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Diagnóstico para una Nueva Regulación de
la Distribución Eléctrica en Chile
Noviembre 2018
Santiago, Chile
2
Tabla de contenidos
1. Presentación ................................................................................................................................ 4
1.1 Objetivos ............................................................................................................................. 4
1.2 Alcances ............................................................................................................................... 5
1.3 Referencias .......................................................................................................................... 5
1.4 Estructura ............................................................................................................................ 6
2. Resumen ejecutivo ...................................................................................................................... 7
3. Definiciones y Acrónimos ............................................................................................................ 8
3.1 Definiciones ......................................................................................................................... 8
3.2 Acrónimos ......................................................................................................................... 10
4. Caracterización del Segmento de Distribución Eléctrica Chileno ............................................. 11
4.1 Características Generales .................................................................................................. 12
4.1.1 Servicios de Distribución Eléctrica ............................................................................ 12
4.1.2 Cobertura Eléctrica .................................................................................................... 13
4.1.3 Institucionalidad ........................................................................................................ 14
4.2 Mercado de Distribución ................................................................................................... 16
4.2.1 Empresas distribuidoras presentes en Chile ............................................................. 16
4.2.2 Caracterización de los clientes .................................................................................. 18
4.2.3 Participación de Generación Distribuida ................................................................... 20
4.2.4 Servicios Relacionados al segmento de distribución ................................................ 23
4.3 Estructura Tarifaria ............................................................................................................ 24
4.3.1 Descripción General .................................................................................................. 24
4.3.2 Procesos de tarificación en el segmento de distribución.......................................... 27
4.3.3 Sistema de Tarifas de Distribución ............................................................................ 31
4.4 Normativa Técnica............................................................................................................. 37
4.4.1 Calidad de Servicio .................................................................................................... 37
4.4.2 Sistemas de Multas y Compensaciones .................................................................... 40
4.4.3 Sistemas de Medida y Monitoreo ............................................................................. 41
5. Diagnóstico para una Nueva Regulación de la Distribución Eléctrica en Chile ......................... 43
5.1 Presentación del Proceso .................................................................................................. 43
5.1.1 Descripción del Proceso ............................................................................................ 43
3
5.1.2 Estructura del Diagnóstico ........................................................................................ 44
5.2 Conceptos Generales ........................................................................................................ 45
5.2.1 Funciones asociadas al Servicio de Distribución ....................................................... 45
5.3 Mercado para Servicios Energéticos: Nuevos Modelos de Negocio ................................. 46
5.3.1 Contexto .................................................................................................................... 46
5.3.2 Nuevos Servicios Energéticos .................................................................................... 48
5.3.3 Nuevos Servicios Relacionados al Segmento de Distribución ................................... 51
5.4 Estructura Tarifaria ............................................................................................................ 52
5.4.1 Proceso de Tarificación: Incentivos para la Eficiencia ............................................... 52
5.4.2 Precios y Tarifas de Distribución: Señales Económicas Adecuadas .......................... 57
5.5 Normativa Técnica............................................................................................................. 67
5.5.1 Calidad de Servicio: Apoyo a la Mejora Continua ..................................................... 67
5.5.2 Sistemas de Información: Uso adecuado de la Información ..................................... 71
5.6 Principales Conclusiones del Diagnóstico ......................................................................... 74
6. Propuesta para una Nueva Regulación de la Distribución Eléctrica en Chile ........................... 76
6.1 Lineamientos Generales de Política Pública. .................................................................... 76
4
1. PRESENTACIÓN
Uno de los 10 mega compromisos establecidos en la Ruta Energética 2018 – 2022 corresponde a la
modernización de la regulación del segmento de distribución eléctrica vigente en Chile desde la
década de 1980. Aunque el marco regulatorio actual ha permitido alcanzar una cobertura de
electrificación superior al 99% de la población a lo largo del país, con niveles comparables a países
desarrollados, las nuevas necesidades de la sociedad y su relación cada vez más creciente con la
energía eléctrica, el avance de las distintas tecnologías de generación, almacenamiento y
consumo, la necesidad de desarrollo sostenible y eficiente, hacen necesario revisar la estructura
completa de este segmento, existiendo consenso de la sociedad respecto a la necesidad de esta
modernización.
Para cumplir con la meta propuesta es necesario establecer una metodología de trabajo
participativa, que permita recoger las nuevas realidades del sector energético para así facilitar su
integración de forma eficiente y competitiva a través de la modernización de la regulación
sectorial. En este sentido, este documento tiene como principal objetivo presentar el resultado de
la primera fase de la ejecución de la metodología para llevar a cabo la modificación del marco
regulatorio, haciendo públicas las distintas conclusiones y directrices obtenidas a partir de los
distintos procesos participativos realizados durante los dos años anteriores para levantar un
diagnóstico del segmento de distribución eléctrica chilena.
En lo que sigue, se presentarán los distintos objetivos de este documento estableciendo sus
alcances, junto con indicar las distintas referencias consideradas en su desarrollo y presentar la
estructura utilizada para dar cuenta de los principales hallazgos del Proceso de Diagnóstico.
