cerro Navia Rancagua San Antonio San Fernando Sauzal Sauzalito Queltehues Los Morros El Volcán Los Bajos Caemsa Puntilla Maitenes Renca Alfalfal La Florida Aconcagua P. Alto Chacabuquito Los Quilos Ventanas Nehuenco San Isidro Laguna Verde Rapel Quillota Paine Alto Jahuel Temuco Valdivia Osorno La Unión Puerto Montt Castro Punta Barranco Pugueñun Ancud Canutillar Pilmaiquén Los Lagos Pullinque Capullo Itahue Ancoa Linares Parral Chillán Concepción San Vicente Hualpén Charrua Coronel Pangue Bocamina Petropower Laja Peuchen Mampil Abanico Antuco Recue El Toro Isla Pehuenche Machicura Cipreses Curillinque Loma Alta San Ignacio Colbún Curicó Los Angeles SIC - Sistema Interconectado Central

REFERENCIAS Líneas k-V 500 345 220 154 110 66 Centrales Hidroeléctricas Centrales Termoeléctricas Nudo Subestación

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2.1.3 Sistemas eléctricos de Aysén

Continuando más al sur del país, en la XI Región se encuentra el sistema eléctrico de Aysén, el cual abastece a las ciudades de Coyhaique y Puerto Aysén, separadas por aproximadamente 60 km entre sí. Este sistema posee dos centrales hidroeléctricas de pasada: la central Aysén y Lago Atravesado, que en condiciones hidrológicas favorables abastecen cerca del 90% del consumo. El resto de las centrales generadoras operan a diesel.

La potencia máxima demandada en el año 2005 en el sistema eléctrico de Aysén fue de 19,4 MW y la energía bruta generada alcanzó los 107,9 GWh, los cuales fueron destinados íntegramente al suministro de aproximadamente 24.300 clientes regulados.

Adicionalmente, este sistema se caracteriza porque existe una única empresa operadora, propietaria de las instalaciones de generación y transmisión, y poseedora de la concesión para la distribución eléctrica, Edelaysen S.A.

2.1.4 Sistemas eléctricos de Magallanes

Finalmente, en la XII Región se encuentra el sistema eléctrico de Magallanes, compuesto por los sistemas medianos de Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir, que abastecen respectivamente, a las ciudades del mismo nombre. Estos sistemas aislados entre sí, poseen centrales generadoras alimentadas con gas natural que abastecen el 85 % de la demanda, mientras que el resto es abastecido con centrales alimentadas con diesel.

Durante el año 2005, la demanda máxima integrada del sistema Magallanes alcanzó un valor de 40,6 MW, mientras que la generación bruta de energía se ubicó en torno a los 211,4 GWh, destinada totalmente al abastecimiento de 47.800 clientes regulados.

Adicionalmente, este sistema se caracteriza porque existe una única empresa operadora, propietaria de las instalaciones de generación y transmisión, y poseedora de la concesión para la distribución eléctrica, Edelmag S.A.

2.2 CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO

La organización de la industria de servicio eléctrico, se encuentra segmentada en las etapas de Generación, Transporte y Distribución.

Gran parte de los sistemas eléctricos se caracterizan porque sus centrales generadoras y sus consumos están interconectados a través de un gran sistema de transmisión, subestaciones y redes de distribución.

Un Sistema de Transmisión tiene por función llevar la energía producida por las centrales generadoras hasta los centros de consumos. La gran mayoría de las centrales generadoras del SIC se encuentran lejos de los centros de consumo, dado que naturalmente deben ubicarse en el lugar donde se encuentra la energía primaria utilizada para la conversión electromecánica de la energía. La localización de las centrales hidráulicas está determinada por la ubicación de recursos de agua con potencial hidroeléctrico. Las centrales térmicas, por su parte, poseen una mayor flexibilidad de localización que las centrales hidráulicas, por lo cual generalmente están más cerca de los centros de consumo. Sin embargo, su ubicación óptima tiende a ser

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próxima a la fuente de energía primaria, sea un gasoducto en el caso de las centrales a gas o donde existan recursos de agua para la producción del vapor.

Por otro lado, la ubicación de los diferentes tipos de centrales generadoras de electricidad está sujeta a las restricciones ambientales locales, las cuales tienden a alejarlas de los centros de consumo en relación a la ubicación óptima desde un punto de vista técnico, que no considera externalidades.

Cabe destacar que a partir de la Ley 19.940 del año 2004, el sistema de transmisión está constituido por el Sistema de Transmisión Troncal (STT), al cual se interconectan las centrales generadoras y se producen los intercambios de grandes bloques de energía; los Sistemas de Subtransmisión que transportan la energía proveniente de las subestaciones principales del STT hasta las barras donde retiran energía las empresas distribuidoras y clientes libres que comparten instalaciones con éstas; y los Sistemas de Transmisión Adicionales, que corresponden a líneas que abastecen a clientes libres o de inyección al STT de la energía generada por las centrales.

En el caso de los sistemas eléctricos de distribución, su desarrollo depende de la localización y crecimiento de la demanda. El crecimiento horizontal (geográfico) de la demanda corresponde al incremento de la población y las viviendas, el cual está fuertemente ligado a los planes de desarrollo urbano. Por otra parte, el crecimiento vertical (intensidad de consumo) de la demanda, se relaciona con el mejoramiento del ingreso y el desarrollo tecnológico asociado a mayor acceso a equipos electrodomésticos y de automatización en la industria.

Como se indicó precedentemente, a diciembre de 2005, la industria eléctrica nacional está constituida por 33 empresas generadoras, 26 empresas transmisoras y 35 empresas distribuidoras. En el anexo 1 se incluye una tabla donde se identifican las empresas concesionarias que configuran la industria actual de distribución eléctrica en el país.

2.3 ESTRUCTURA DE COSTOS DE LA INDUSTRIA

Los sistemas de distribución eléctricos, al igual que los sistemas de transmisión, constituyen monopolios naturales. En tales circunstancias, es más eficiente que una única firma abastezca a toda la demanda, que tener varias firmas compitiendo en el mercado.