1.1 Objetivos
Como se indicó precedentemente, los principales objetivos de este documento son caracterizar el
segmento de distribución y presentar las directrices, consideraciones y conclusiones del Proceso
de Diagnóstico. Como resultado de dicho proceso y para efectos de sistematizar la información
obtenida, se establecieron los siguientes objetivos específicos:
Definir y caracterizar los distintos roles y funciones que se deben cumplir para entregar un
servicio de distribución de calidad.
Identificar diversas barreras de entrada para la integración de nuevos modelos de negocio
y servicios energéticos asociados al segmento de distribución.
Identificar falencias del actual esquema regulatorio desde el punto de vista tarifario,
buscando situaciones que generen problemas en la asignación de costos y beneficios.
Exponer las áreas temáticas que se han considerado para el desarrollo de la propuesta
para la modernización de la regulación del segmento de distribución.
Establecer los objetivos de política pública que deberán resguardarse durante el desarrollo
de la propuesta para la modernización de la regulación del segmento de distribución.
5
1.2 Alcances
Para efectos de presentar el diagnóstico, se ha caracterizado el segmento de distribución en Chile
de manera objetiva y entregando evidencia, ya que se pretende mantener una visión neutra de los
temas discutidos, procurando incorporar las diversas visiones planteadas durante el proceso y
entregar información clara y precisa a través de una definición adecuada de los conceptos
utilizados. Adicionalmente, se evita establecer y descartar a priori soluciones a los problemas
identificados, por no ser esta la instancia adecuada para el análisis y adopción de resoluciones.
1.3 Referencias
Para el desarrollo de este documento fueron consideradas diversas fuentes, entre ellas,
publicaciones académicas, informes técnicos y documentos asociados a talleres participativos.
Estos últimos fueron realizados por el Ministerio de Energía (en adelante, indistintamente
“Ministerio” o “MEN”) y la Comisión Nacional de Energía (en adelante, indistintamente Comisión o
“CNE”), con el apoyo de la Pontificia Universidad Católica de Chile (en adelante, indistintamente
“Universidad Católica” o “PUC”) durante los años 2016 y 2017, contando con la participación
abierta de profesionales de la industria, de la academia y el público en general. Adicionalmente, se
tuvo en cuenta la información obtenida durante las diversas instancias de participación que
tuvieron lugar en el marco de la elaboración de la Ruta Energética 2018-2022.
Para efectos de establecer bases conceptuales generales se utilizaron como referencia los
siguientes documentos:
1. Estudio "Utility of the Future, an MIT Energy Initiative response to an industry in
transition", del Massachusetts Institute of Technology1;
2. Estudio "Utility of the future: A customer-led shift in the electricity sector" de PwC
Australia2.
3. Guía "How 2 Guide for Smart Grids in Distribution Networks", de la International Energy
Agency (“IEG”)3;
4. Presentación "Rethinking electricity distribution regulation" del Profesor Ignacio Pérez-
Arriaga4;
Las demás referencias y fuentes de información específicas utilizadas son citadas en las secciones
correspondientes.
1 Disponible en: energy.mit.edu/uof
2 Disponible en:
https://www.pwc.com.au/industry/energy-utilities-mining/assets/utility-of-the-future-apr14.pdf 3 Disponible en:
https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/TechnologyRoadmapHow2GuideforSmartGridsinDistributionNetworks.pdf 4 ETIP/ Consortium Energy Policy Seminar, Universidad de Harvard, marzo de 2004. Disponible en:
https://projects.iq.harvard.edu/files/energyconsortium/files/2014-03-03-harvard-ignacio_perez-arriaga_slides.pdf
6
1.4 Estructura
Para presentar el diagnóstico realizado se exponen: (i) las principales características del segmento
de distribución chileno en la actualidad; (ii) el Proceso de Diagnóstico incluyendo las distintas
instancias participativas, la metodología de trabajo empleada y los principales hallazgos obtenidos
a lo largo de dicho proceso; y (iii) los objetivos de la política pública que se deben resguardar en el
desarrollo de una propuesta de modernización del marco regulatorio del segmento de
distribución.
7
2. RESUMEN EJECUTIVO
En las últimas décadas ha habido importantes avances en cobertura, calidad y seguridad del
servicio de distribución eléctrica en Chile. El marco regulatorio existente, junto con un diseño
institucional y definición de roles de las distintas autoridades sectoriales, permitieron, entre otras
cosas, que la electrificación del país superara el 99%. Si bien dicha regulación permitió avances
importantes, a través de los distintos análisis efectuados y que se muestran en el presente
documento se observa que la estructura normativa no se ajusta adecuadamente a la realidad
actual, ya que al momento de ser concebida y materializada, las posibilidades actuales, en
términos de tecnologías y recursos disponibles, eran inimaginables. En este nuevo contexto existe
consenso respecto a la necesidad de revisar la estructura completa del segmento, con el fin de
modernizar la regulación de manera que permita integrar las nuevas posibilidades disponibles y no
se creen barreras de entrada artificiales, que impidan el desarrollo de nuevos mercados para
productos y servicios energéticos.