La clave para la caracterización de la distribución eléctrica como monopolio natural se encuentra en las economías de densidad presentes en el sector. En este sentido, una empresa que distribuya en un área más densa3 tendrá costos medios menores que aquella que lo haga en una menos densa. Por lo tanto, empresas

de diferente tamaño que sirven en distintas áreas pero que son similarmente densas, poseen costos medios similares. Dado que existe una fuerte correlación entre densidad y tamaño de las distintas ciudades, se observa que el costo medio de distribución generalmente disminuye al aumentar el tamaño de la ciudad atendida.

La presencia de economías de densidad se traduce en que resulta más conveniente que un solo operador distribuya en una zona determinada. En efecto, la hipotética presencia de dos operadores superpuestos en cierta zona, que abastecieran la mitad de la carga4 eléctrica respectivamente, tendría como efecto que cada

3. Como medidas de densidad pueden utilizarse el número de clientes conectados a la red por kilómetros de red de distribución, o el número de viviendas

urbanas respecto de la superficie servida, entre otras.

4. Densidad de carga eléctrica es un concepto que asocia la densidad de una zona con la capacidad de distribución de energía y potencia de la empresa

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uno enfrentaría una densidad menor a la densidad de la situación original, con lo cual enfrentarían un costo medio superior al costo medio que soportaría un solo operador5.

A continuación se presenta un análisis más detallado de la función de costos de la industria.

2.3.1 Caracterización económica de la función de costos de la industria

Los sistemas eléctricos de distribución están compuestos por un conjunto de líneas y subestaciones que permiten transportar la energía retirada en los puntos de conexión con las instalaciones de transmisión (subestaciones primarias), hasta los diferentes sectores o puntos de consumo al interior de una zona de concesión. Para este efecto, se reduce el voltaje a niveles de alta tensión de distribución (23 kV, 13,2 kV y 12 kV) para abastecer a clientes industriales y/o transmitir bloques de energía hacia el interior del sistema de distribución, lo que se denomina distribución primaria. Más al el interior de dichos sistemas, se reducen los niveles de tensión en las denominadas subestaciones secundarias, para realizar la distribución de energía mediante redes de baja tensión (220 voltios monofásico y 380 voltios trifásico) para el suministro a clientes residenciales, comerciales e industriales pequeños. En sistemas de distribución de mayor tamaño y densidad de consumo, los sistemas de subtransmisión (líneas de tensión superior a los 23 kV -en 66 kV y 110 kV-) se internan en la zona de concesión para transportar grandes bloques de energía hacia distintos puntos de la red de distribución.

La inversión en infraestructura de distribución presenta algunos grados de indivisibilidad y economías de densidad, en relación con la capacidad de equipamiento eléctrico (conductores y transformadores), las estructuras de soporte y las servidumbres que deben establecerse para acceder a los distintos puntos del área servida. Por ello, el dimensionamiento óptimo lleva a realizar inversiones en equipamiento con ciertos niveles de holgura y una larga vida útil económica. Es decir, los costos de invertir en capacidades mayores que las mínimas técnicas para cada nivel de demanda, con las consiguientes holguras temporales de capacidad, son compensados por costos medios menores según la demanda va creciendo.

El efecto de las economías de densidad puede apreciarse del siguiente modo. El crecimiento de la demanda puede darse de dos formas: por aumento en el área de distribución o por incremento de las intensidades de consumo en una misma área de distribución. Ahora bien, si aumenta el área de cobertura, debe aumentar la capacidad instalada para abastecerla. Si se asume que el área adicional que debe cubrirse posee una densidad promedio más baja que el área inicialmente cubierta, entonces el costo medio será mayor. Es decir, en caso que el incremento en la zona de distribución se debiera a la incorporación de áreas rurales con baja densidad geográfica, lo que significa una disminución en la densidad, se observarían costos medios mayores.

Alternativamente, en el caso de un aumento en la potencia consumida dentro de un área fija de distribución (que puede ocurrir, por ejemplo, debido a un aumento en el número de edificios verticales construidos en el área), dadas las economías de densidad, se producirá una caída en los costos medios.

De esta manera, es razonable encontrar que empresas de distinto tamaño pero de igual densidad tengan costos medios similares, lo cual muestra la inexistencia de economías de escala significativas a igualdad de densidad de distribución. Este aspecto justifica el modelo tarifario de distribución aplicado en Chile6.

5. En Chile no se prohíbe legalmente la superposición de zonas. Dos empresas, podrían operar en una misma zona, si esto les fuera económicamente

conveniente.

6. En Chile se aplica un modelo tarifario donde se establece una empresa modelo o eficiente para diferentes áreas típicas, definidas por densidad, lo cual

asume que empresas distribuidoras que enfrentan similares niveles de densidad poseen costos medios aproximadamente iguales. Para mayores detalles ver capítulo 4.

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Bajo la misma lógica de análisis, puede comprobarse que la distribución posee características de monopolio natural. Suponiendo que una empresa es dividida en dos, de forma de abastecer igual demanda, dada la existencia de indivisibilidades en la inversión y de economías de densidad, los costos medios finales serían mayores respecto a la situación original.

2.3.2 Servicios provistos por las concesionarias de distribución

Las empresas concesionarias de servicio público de distribución prestan básicamente tres servicios: transporte y comercialización de electricidad a consumidores dentro de su área de concesión; otros servicios asociados provistos a los propios clientes de la distribuidora; y transporte a otras empresas que comercializan energía y potencia en el mercado que se encuentra dentro del área de concesión

A continuación se realiza una descripción general del proceso de prestación de los servicios ofrecidos por las empresas concesionarias de distribución.

a) Distribución de electricidad:

La actividad principal de las empresas concesionarias de distribución es el transporte y comercialización a consumidores ubicados en su área de concesión. La distribuidora compra energía y potencia a las empresas generadoras, normalmente en distintos puntos del sistema de transmisión, transporta la energía a través de su propia red de distribución, y la vende a los clientes.

Cabe destacar que el mercado que existe dentro del área de concesión puede estar compuesto por dos tipos de clientes:

I) Clientes regulados, para los cuales el precio y la calidad de suministro son regulados. Se trata de clientes cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kilowatts, ubicados en zonas de concesión de servicio público de distribución o que se conecten mediante líneas de su propiedad o de terceros a las instalaciones de distribución de la respectiva concesionaria. También lo son los suministros que se efectúen a empresas eléctricas que no dispongan de generación propia, en la proporción en que estas últimas efectúen a su vez suministros sometidos a fijación de precios. Lo anterior cuando se trate de sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación; y

II) Clientes libres contratados a precios libres, cuando se trate de clientes cuya potencia conectada es mayor a 2.000 kilowatts, o bien, teniendo una potencia conectada menor o igual a 2.000 kilowatts cumpla con alguna de las siguientes condiciones:

• Cuando se trate de servicio por menos de doce meses;

• Cuando se trate de calidades especiales de servicio;

• Cuando el momento de carga del cliente respecto de la subestación de distribución primaria sea superior a 20 megawatts-kilómetro;

• Cuando la potencia conectada del usuario final sea superior a 500 kilowatts. En este caso, el usuario final tendrá derecho a optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre, por un período mínimo de cuatro años de permanencia en cada régimen. El cambio de opción deberá ser comunicado a la concesionaria de distribución con una antelación de, al menos, 12 meses.

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Estos clientes no son exclusivos de las empresas distribuidoras, ya que pueden contratar su suministro con empresas generadoras, a precio libre.

Desde el punto de vista físico, el proceso de distribución consiste, en primer lugar, en retirar la energía desde las subestaciones reductoras del sistema de transmisión o subtransmisión, denominadas subestaciones primarias de distribución, en donde se reduce el voltaje al nivel de alta tensión de distribución. La distribución de la energía al interior de los sectores de consumo se realiza a través de líneas denominadas “alimentadores de alta tensión de distribución”, para el suministro a subestaciones particulares de los clientes, y para transformadores de distribución (subestaciones secundarias) que reducen el voltaje a niveles de baja tensión. Finalmente, se distribuye la energía mediante redes de baja tensión y se entrega en los puntos de conexión de los clientes finales, denominados empalmes.

Desde el punto de vista administrativo, la actividad de distribución de la concesionaria incluye también la comercialización. Esta actividad consiste en la compra y venta de bloques de energía y potencia. Las compras se realizan a una o más empresas generadoras conectadas al sistema eléctrico, y las ventas se realizan a clientes libres y regulados conectados a las líneas de alta y baja tensión de distribución.

b) Servicios Asociados al suministro de electricidad

Como servicios asociados al suministro de energía y potencia que realizan las empresa distribuidoras, se identifican algunas atenciones realizadas a los clientes y que no consisten en la venta de energía, pero que comúnmente se prestan en forma asociada a éste suministro. Entre los principales servicios asociados se encuentran los relativos a empalmes, medidores y alumbrado público. En cuanto a empalmes de clientes se dispone de instalación, retiro, arriendo, aumentos de capacidad, entre otros. Respecto de medidores, se provee instalación, retiro, arriendo, mantenimiento, cambio y verificación de lectura. También existen servicios asociados al alumbrado público, cuando se presta instalación, cambio, mantenimiento y atención de emergencias. A su vez, son servicios asociados las prestaciones a usuarios distintos a los consumidores de electricidad, como el apoyo de cables de telecomunicaciones en postes para la infraestructura eléctrica.

Un número específico de estos servicios asociados al suministro de distribución eléctrica han sido expresamente calificados como sujetos a fijación de precios, en consideración a que las condiciones existentes en el mercado no son suficientes para garantizar un régimen de libertad tarifaria. Efectivamente, en la prestación de estos servicios, las empresas concesionarias de distribución generalmente poseen ventajas comparativas y muchas veces exclusividad.

c) Transporte de energía de terceros a cambio de peajes.

Como se explicó anteriormente, la existencia de economías de escala y densidad en los sistemas de distribución, determinan que es económicamente ineficiente la superposición de redes de distribución en una misma zona de concesión. No obstante lo anterior, y si bien se justifica la existencia de redes únicas, el servicio de comercialización de energía no necesariamente debe ser exclusivo de las empresas distribuidoras. En particular, el suministro de energía a grandes clientes, capaces de negociar en forma efectiva sus compras de energía, no requiere someterse a regulación de precios. Así, los grandes consumidores dentro de una zona de concesión pueden contratar su suministro directamente con empresas generadoras, en la medida que las redes estén regidas por un sistema de libre acceso para distintos comercializadores, a tarifa regulada por el uso de ellas. De esta manera, la evolución del marco legal ha propendido gradualmente a la creación de un mercado competitivo para la comercialización a grandes clientes.

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En efecto, la Ley 19.940 del año 2004 dejó abierta la posibilidad para que clientes regulados con potencia conectada menor o igual a 2.000 KW y superior a 500 KW puedan optar por ser abastecidos a precio libre, por un comercializador distinto del distribuidor. A esto se suma que la misma normativa prevIó que mediante disposición reglamentaria se puede reducir el límite de 500 KW, de manera que en el futuro, puede ampliarse el mercado potencial al que podrán acceder los comercializadores, sin modificación legal.

De esta manera, la empresa distribuidora presta el servicio de transporte a otros comercializadores que venden energía a clientes libres dentro de su área de concesión. A cambio, está facultada para cobrar un peaje que cubre el costo de transporte en la red de distribución, el que se regula y aplica mediante cargos tarifarios en forma equivalente a los asignados a los clientes propios de la distribuidora. Con este procedimiento regulatorio, el pago de peaje hace indiferente para una empresa distribuidora el suministro a clientes propios o de terceros.

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MARCO LEGAL Y

REGLAMENTARIO

En el capítulo precedente se ilustró brevemente la realidad de los sistema eléctricos en Chile, y se describieron las principales características del servicio eléctrico, dando una visión general de los segmentos de generación, transmisión y de distribución. Se describió el servicio de distribución eléctrica, así como los servicios adicionales asociados a la venta de energía y potencia. Se realizó, además, un breve análisis económico de la distribución, identificándose las economías de densidad que determinan su condición de monopolio natural.

En este capítulo se realizará una descripción y síntesis del marco legal vigente en Chile, desarrollando un breve análisis de la evolución que ha tenido el modelo regulatorio en su aplicación a través de las últimas décadas.