Para dichos efectos, se estableció una metodología de trabajo participativa cuya primera fase
incluyó una serie de talleres y seminarios abiertos a la industria, a la academia, a la sociedad civil y
a expertos técnicos, que permitieron elaborar un diagnóstico de la situación actual del segmento
de distribución. Como resultado de dicho proceso, ha sido posible observar que la distribución en
Chile se ha caracterizado por ejecutar de manera integrada los roles de propiedad, operación y
mantención de las instalaciones, junto con la comercialización de energía y potencia, atención
directa a clientes finales y prestación de servicios asociados. Del mismo modo se han identificado
ciertos espacios de mejora que, para efectos de sistematizar el análisis, han sido agrupados en las
siguientes categorías: mercados para servicios energéticos; proceso de tarificación; precios y
tarifas de distribución, calidad de servicio, y sistemas de información.
Reconociendo los esfuerzos que se hicieron en el pasado y los logros obtenidos, es posible definir
nuevos objetivos y prioridades para seguir impulsando un desarrollo eficiente, seguro y sostenible
de la distribución, considerando que los consumidores pasarán a tener un rol más activo, en que la
eficiencia energética y los pequeños medios de generación distribuida jugarán un rol cada vez más
relevante, y que existe una multiplicidad de posibilidades de nuevos negocios y potenciales nuevos
actores, es que se han definido como ejes de la política pública que guiará este proceso legislativo
de modernización, el desarrollo sostenible y armónico del sector; búsqueda de soluciones
eficientes y flexibles que permitan el desarrollo de nuevos negocios; la protección al usuario,
seguridad, simplicidad y transparencia del segmento; que las tarifas sean eficientes y competitivas;
y seguir avanzando en seguridad y calidad de suministro.
8
3. DEFINICIONES Y ACRÓNIMOS
En las siguientes secciones, se presentan los acrónimos y definiciones de los conceptos más
relevantes empleados a lo largo del documento.
3.1 Definiciones
1. Área Típica de Distribución: áreas en las cuales los valores agregados por la actividad de
distribución para cada una de ellas son parecidos entre sí.
2. Clientes Libres: clientes cuya potencia conectada es superior a 500 kW y que pueden
negociar libremente los precios de electricidad con suministradores, fijando las condiciones
de suministro mediante contratos privados.
3. Clientes Regulados: clientes cuya potencia conectada es inferior a 500 kW5 y su suministro
de energía eléctrica y servicios señalados en el artículo 147 de la Ley General de Servicios
Eléctricos están sujetos a fijación de precios y a estándares de calidad previamente
definidos.
4. Cliente Residencial: Cliente Regulado definido como tal en el Informe Técnico que fija las
fórmulas tarifarias para las concesionarias de servicio público de distribución, emitido por la
Comisión Nacional de Energía.
5. Documento de Diagnóstico: documento que tiene como principal objetivo presentar el
resultado de la primera fase de la ejecución de la metodología adoptada para modernizar la
regulación del sector de distribución en Chile, en el que se hacen públicas las distintas
conclusiones y directrices obtenidas a partir de los distintos procesos participativos
realizados durante los años 2016 y 2017.
6. Empresa Modelo: aquella empresa ficticia construida en función de una empresa
representativa de una Área Típica, que opera de forma eficiente y cumpliendo con las
exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa.
7. Equipamiento de Generación: equipamiento de generación de energía eléctrica por medios
renovables no convencionales o de instalaciones de cogeneración eficiente, que se conectan
a la red de distribución a través del empalme de un usuario o cliente final, que inyecta sus
excedentes de energía a la red de distribución a través de los respectivos empalmes y cuya
capacidad instalada no supere los 300 kW.
8. Ley Corta I: Ley N° 19.940 que regula sistemas de transporte de energía eléctrica, establece
un nuevo régimen de tarifas para sistemas eléctricos medianos e introduce las adecuaciones
que indica a la ley general de servicios eléctricos, publicada en el Diario Oficial el 13 de
marzo de 2004.
5 Clientes cuyos empalmes para ser suministrados se encuentren entre 500 kW y 5.000 kW, pueden elegir
adscribirse a una tarifa regulada o negociar libremente su suministro.
9
9. Ley de Equidad Tarifaria: Ley N° 20.928 que establece mecanismos de equidad en las tarifas
de servicios eléctricos, publicada en el Diario Oficial el 22 de junio de 2016.
10. Ley de Transmisión: Ley N° 20.936 que establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica
y crea un organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, publicada
en el Diario Oficial el 20 de julio de 2016.
11. Ley General de Servicios Eléctricos: Decreto con Fuerza de Ley Nº 4/20.018, de 2006, del
Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija el texto refundido, coordinado
y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley Nº 1, de Minería, de 1982, Ley General de
Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica, y sus modificaciones posteriores o
disposición que la reemplace.
12. Pequeño Medio de Generación Distribuida: medios de generación cuyos excedentes de
potencia sean menores o iguales a 9.000 kilowatts y mayores a 100 kilowatts, conectados a
instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una
empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales
de uso público.
13. Proceso de Diagnóstico: fase de actividades sucesivas que el Ministerio de Energía junto a la
Comisión Nacional de Energía y con apoyo de la Universidad Católica, implementaron desde
el año 2016 a través de diversos procesos participativos, y cuyo principal objetivo fue sentar
las bases para la discusión del proyecto de ley para modernizar la regulación del segmento
de distribución.