3.1 ASPECTOS GENERALES DE LA NORMATIVA VIGENTE PARA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

Como se explicó en el capítulo 2, la distribución de electricidad constituye un monopolio natural y como tal debe ser regulado por el Estado. En Chile los servicios públicos de distribución son prestados por empresas privadas, reservándose para el Estado el Rol Regulador, Fiscalizador y Subsidiario7.

El establecimiento, operación y explotación de instalaciones de distribución de electricidad en Chile, dentro de una zona determinada, puede realizarse mediante Concesión de Servicio Público8 (Art. 2º de la Ley; Art.7º

del Reglamento9), la cual puede ser provisional, en cuyo caso se solicita directamente a la Superintendencia

(Art.18º del Reglamento), o puede ser definitiva, en cuyo caso debe ser solicitada al Presidente de la República por intermedio del Ministro de Economía, Fomento y Reconstrucción (Art. 30º del Reglamento). La concesión provisional tiene por objeto permitir el estudio de los proyectos de las obras de aprovechamiento de la concesión definitiva, y no constituyen un requisito previo para obtener la concesión definitiva ni tampoco obligan a solicitar ésta última. La concesión definitiva tiene por objeto el establecimiento, operación y explotación de las instalaciones de servicio público de distribución y tienen un plazo indefinido (Art. 16º del Reglamento).

3

7. El rol de subsidiario del Estado en distribución eléctrica se realiza mediante el incentivo a la electrificación rural financiado a través del Fondo Nacional de

Desarrollo Regional (FNDR).

8. La Ley en su Artículo 7º define como Servicio Público Eléctrico el suministro que efectúe una empresa concesionaria de distribución a usuarios finales

ubicados en sus zonas de concesión, o bien a usuarios ubicados fuera de dichas zonas, que se conecten a las instalaciones de la concesionaria mediante líneas propias o de terceros. El mismo artículo establece que las empresas que posean concesiones de servicio público sólo podrán destinar sus instalaciones de distribución al servicio público y al alumbrado público.

9. Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, establecido mediante Decreto Supremo Nº 327 del Ministerio de Minería, publicado en el Diario

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10. El Reglamento establece en su artículo 7º que no se consideran de servicio público los suministros efectuados desde instalaciones de generación y transporte, la distribución de energía que realicen las cooperativas no concesionarias y la distribución que se realice sin concesión, de conformidad a la Ley y el Reglamento.

No obstante, las operaciones de distribución que no sean consideradas de servicio público10, o las

destinadas a alumbrado público no requieren solicitar previamente una concesión (Art. 3º de la Ley). Asimismo, la Ley (Art. 16º) establece que no requerirán de concesión los suministros realizados a usuarios no sometidos a regulación de precios (clientes libres) conforme a la Ley, los suministros que se efectúen sin usar bienes nacionales de uso público, o usándolos pero con un permiso previo al establecimiento de una concesión, y todo suministro que se efectúe mediante un contrato acordado entre las partes, incluidos los concesionarios. La Ley (Art. 17º) no otorga exclusividad de establecimiento, operación y explotación al distribuidor que obtuvo una concesión, y expresamente permite que un nuevo distribuidor interesado solicite y obtenga una nueva concesión en parte o en la totalidad del territorio ya concesionado. El nuevo concesionario tiene las mismas obligaciones y derechos que se otorgaron al concesionario ya presente, en el territorio que sea compartido. Entre los otros derechos y obligaciones que la Ley otorga a los concesionarios de distribución se destacan las siguientes:

Derechos del Concesionario:

1. Imponer Servidumbres a que se refiere el número 4 del Art. 2º y el Art. 14º, ambos de la Ley; y las servidumbres a que se refiere el Art. 50º, 57º, 58º y 68º de la Ley.

2. Usar Bienes Nacionales de Uso Público.(Art. 16º de la Ley).

3. Percibir el Pago de Peajes por el uso de sus instalaciones por parte de terceros, en los términos previstos en el Art.71-43º de la Ley.

4. Exigir a la Municipalidad, un aporte financiero reembolsable por el costo de las obras de canalización subterránea, o por las modificación de sus instalaciones, en los términos previstos en el Art.73º de la Ley, y exigir el pago del costo de las modificaciones ordenadas por el Estado o Municipalidad u organismo que las haya dispuesto (Art. 73º de la Ley).

5. Solicitar Garantías para cautelar el uso de la potencia a usuarios con Potencia Conectada superior a los 10 KW (Art. 75º de la Ley).

6. Cobrar Aportes de Financiamiento Reembolsables (AFR) a los usuarios que soliciten servicio o que amplíen su potencia conectada, para la ejecución de las ampliaciones de capacidad requeridas en generación, transporte y distribución de energía eléctrica. (Art.75º de la Ley).

7. Derecho a compensación por parte del Fisco, en los casos de aplicación de precios máximos diferentes a los calculados por la Comisión (Excepción Art. 92º de la Ley).

8. Derecho a recurrir a la Justicia Ordinaria, reclamando indemnización, en caso de que consideren que las tarifas fijadas por la Autoridad causan perjuicio a sus legítimos derechos o intereses (Art. 94º de la Ley).

9. Solicitar a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles permisos para efectuar extensiones provisorias de sus líneas. (Art. 29º de la Ley).

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Obligaciones del Concesionario:

1. Extender las servidumbres a que se refiere el número 3 del Art. 68º de la Ley e iniciar las gestiones para hacer efectivas las servidumbres, dentro de los plazos que establece el Art.61º de la Ley.

2. Permitir el uso de postes, torres y otras instalaciones necesarias, para el establecimiento de otras líneas eléctricas, en los casos previstos en el Art.51º de la Ley.

3. Prestar el servicio de transporte, en los términos establecidos en el Art.71-43º de la Ley, para que terceros den suministro a clientes no regulados.

4. Canalizar subterráneamente sus líneas de distribución existentes de energía eléctrica, en los casos señalados en el Art.73º de la Ley, por promulgación de un decreto alcaldicio, y modificar sus instalaciones en los casos que las Municipalidades efectuaren obras de rectificación, cambios de nivel o pavimentación definitiva en calles, plazas y caminos.

5. Dar suministro a todo aquél que lo solicite, y en la misma tensión de la línea sujeta a concesión a la cual se conecte el usuario, sea que éste se encuentre ubicado en la zona de concesión o bien se conecte a las instalaciones de la empresa mediante líneas propias o de terceros (Art.74º de la Ley).

6. Reembolsar los AFR (Art.75º y 76º de la Ley), en las formas y dentro de los plazos establecidos en la Ley.

7. Licitar el Suministro en las condiciones establecidas en los artículos 79-1º al 79-5º de la Ley, y cobrar hasta los precios máximos proveniente de la regulación de Tarifas.

8. Realizar la extensión de servicio en las zonas de concesión, la que se hará dentro de los plazos máximos que fije la Superintendencia, oyendo al concesionario. (Art.80º de la Ley).

9. Llevar a cabo la interconexión de sus instalaciones cuando con informe de la Comisión se determine mediante decreto supremo del Ministerio del Interior. (Art.81º de la Ley).

Una de las principales obligaciones de las empresas distribuidoras concesionarias es dar servicio o suministro a quien se lo solicite dentro de su zona de concesión, o bien que se conecte a ella a través de líneas propias o de terceros (Arts.7º y 74º de la Ley). Por ello la Ley, modificada mediante la Ley Nº 20.018 de mayo de 2005 - conocida como Ley Corta II-, en su Art.79-1º obliga a las concesionarias de distribución a disponer permanentemente del contrato de suministro de energía que les permita satisfacer el total del consumo proyectado de sus consumidores regulados para, a lo menos, los próximos 3 años, debiendo licitar previamente el suministro que no puedan abastecer por generación propia.

Es importante destacar que previo a las modificaciones introducidas por la Ley Corta II, las empresas distribuidoras licitaban su suministro de energía exclusivamente al precio regulado (precios de nudo) fijado semestralmente por la Comisión. Este precio regulado se traspasaba íntegramente a los clientes finales regulados de acuerdo con los decretos tarifarios y pliegos que de él se establecían, durante el período de vigencia de los contratos.

Desde el año 2000 empezaron a aparecer en el SIC distribuidoras con algunos contratos de suministros de energía vencidos y no renovados, lo cual introdujo el problema de cómo se debían despachar y tarificar los suministros destinados a clientes regulados de los contratos vencidos, para no impedir su abastecimiento continuo. Esta situación fue abordada en su momento por la Comisión y normada por el Ministerio de Economía mediante la Resolución Ministerial (RM) Nº 88 del 30 de mayo de 2001, la cual establecía para el sistema eléctrico en cuestión la obligación para todos los generadores de entregar, en forma proporcional a su energía firme, suministro a las distribuidoras sin contrato. Las distribuidoras debían comprar esta energía no contratada al precio de nudo vigente en el punto de retiro determinado conforme al criterio establecido en la misma Resolución.

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A raíz del inicio de los recortes de gas natural desde Argentina en el año 2004, se produjo un desincentivo circunstancial a realizar nuevas inversiones en el sector de generación eléctrica debido a la incertidumbre sobre el nivel de precio futuro y abastecimiento del gas natural 11. Esta situación fue abordada por la Ley

Corta II, que diseñó un mecanismo de licitación de suministros regulados, con precios estabilizados de largo plazo e indexadores asociados propuestos por las propias generadoras. Asimismo, en el Art.3º transitorio de la misma ley se establece que, hasta diciembre de 2008 12, las generadoras deben recibir por los suministros

a clientes regulados que no estén respaldados por contratos (cubiertos bajo modalidad de la RM Nº 88), el precio nudo vigente calculado por la Comisión, al cuál debe añadirse las diferencias positivas o negativas netas (descuento o recargo, respectivamente) entre el precio de nudo vigente y los costos marginales, ambos valores observados durante el período de seis meses de vigencia del precio nudo anterior. Además, se establece que sólo sea traspasable hasta en un 20% del valor del precio nudo vigente (en caso de que las diferencias netas superen el 20% del valor del precio nudo, el remanente se debe añadir al precio nudo del próximo periodo).

Tal como se señaló, la Ley Corta II introdujo un importante cambio al esquema anterior de contrato de suministro para clientes regulados, al exigir que las empresas distribuidoras adjudiquen sus contratos de suministro futuro de energía destinada a este tipo de clientes a las generadoras que, en licitaciones públicas, abiertas, no discriminatorias, transparentes y competitivas en precios, ofrezcan abastecerlas al menor precio. Las distribuidoras deberán traspasar directamente a sus clientes regulados finales el precio promedio de adjudicación de sus contratos, en lugar del precio nudo fijado por la autoridad13. Con esta modificación se

entregan los incentivos adecuados para que las generadoras (nuevas y existentes) participen en contratos de suministro con las distribuidoras y realicen las inversiones requeridas. Las primeras licitaciones de energía se efectuarán durante el año 2006 para contratar los bloques de energía cuyos contratos ya están vencidos y/o vencerán a partir de los años 2009 y 2010.

Las tarifas que finalmente enfrentan los clientes regulados de las distribuidoras se componen de los precios de generación, transmisión, y los valores agregados por costos de distribución. Como se mencionó anteriormente, antes de la Ley Corta II los precios de generación correspondían a los precios de nudo determinados semestralmente por la Comisión. En el futuro, estos precios serán los que resulten del proceso de licitación de bloques de energía14. La componente de precios de transmisión corresponde al peaje por el

uso de las instalaciones de transmisión troncal, descontado el pago por uso que realizan las generadoras que inyectan energía al Sistema a través de estas instalaciones, y al pago por el uso de las instalaciones de subtransmisión que se extienden desde el sistema de transmisión troncal hasta el ingreso al sistema de distribución de la concesionaria15. El último componente de costo corresponde al precio regulado del Valor

11. La incertidumbre sobre el abastecimiento y precio al cual podría importarse nuevamente el gas natural desincentivó la inversión en centrales térmicas,

tanto de gas natural como de carbón.

12. El mismo artículo establece en su último inciso que el Ministerio de Economía, previo informe fundado de la Comisión que considere las condiciones de

oferta del mercado eléctrico, podrá prorrogar este plazo por una única vez y hasta por un año, es decir hasta el 31 de diciembre de 2009.