14. Prosumage: generador, consumidor y almacenador de energía, por su traducción en inglés
producer, consumer and storage.
15. Ranking SEC: ranking de las empresas distribuidoras elaborado por la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles a partir los resultados obtenidos de una encuesta a clientes, del
índice de continuidad de suministro y datos de reclamos, indicadores que dan cuenta de la
calidad de servicio entregado a los clientes y usuarios finales.
16. Servicios Relacionados: servicios que por su naturaleza o razones de infraestructura se
vinculan al segmento de distribución, pero que en la actualidad no tienen un tratamiento
regulatorio determinado en dicho sentido, tales como alumbrado público y servicios de
telecomunicaciones.
17. Tarificación Volumétrica: sistema de tarifas eléctricas basado en el volumen de consumo.
10
3.2 Acrónimos
1. CEN: Coordinador Eléctrico Nacional.
2. CNE: Comisión Nacional de Energía.
3. EG: Equipamiento de Generación.
4. ETR: Equidad Tarifaria Residencial.
5. FIC: Frecuencia de Interrupciones a Clientes.
6. FNE: Fiscalía Nacional Económica.
7. LGSE: Ley General de Servicios Eléctricos
8. RGL: Reconocimiento de Generación Local.
9. MEN: Ministerio de Energía.
10. NTD: Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución.
11. PMGD: Pequeño Medio de Generación Distribuida.
12. PNP: Precio Nudo Promedio.
13. SAIDI: System Average Interruption Duration Index. Índice de la duración promedio de la de
las interrupciones del Sistema.
14. SEC: Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
15. SAIFI: System Average Interruption Frequency Index. Índice de la frecuencia promedio de las
interrupciones del Sistema.
16. TDLC: Tribunal de Defensa de la Libre Competencia.
17. TIC: Tiempo de Interrupciones a Clientes.
18. UTA: Unidad Tributaria Anual.
19. VAD: Valor Agregado de Distribución.
20. VNR: Valor Nuevo de Reemplazo.
11
4. CARACTERIZACIÓN DEL SEGMENTO DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA CHILENO
En la década de 1980, la regulación eléctrica chilena estableció una distinción conceptual entre los
segmentos de generación, transmisión y distribución, reconociendo el potencial competitivo del
primero y el carácter inherentemente monopólico de los dos últimos. Posteriormente, con la
dictación de la Ley Corta I, se prohibió la participación de las empresas de transmisión con
instalaciones de carácter nacional –ex troncal– en los otros dos segmentos, mientras que aquellas
empresas con actividades en distribución y generación, solo pueden participar en el segmento de
transmisión nacional cumpliendo ciertos límites de participación de mercado6, establecidos en su
momento para evitar conductas anticompetitivas en el segmento de generación. De esta manera,
mientras en generación existe un mercado abierto donde se permite la comercialización a nivel
mayorista y no existe una planificación centralizada, en el caso de la transmisión y la distribución
se trata de mercados regulados, donde se busca explotar las economías de densidad y redes para
transferir los beneficios a los consumidores finales.
Con todo, la regulación de la distribución establecida en la década de 1980 y las políticas públicas
en las décadas posteriores, tuvieron como principal objetivo electrificar y aumentar cobertura a lo
largo del país. En los últimos años, el desarrollo de la regulación a través del establecimiento de
exigencias técnicas, ha buscado alcanzar una mejora en la calidad de servicio, siempre bajo
condiciones de eficiencia económica.
A continuación, se presentarán (i) las principales características del segmento de distribución que
se ha desarrollado en Chile como resultado de la regulación existente; (ii) una descripción del
mercado de distribución, considerando empresas distribuidoras existentes en el país; (iii) una
caracterización de los clientes y otros agentes presentes en el mercado; (iv) una explicación de la
estructura tarifaria, describiendo el proceso tarifario y las tarifas de distribución; (v) aspectos
asociados a la calidad de servicio de los sistemas de distribución; y finalmente (vi) el manejo de
información asociada al segmento de distribución
6 De acuerdo a lo establecido en el artículo 7 de la LGSE.
12
4.1 Características Generales
4.1.1 Servicios de Distribución Eléctrica
De acuerdo a la regulación vigente, las empresas distribuidoras son remuneradas: (i) por distribuir
energía eléctrica; (ii) por el tránsito de energía por sus redes para el abastecimiento de Clientes
Libres; y (iii) por prestar servicios asociados a la distribución.
Respecto del servicio de distribución eléctrica propiamente tal, actualmente las funciones de las
empresas distribuidoras consisten en:
Suscribir contratos para asegurar el suministro de sus Clientes Regulados.
Planificar, construir operar y mantener redes para distribuir energía y potencia a sus
clientes, cumpliendo con las exigencias de calidad de servicio.
Realizar todas las laborales administrativas y comerciales para el cobro del servicio de
distribución eléctrica, de acuerdo a las tarifas vigentes.
Atender los reclamos, consultas y solicitudes de los clientes de acuerdo a la normativa
vigente.
Por su parte, en relación al servicio de transporte de energía y potencia para Clientes Libres
conectados en sus redes o que se conecten a las instalaciones de la empresa mediante líneas
propias o de terceros, las empresas distribuidoras deben:
Conectar en sus redes a los clientes que se ubiquen dentro de su zona de concesión,
entregando la misma calidad de servicio que reciben los Clientes Regulados.