13. Hay que señalar el precio promedio de compra incluye los contratos licitados de acuerdo con la Ley Corta II y los contratos vigentes a precio de nudo

(contratos antiguos). En el largo plazo estos últimos van desapareciendo a medida que venzan, de modo que el precio promedio traspasado a clientes regulados será calculado solamente a partir de los contratos licitados en el marco de la Ley Corta II.

14. Existe un periodo de transición entre la finalización de los contratos de suministros pactados antes de la Ley Corta II, y la entrada en vigencia de los

nuevos contratos licitados. Durante el periodo intermedio de vigencia sólo de los contratos anteriores a la Ley Corta II, los precios de generación que enfrentarán los consumidores finales deberán seguir siendo fijados semestralmente por la Comisión. Cabe destacar que aún cuando entren en vigencia los nuevos contratos licitados, la Comisión deberá seguir calculando semestralmente el precio nudo de la potencia, ya que los nuevos contratos deben fijar el precio de la potencia que compren igual al vigente al momento de la licitación (Art. 79-3º de la Ley), así como el precio nudo de la energía, ya que la Ley establece un precio techo para las licitaciones que se calcula en base a este último (Art. 101º-ter de la Ley).

15. Antes de la Ley Corta I los costos de subtransmisión se consideraban mediante la aplicación de recargos de distancia y transformación al precio de generación más

transporte, desde los nudos o subestaciones de retiro de energía del sistema troncal, donde semestralmente se calculan los precios nudo propiamente tales, hasta las subestaciones donde se conectan las instalaciones de distribución de cada empresa. Con la Ley Corta I este procedimiento será reemplazado por un proceso formal de tarificación que determinará los peajes a nivel de subtransmisión, cuyo primer proceso se realizará el año 2006.

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Agregado de Distribución, en adelante VAD, el cual representa el pago a la empresa distribuidora de sus costos de inversión, operación, pérdidas y mantenimiento, y sus gastos de administración, facturación y atención al usuario16.

La ley establece que las concesionarias deben mantener una rentabilidad a nivel de toda la industria de distribución, considerándola como un conjunto, dentro de una banda del 10% ± 4% al momento de la determinación del Valor Agregado de Distribución (Art.108º de la Ley; Art.304º del Reglamento). Rentabilidad que es chequeada posteriormente por la Comisión para que se mantenga dentro de una banda del 10% ± 5% durante los 4 años de vigencia de la misma (Art.307º del Reglamento)17.

El VAD corresponde a los costos medios por potencia instalada de distribución de una empresa modelo eficiente representativa de un Área Típica de Distribución (ATD), y se fija cada cuatro años sobre la base de un estudio realizado, para cada ATD, por una empresa consultora contratada por la Comisión y de otro u otros estudios contratados por las empresas distribuidoras a empresas consultoras establecidas en un listado previamente acordado entre la Comisión y las empresas. La Comisión, en cada proceso de fijación tarifaria, define las áreas típicas a considerar en las Bases Técnicas del estudio del VAD, elaboradas seis meses antes, y clasifica en ellas a todas las empresas concesionarias del país. Conforme a las Bases Técnicas se deben realizar los estudios de dimensionamiento de redes de distribución y costos de la empresa modelo. Estos costos se ponderan en dos tercios el estudio de la Comisión y en un tercio el estudio de las empresas.

Con los VAD para cada ATD, la Comisión elabora las tarifas preliminares para cada distribuidora. La Comisión determina diversas opciones tarifarias para los clientes regulados de la distribuidora conforme a sus características de consumo de energía y potencia y tipo de medición instalada, considerando que el VAD es un costo asociado al uso de potencia de distribución en horas de punta por parte los usuarios18.

Una vez determinadas las tarifas preliminares, la Comisión verifica que a partir de los ingresos que las distribuidoras obtendrían aplicando dichas tarifas a sus consumos actuales, se obtenga la tasa de rentabilidad conforme a lo indicado precedentemente. Durante el período de vigencia de las tarifas, la Comisión debe verificar anualmente que con los ingresos y costos de explotación reales, la rentabilidad anual de la industria de distribución se mantenga entre el 5% y 15%.

Dada la existencia de economías de densidad en el servicio público de distribución, las empresas alcanzan anualmente rendimientos crecientes con el aumento de la cantidad de clientes y de la demanda total por potencia dentro de su zona de concesión, los cuales son incorporados en las tarifas reguladas y transferidos a los clientes mediante la aplicación de factores de ajuste anuales determinados por la Comisión.

En el capítulo 4 se discute en mayor detalle el proceso que se sigue para la determinación de los VAD y la fijación de las tarifas a clientes regulados de las distribuidoras. En el anexo 3 se discuten las variaciones que, con la última modificación a la Ley (Ley Corta II), ha sufrido la determinación de los precios nudo, que afectan directamente las relaciones comerciales entre generadoras y distribuidoras y determinan las tarifas aplicables a los clientes regulados.

16. La tasa de descuento fijada en el artículo 106º de la Ley para el cálculo del VAD corresponde a un 10% anual.

17. En el caso de que la rentabilidad se encuentre fuera de esta banda, la Comisión deberá efectuar un nuevo estudio para determinar nuevas fórmulas

tarifarias, que estarán vigentes hasta completar el periodo de 4 años desde la última fijación tarifaria, salvo que haya acuerdo unánime entre las distribuidoras y la Comisión para ajustar las fórmulas vigentes.

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Las tarifas fijadas, de esta manera, a los clientes regulados de las distribuidoras no consideran, sin embargo, algunos de los costos de los servicios adicionales a la distribución de electricidad que son provistos por la concesionaria a los clientes regulados, como por ejemplo los costos de conexión o desconexión del servicio, los costos de corte y reposición, el envío de las boletas o facturas por correo, la verificación en terreno de las lecturas de medidor solicitada por los clientes, entre otros. En el marco de sus atribuciones la Honorable Comisión Resolutiva estableció los servicios asociados al suministro de distribución eléctrica que serían fijados por la autoridad en virtud de las condiciones de competencia prevalecientes en el mercado. En el capítulo 5 se discute en mayor detalle la forma en que los precios de servicios asociados deben ser fijados. Finalmente, en el capítulo 6 se discute la manera en que se fijan los peajes que las empresas distribuidoras pueden cobrar a terceros que efectúen suministros a clientes libres ubicados dentro de su zona de distribución y que utilicen instalaciones compartidas con clientes finales regulados. Hay que anotar que tanto el proceso de fijación de precios para servicios asociados como el de los peajes de distribución deben ser consistentes con la fijación de los VAD.

A continuación se realizará una breve síntesis de la legislación y normativa vigente en Chile para el sector de distribución eléctrica, y la institucionalidad regulatoria que sustenta la aplicación de dicha legislación.

3.2 DESCRIPCIÓN DE LA LEGISLACIÓN VIGENTE PARA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

El objetivo de esta sección es entregar una síntesis de los aspectos centrales del marco regulatorio vigente en Chile para el segmento de distribución de electricidad, contexto en que destacan por su importancia la Ley General de Servicios Eléctricos y el Reglamento de la Ley.

3.2.1 Ley General de Servicios Eléctricos

Todas las materias relacionadas con la operación y explotación de las instalaciones eléctricas destinadas al servicio público de distribución están reguladas por la Ley General de Servicios Eléctricos, por su Reglamento y por una serie de textos legales, reglamentarios y/o normativos que le son complementarios. En conjunto establecen los derechos y obligaciones de los consumidores y empresas que operan en el sector. En particular, se define el marco dentro del cual se desenvuelven las empresas concesionarias de distribución y la forma en que se regula la prestación de los diferentes servicios que éstas proveen19.

Posterior a su promulgación, la Ley ha sufrido algunas modificaciones, introduciéndosele adecuaciones y actualizaciones que no han cambiado el sentido y estructura básica de la misma. Las más recientes e importantes de estas modificaciones son las contenidas en la Ley 19.940 de Marzo de 2004, denominada Ley Corta I, y en la Ley 20.018 de Mayo de 2005, también denominada Ley Corta II.

La Ley Corta I introdujo cambios a la Ley principalmente en el ámbito de definir en forma clara e inambigua las formas de remuneración a la transmisión eléctrica, en sus tres segmentos: troncal, subtransmisión y adicional. Esta modificación legal eliminó cualquier desincentivo que pudiese haber existido a la inversión en transmisión en Chile. Asimismo, creó el Panel de Expertos para zanjar discrepancias entre las empresas generadoras, y entre la autoridad y las empresas eléctricas en algunos temas especificados en la misma Ley (Art.130º). Este organismo representa un enorme aporte a la estabilidad del sector, debido a su carácter independiente y técnicamente sólido.

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La Ley Corta II, por su parte, introdujo cambios muy importantes en la operatoria del sector, desde el punto de vista de la profundización de la competencia en el mercado de generación. Asimismo, esta ley entrega robustas señales de estabilidad que fomentan las inversiones, superando incertidumbres no posibles de ser disueltas por la natural operatoria del mercado. En este contexto, destaca la instauración del mecanismo de licitaciones de suministro para clientes regulado, con precios estabilizados de largo plazo e indexadores definidos por los proponentes, en función de sus propias estructuras de costo.

La aplicación de la Ley corresponde al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, por conducto de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles20.

Uno de los propósitos fundamentales de la Ley es establecer un conjunto de reglas sobre la prestación de los servicios eléctricos, independientemente del sistema de propiedad de las empresas que operan en el sector. Así, se establece un marco regulatorio basado en las características económicas de las diferentes actividades y en el grado de competencia con que puede desarrollarse cada una. En particular, la Ley norma las siguientes materias21:

• Las concesiones para establecer:

- Centrales hidráulicas productoras de energía eléctrica. - Subestaciones eléctricas;

- Líneas de transporte de la energía eléctrica.

• Las concesiones para establecer, operar y explotar las instalaciones de servicio público de distribución. • Los permisos para que las líneas de transporte y distribución de energía eléctrica no sujetas a concesión

puedan usar y/o cruzar calles, otras líneas eléctricas y otros bienes nacionales de uso público. • Las servidumbres a que están sujetos:

- Las heredades, para la construcción, establecimiento y explotación de las instalaciones y obras anexas que posean concesión, mencionadas en los números 1 y 2 precedentes;

- Las postaciones y líneas eléctricas, en aquellas partes que usen bienes nacionales de uso público o heredades haciendo uso de las servidumbres que se mencionan en la letra anterior, para que personas distintas al propietario de esas instalaciones las puedan usar en el tendido de otras líneas o para que las Municipalidades puedan hacer el alumbrado público.

• El régimen de precios a que están sometidas las ventas de energía eléctrica, el transporte de electricidad y demás servicios asociados al suministro de electricidad o que se presten en mérito de la calidad de concesionario de servicio público.

• Las condiciones de seguridad a que deben someterse las instalaciones, maquinarias, instrumentos, aparatos, equipos, artefactos y materiales eléctricos de toda naturaleza y las condiciones de calidad y seguridad de los instrumentos destinados a registrar el consumo o transferencia de energía eléctrica.

• Las relaciones de las empresas eléctricas con el Estado, las Municipalidades, otras entidades de servicio eléctrico y los particulares.

• La conformación y atribuciones del Panel de Expertos para la resolución de discrepancias.

Cabe señalar que al momento de promulgación de la Ley, parte del sector estaba constituido por empresas privadas y otro segmento por empresas estatales. Actualmente, la totalidad de las empresas que operan en el sector son privadas. De hecho, la Ley reserva para el Estado sólo las funciones reguladora, fiscalizadora y subsidiaria.

20. La Superintendencia se rige por la Ley 18.410 de 1985. 21. Artículo 2º de la Ley.

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La Ley reconoce que en la generación de energía eléctrica existe la posibilidad de competencia, es decir, la posibilidad de competir en la colocación de contratos de largo plazo de energía, en la instalación de centrales generadoras y en la colocación de la energía en el mercado de corto plazo. Consecuentemente, elimina todas las trabas administrativas para la entrada de nueva generación al mercado, actividad que quedó exenta de establecer concesión, salvo las centrales hidráulicas que requieran concesión22, u otras

formas de permiso del Estado para su realización23.