Disponer, operar y gestionar los equipos y mediciones asociadas a los consumos de
energía y potencia de los Clientes Libres.
Realizar las labores administrativas para llevar a cabo el cobro de peajes por uso del
sistema de distribución, de acuerdo a las tarifas vigentes.
Finalmente, respecto de los servicios asociados, la regulación ha reconocido un total de 297
servicios no consistentes en suministro de energía asociados a la distribución eléctrica, y se ha
establecido una fijación de precios para estos. Entre los principales servicios asociados que se
reconocen se encuentran los siguientes8:
7 Decreto N° 13 T de 2018 del Ministerio de Energía que fija precios de servicios no consistentes en
suministros de energía, asociados a la distribución eléctrica, publicado en el Diario Oficial el 24 de julio de 2018. 8 “Estudio del Cálculo de Componentes del Valor Agregado de Distribución Cuadrienio Noviembre 2016-
Noviembre 2020” y “Estudio de Costos de Servicios Asociados al Suministro de Electricidad de Distribución” realizado por el consultor INECON para la Comisión Nacional de Energía, en Enero 2017. Cabe hacer presente que la Ley N° 21.076 de 21 de febrero de 2018 introdujo una modificación a la Ley General de Servicios Eléctricos estableciendo que los medidores y empalmes forman parte de la red de distribución o de aquel que preste el servicios de distribución. Sin perjuicio de lo anterior, la remuneración de estas
13
Arriendo de empalme.
Arriendo de medidor.
Apoyo en postes a proveedores de servicios de telecomunicaciones.
Atención de emergencia de alumbrado público.
Aumento de capacidad de empalme.
Cambio o reemplazo de medidor.
Un aspecto importante a mencionar es que la mayoría de estos servicios pueden ser prestados por
otras empresas, con o sin relación societaria con las concesionarias de distribución eléctrica, sólo
pudiendo cobrar en forma posterior a la realización efectiva de los mismos, incluyendo de manera
desglosada el cobro correspondiente. Ejemplo de estos servicios pueden ser aquellos que
entregan los Organismos o Laboratorios de Certificación Autorizados (“OLCA”), los servicios
postales, gastos notariales entre otros.
4.1.2 Cobertura Eléctrica
La cobertura eléctrica nacional ha aumentado permanentemente en las últimas décadas;
actualmente, según los últimos datos de la encuesta CASEN 2017, un 99,47% de la población del
país tiene acceso a la electricidad, aunque con cierta disparidad si se distingue entre zonas rurales
y urbanas. En el caso de las zonas urbanas, el 99,7% de la población tiene acceso a energía
eléctrica mientras que en las zonas rurales, donde el aumento de la cobertura ha sido impulsado a
través de programas especiales9, este porcentaje es menor, llegando al 97,6%. Sin perjuicio de lo
anterior, los niveles que se presentan son bastante cercanos al de países desarrollados y es de los
más altos en América Latina. El detalle con el nivel de cobertura por región se presenta en la TABLA
1 siguiente.
TABLA 1: PORCENTAJE DE ELECTRIFICACIÓN A NIVEL REGIONAL
Región del País (año 2017)
Acceso a electricidad
Región de Tarapacá 97,4%
Región de Antofagasta 99,0%
Región de Atacama 98,4%
Región de Coquimbo 98,9%
Región de Valparaíso 99,6%
instalaciones y las condiciones de aplicación de las tarificas asociadas a ellas se determinarán en los decretos tarifarios referidos en los artículos 120, 184 y 190 de la misma ley. 9 Programa de Electrificación Rural 1994-2000, Programa de Electrificación Rural 2001-2006, Programa
Remoción de Barreras para la Electrificación Rural con Energías Renovables 2001-2011, Programa de Energización Rural y Social 2008-2015, Fondo de Acceso a la Energía 2014-2017, Agenda de Energía y Programa de Acceso a la Energía para zonas aisladas, entre otros.
14
Región del Libertador 99,3%
Región del Maule 99,2%
Región del Biobío 99,6%
Región de La Araucanía 98,5%
Región de Los Lagos 99,4%
Región de Aysén 98,8%
Región de Magallanes 99,4%
Región Metropolitana 99,8%
Región de Los Ríos 99,6%
Región de Arica y Parinacota 98,5%
FUENTE: ENCUESTA CASEN 2017
4.1.3 Institucionalidad
Respecto a la institucionalidad asociada al segmento de distribución, se destaca el rol del
Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía y el de la Superintendencia de Electricidad
y Combustibles (en adelante indistintamente “Superintendencia” o “SEC”) pertenecientes al
estado y el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional.
En el caso del Ministerio de Energía, sus principales tareas respecto del segmento de distribución
son las siguientes:
Elaborar y coordinar los planes, programas y normas para el buen funcionamiento y
desarrollo del sector, así como establecer la política pública en materias de energía.
Velar por el cumplimiento de la normativa y asesorar al Gobierno en todas aquellas
materias relacionadas con la energía.
Dictar los decretos tarifarios a partir de los informes técnicos elaborados por la Comisión
Nacional de Energía, donde se efectúan los cobros correspondientes a las tarifas
reguladas.