Para lograr la seguridad del suministro, así como la eficiencia económica de corto plazo de la operación conjunta de las centrales generadoras, la Ley crea un organismo coordinador denominado Centro de Despacho Económico de Carga (Art.81º de la Ley), en adelante CDEC, el cual debe garantizar la operación del sistema, sujetándose a las exigencias de seguridad y calidad de servicio establecidas en la normativa vigente y minimizando el costo de operación del respectivo sistema eléctrico.

A nivel de transmisión, la Ley establece el libre acceso de cualquier usuario a los sistemas de transmisión24,

debiendo compensar por el servicio de transporte de energía y potencia al dueño de las instalaciones a través del pago de peajes de transmisión. Para este efecto, la Ley distingue los tres segmentos diferenciados en las redes de transporte que antes fueran mencionados: sistemas de transmisión troncal, sistemas de subtransmisión y sistemas de transmisión adicional. Se define para cada uno de éstos un régimen de precios específico.

En cuanto a la distribución eléctrica, la Ley reconoce su condición de monopolio natural y la necesidad de utilizar de la forma más eficiente posible los bienes públicos que la distribución afecta. Consecuentemente, establece un régimen de concesiones para el establecimiento, operación y explotación de redes de distribución de servicio público, donde se delimita territorialmente la zona de operación de las empresas distribuidoras. En materia de comercialización, se reconocen dos segmentos de mercado, diferenciados fundamentalmente por el tamaño de los consumidores. El primero, conformado por pequeños consumidores que por su baja demanda individual no tienen capacidad de negociación directa de su suministro con diferentes comercializadores de energía y, por tanto, enfrentan una oferta monopólica. El segundo, conformado por consumidores con altos volúmenes de demanda, que tienen suficiente capacidad para negociar libremente las condiciones de suministro con diferentes proveedores. Así, la Ley establece que los primeros obtendrán su suministro de las empresas distribuidoras, las que realizarán el rol de comercialización y de transporte de energía; y los segundos, podrán negociar precios y calidad de servicio también con empresas generadoras, y usarán los servicios de transporte provistos por las empresas distribuidoras, a cambio del pago de peajes25.

Para los pequeños consumidores, la Ley estableció un sistema de precios regulados a consumidor final, mientras para los grandes consumidores, dejó el precio a la libre negociación de las partes. La normativa, antes de la modificaciones introducidas, establecía 2.000 KW de potencia conectada como límite entre pequeños y grandes consumidores, límite que fue modificado por la Ley Corta I. Como fuera señalado, actualmente son clientes regulados aquellos con una potencia conectada inferior o igual a 500 KW; y aquellos sobre 500 KW y hasta 2.000 KW que opten por un suministro regulado (Art.90º de la Ley).

El precio a consumidor final regulado incluye todos los costos de la cadena de producción y transporte hasta el consumidor, esto es: un precio a nivel de generación, que a partir de las modificaciones introducidas por la Ley Corta II corresponde en su componente de energía al precio medio de la energía de los contratos

22. Aunque no de manera obligatoria (Art. 4º de la Ley)

23. Lo cual no exime de la obligatoriedad de adquirir los permisos ambientales y garantías de seguridad de las instalaciones establecidas en otras leyes.

24. Con la excepción de las líneas de transmisión adicionales que pueden negar acceso por restricciones de capacidad.

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de largo plazo licitados por las distribuidoras a las generadoras, y en su componente de potencia, corresponde al precio nudo de la potencia de punta; el costo correspondiente a los peajes de transmisión y subtransmisión; y el Valor Agregado de Distribución.

La concesión de distribución determina zonas territoriales donde se establecen los derechos y obligaciones de las empresas y sus clientes. La concesión otorga el derecho a la empresa distribuidora a usar bienes nacionales de uso público para tender líneas aéreas y subterráneas. La Ley no otorga a la empresa distribuidora exclusividad para efectuar suministros a clientes regulados dentro de su zona de concesión26.

Junto a estos derechos, las empresa distribuidoras están obligadas a dar suministro a quien se los solicite dentro de su zona de concesión o bien que lleguen a ella a través de líneas propias o de terceros. También la obliga a cumplir con la normativa técnica de calidad y seguridad de servicio establecidas por la misma Ley y su Reglamento.

3.2.2 Disposiciones complementarias a la Ley General de Servicios Eléctricos

Existen diversos cuerpos legales, reglamentarios y normativos complementarios a la Ley General, que tienen incidencia en los aspectos económicos y operacionales de la distribución de electricidad. A continuación se mencionan los principales.

Leyes:

Ley Nº 2.224 del año 1978, que crea la Comisión Nacional de Energía, organismo técnico encargado de

diversas labores regulatorias sectoriales, y en particular, de llevar a cabo los procesos de cálculo de tarifas y peajes que afectan la distribución de energía eléctrica

Ley Nº 18.410 del año 1989, que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles.

Reglamentos:

Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos (Decreto Supremo Nº 327 del año 1997, del Ministerio de Minería). Este documento reglamenta las materias contenidas en la Ley. En lo que se refiere al segmento

de distribución, en él se detallan principalmente las exigencias establecidas en la Ley con respecto a la seguridad y calidad de los suministros que deben proporcionar las empresas distribuidoras a sus clientes, exigencias que tienen un efecto directo sobre los costos de inversión, los costos de operación y mantenimiento de dichas inversiones, y los costos asociados a la comercialización de electricidad y a la administración general del negocio.

Decreto Supremo Nº 158 de 2003, del Ministerio de Economía, que Modifica el DS Nº 327 del año 1997. Reglamento de Sanciones en Materia de Electricidad y Combustibles (DS Nº 119 del año 1989, del Ministerio de Economía), documento que establece las sanciones asociadas al incumplimiento de las

disposiciones establecidas en la Ley.

Reglamento del Panel de Expertos (DS Nº 181 del año 2004, del Ministerio de Economía), documento

que regula la naturaleza y funciones del Panel de Expertos, establecido por la Ley para dirimir ciertas controversias claramente tipificadas entre la autoridad y las empresas eléctricas, y entre éstas. Asimismo,

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