En el caso de la CNE sus funciones principales en relación a este segmento consisten en:
Desarrollar las licitaciones de suministro de energía de largo plazo para el abastecimiento
desde el mercado mayorista de energía.
Realizar el proceso de tarifación determinando el Valor Agregado de Distribución (“VAD”),
los peajes por usos de los sistemas de distribución –para Clientes Regulados y Libres– y las
tarifas de los servicios asociados a la distribución.
Calcular los Precios de Nudo Promedio de energía y potencia, los cuales determinan el
precio que debe traspasar una empresa concesionaria de distribución a sus Clientes
15
Regulados, así como también los precios a facturar entre una empresa concesionaria de
distribución y su suministrador.
Verificar la rentabilidad de la industria.
Establecer las normas técnicas aplicables al segmento de distribución para fijar, entre
otros, los estándares de calidad de servicio que deben entregar las empresas
distribuidoras.
Por otro lado, las principales funciones de la Superintendencia consisten en:
Fiscalizar el cumplimiento de la normativa vigente en el segmento de distribución,
respecto de la calidad de servicio que reciben los clientes finales.
Recopilar toda la información necesaria para la aplicación de la regulación vigente.
Fijar los costos de explotación, ingresos de explotación y calcular el VNR de las empresas
concesionarias de distribución.
Adicionalmente corresponde mencionar la existencia del Panel de Expertos, órgano creado por la
Ley Corta I, cuya función es pronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre
aquellas discrepancias y conflictos que se susciten con motivo de la aplicación de la regulación
eléctrica que deben ser sometidos a su consideración conforme a la Ley, y sobre las demás
controversias que dos o más empresas del sector eléctrico, de común acuerdo, sometan a su
decisión. Por otra parte, el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional en su
función de coordinación y operador del sistema tiene un rol en la actividad de distribución en
tanto las empresas distribuidoras, los PMGD y los Clientes Libres tienen calidad de coordinados.
Finalmente, es importante referirse al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia y la Fiscalía
Nacional Económica, que, si bien no son organismos especializados en materias eléctricas, están
llamados a defender y promover la libre competencia en todos los mercados, por lo que su
existencia es relevante para resguardar el funcionamiento competitivo del sector.
16
4.2 Mercado de Distribución
4.2.1 Empresas distribuidoras presentes en Chile
Actualmente existen veintiséis empresas distribuidoras en el país que entregan el servicio de
distribución a través del desarrollo de redes adaptadas a la realidad de cada zona en sus
respectivas áreas de concesión.
En la TABLA 2 se presentan las empresas distribuidoras del país a partir de ciertos indicadores
básicos que permiten caracterizarlas de manera general:
TABLA 2: CARACTERIZACIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EXISTENTES EN CHILE
Empresa
Zona Concesión
(km2)
Número de Clientes
VNR (en millones
de pesos)
N° S/E Primaria
s
kms de red
Ranking SEC
CHILQUINTA 5.084 597.602 $ 240.883 25 9.267 10
EMELCA 174 5.718 $ 784 1 181 7
LITORAL 179 60.964 $ 23.277 8 1.015 4
ENEL DISTRIBUCIÓN 2.066 1.879.933 $ 771.047 42 66.503 20
EEC 60 26.819 $ 6.231 1 385 15
TILTIL 65 3.862 $ 2.851 3 166 6
EEPA 27 59.786 $ 19.885 3 544 2
LUZANDES 2 2.309 $ 3.145 1 30 30
CGE 54.847 2.849.458 $ 1.066.965 199 72.257 26
COOPERSOL 9 1.073 $ 2.165 0 0
COOPELAN 3.773 22.864 $ 27.285 4 3.264 5
FRONTEL 24.712 353.193 $ 221.333 33 31.171 22
SAESA 15.218 432.558 $ 216.723 33 22.113 19
EDELAYSEN 1.028 44.119 $ 25.294 6 3.274 24
EDELMAG 92 61.450 $ 24.908 5 1.103 3
CODINER 5.163 14.221 $ 18.427 7 16.165 27
EDECSA 361 6.100 $ 10.246 5 652 1
CEC 475 11.199 $ 8.774 3 810 11
LUZLINARES 2.915 33.427 $ 24.622 7 2.965 21
LUZPARRAL 2.072 24.252 $ 27.130 4 3.543 13
17
COPELEC 10.909 59.759 $ 49.463 9 11.262 29
COELCHA 4.112 14.508 $ 16.602 4 3.012 28
SOCOEPA 1.811 7.274 $ 10.685 2 1.588 14
COOPREL 1.238 6.751 $ 9.563 2 1.772 16
LUZOSORNO 4.374 22.720 $ 29.213 9 4.719 18
CRELL 2.431 26.947 $ 16.645 1 2.778 23
TOTAL 143.196 6.628.866 $ 2.874.145 417 260.540 NA
FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES. (OCTUBRE 2018)
Los indicadores considerados se definen de la siguiente manera:
Zona Concesión (km2): corresponde a la extensión de las zonas de concesión otorgadas a
cada empresa distribuidora.
Número de Clientes: corresponde al número total de Clientes Regulados conectados en la
zona de concesión de cada empresa distribuidora.
VNR: Corresponde al Valor Nuevo de Reemplazo de todas las instalaciones de la red de
distribución de cada empresa distribuidora a octubre 2018.
N° S/E Primarias: corresponde al número de subestaciones primarias propiedad de las
empresas distribuidoras desde donde se abastecen para suministrar a sus clientes y
usuarios finales.
km de red: largo total de la red de media y baja tensión de cada empresa distribuidora en
su respectiva zona de concesión.
Ranking SEC: ranking de las empresas distribuidoras elaborado por la Superintendencia.
A partir de los valores presentados en la TABLA 2, si se consideran el número de clientes y el VNR,
las tres empresas más grandes son CGE, ENEL DISTRIBUCIÓN y CHILQUINTA, en el mismo orden
para los dos criterios considerados. Por otra parte, de acuerdo al Ranking SEC, las mejores tres
empresas son EDECSA seguida de EEPA y EDELMAG.
Adicionalmente, de acuerdo los datos contenidos en la TABLA 2, se puede indicar que:
Existe un total de 6.600.000 Clientes Regulados, aproximadamente, en un área de 143.196
km2 de concesiones, en la cuales se han desarrollado redes con un total de 417
subestaciones primarias y 260.000 km de líneas, con un valor nuevo de reemplazo de
2.874.145 millones de pesos.
Más de veinte empresas tienen un número superior a 10.000 clientes, entre las cuales
cinco empresas tienen más de 100.000 clientes.
Las cinco empresas con mayor número de clientes representan el 92% del total de
clientes, el 87% del VNR, y el 70% –aproximadamente– del total de subestaciones y largo
de líneas.
18
Por otro lado, es importante señalar que un número importante de empresas distribuidoras se
encuentra concentrado en cuatro grupos económicos y una federación de cooperativas, cuyas
características son las siguientes:
TABLA 3: CARACTERIZACIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EXISTENTES EN CHILE
Empresa Zona
Concesión (km2)
Número de
Clientes
VNR (en millones de
pesos)
N° S/E Primarias
kms de red
CGE 54.939 2.910.908 $ 1.091.873 204 73.360
CHILQUINTA 10.611 722.345 $ 326.158 49 17.442
ENEL 2.128 1.909.061 $ 780.423 44 66.918
SAESA 45.332 852.590 $ 492.562 81 61.278
COOPERATIVAS 24.748 149.302 $ 139.017 25 24.486
FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES (OCTUBRE 2018).
De acuerdo a lo presentado, los dos mayores actores del mercado son el grupo CGE y ENEL pues
presentan los valores más altos en todos los indicadores considerados, salvo en el tamaño de la
zona de concesión y el número de subestaciones primarias para ENEL. Esto se explica pues su zona
de concesión corresponde en gran parte a la Región Metropolitana, donde se encuentra la zona
urbana más densamente poblada del país.
4.2.2 Caracterización de los clientes
Desde el punto de vista de los Clientes Regulados, es interesante ver cómo se distribuyen en las
distintas comunas del país, más aun teniendo en cuenta que la regulación clasifica las redes
considerando como unidad a clasificar cada par comuna-empresa existente. Para ello, se presenta
el GRÁFICO 1 en el que se muestra el total de Clientes Regulados por comuna considerando el 10%
de las comunas con más clientes del país.
19
GRÁFICO 1: NÚMERO DE CLIENTES POR COMUNA DEL PAÍS
FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
En el GRÁFICO 1 se puede ver que las tres comunas con más clientes se encuentran en la ciudad de
Santiago, con más de 150.000 clientes en cada caso. Se trata de zonas densamente pobladas
donde también existe una alta densidad de redes eléctricas con el objeto de entregar el
suministro. En este sentido, el 10% de las comunas con más Clientes Regulados representan
aproximadamente 40% del total de Clientes Regulados.
En el GRÁFICO 2 siguiente, se presenta el consumo de energía por comuna, considerando el 10% de
las comunas con mayor consumo eléctrico del país, y se agrega una diferenciación por tipo de
tarifa para cada comuna. Al igual que en el caso anterior, se puede apreciar que Santiago lidera la
estadística, siendo la comuna con mayor consumo eléctrico del país. Sin embargo, en segundo
lugar aparece la comuna de Las Condes, que respecto del número de clientes se encuentra en
quinto lugar. Esto se puede explicar por el mayor consumo energético que presentan los Clientes
Regulados de dicha comuna. Finalmente, la comuna de Maipú se mantiene también en tercer
lugar. En los 3 casos citados, el consumo mensual de electricidad de los Clientes Regulados supera
los 60 [GWh/mes], siendo en la mayoría de los casos la tarifa BT1A aquella en la que se observa el
mayor consumo.
20
GRÁFICO 2: CONSUMO DE ENERGÍA POR COMUNA DEL PAÍS Y TIPO DE TARIFA
FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
4.2.3 Participación de Generación Distribuida
En Chile la regulación contempla dos categorías de sistemas de generación distribuida:
• Equipamiento de Generación (“EG”): consistente en equipamiento de generación de
energía eléctrica por medios renovables no convencionales o de instalaciones de
cogeneración eficiente, que se conectan a la red de distribución a través del empalme de
un usuario o cliente final, que inyecten sus excedentes de energía a la red de distribución a
través de los respectivos empalmes y cuya capacidad instalada no supere los 300 kW.10
• Pequeño Medio de Generación Distribuida (“PMGD”): son medios de generación cuyos
excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000 kilowatts y mayores a 100
kilowatts, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a
instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que
utilicen bienes nacionales de uso público.
Para cada uno de estos sistemas de generación, existen normas técnicas que regulan los procesos
de conexión de las instalaciones y aspectos técnicos respecto de su operación, principalmente
consideraciones de diseño de las instalaciones que velan por su seguridad y la del sistema.
10
El límite original de 100 [kW] fue ampliado mediante la Ley N° 21.118 que modifica la Ley General de Servicios Eléctricos, con el fin de incentivar el desarrollo de las generadoras residenciales, publicada en el Diario Oficial el 17 de noviembre de 2018.
21
Desde el punto de vista del tratamiento regulatorio, existen esquemas diferenciados para
reconocer y valorizar las inyecciones de energía de estos sistemas de generación. Mientras en el
caso de los EG, se reconocen los excedentes al precio de la energía de la tarifa asociado al cliente
respectivo y con ciertas restricciones –se busca promover el autoconsumo más que la inyección–,
los PMGD comercializan su energía en el mercado mayorista y tienen la calidad de coordinados. En
particular, pueden optar por vender su energía al precio del mercado spot o a un régimen de
precio estabilizado de la energía que busca dar una señal de estabilidad en el largo plazo para los
desarrolladores de este tipo de proyectos con el fin de facilitar su acceso a financiamiento.
En la TABLA 4 se presenta un catastro de los sistemas de generación distribuida existentes en el
país, para cada región, y es posible notar que, a octubre de 2018:
• Existe un total de 4.262 proyectos de generación distribuida que suman una capacidad
instalada del orden de 640 MW11.
• Las tres regiones con mayor cantidad de proyectos de EG son las regiones III, RM y VII en
orden decreciente, mientras que para el caso de PMGD son la VIII, RM y X Región en ese
mismo orden.
• En el caso de EG, siete regiones tienen más de cien proyectos conectados mientras que
para los PMGD existen nueve regiones con más de diez proyectos.
TABLA 4: CATASTRO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA CONECTADOS POR REGIÓN
Región Cantidad de
EG
Potencia agregada de EG
en kW
Cantidad de PMGD
Potencia agregada de
PMGD en MW
Tarapacá 20 321 9 32
Antofagasta 80 633 1 9
Atacama 2.022 1.676 3 6
Coquimbo 80 955 21 77
Valparaíso 269 2.545 23 59
Libertador General Bernardo O’Higgins
102 2.604 16 75
Maule 292 3.901 18 44
Biobío 101 843 30 87
La Araucanía 70 534 20 48
Los Lagos 50 272 26 65
Aysén del General Carlos Ibáñez del
7 66 0 0
11
Corresponde a la potencia instalada de los proyectos acogidos a los regímenes de PMGD o Netbilling.
22
Campo
Magallanes y la Antártica Chilena.
15 27 0 0
Metropolitana de Santiago
735 6.276 29 95
Los Ríos 30 154 15 23
Arica y Parinacota 30 417 0 0
Ñuble 148 758 0 0
Total general 4.051 21.981 211 622
FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES. OCTUBRE 2018.
En la TABLA 5 se presenta el catastro de proyectos PMGD conectados a las redes de distribución
por cada región del país y por tipo de energético primario. Se puede ver que las dos tecnologías
con mayor penetración son la hidráulica y la solar fotovoltaica con setenta y seis y setenta y tres
proyectos en cada caso, seguidos por los proyectos diésel que corresponden a cuarenta.
Adicionalmente y de acuerdo a las condiciones geográficas del país, la mayor cantidad de
proyectos solares se encuentran en el norte del país y los proyectos hidráulicos en el sur.
TABLA 5: DESCRIPCIÓN DE LA PENETRACIÓN DE PMGD POR TIPO DE TECNOLOGÍA Y REGIÓN
Región Biogás Biomasa Diésel Eólica PV Gas GNL Hidro Total
Tarapacá
2 3 4 9
Antofagasta
1 1
Atacama
3 3
Coquimbo
4 15 2 21
Valparaíso
6 11 2 1 3 23
Libertador General
Bernardo O’Higgins
3 1 12 16
Maule 1 1 7 2 7 18
Biobío 3 2 4 4 3 1 13 30
La Araucanía 7 13 20
Los Lagos 11 15 26
Metropolitana de Santiago
2 2 16 1 8 29
Los Ríos 2 2 11 15
23
Total 9 3 38 5 73 5 2 76 211
FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES. OCTUBRE 2018.
4.2.4 Servicios Relacionados al segmento de distribución
Adicionalmente a los servicios asociados a la distribución, para los cuales se considera un
tratamiento regulatorio y por ende un proceso de tarifación, existen otro tipo de servicios para los
cuales la Ley General de Servicios Eléctricos no establece un tratamiento específico, como es el
caso del alumbrado público. En efecto, aunque existe una normativa que data de la década de
1980, esta es de carácter netamente técnico y solo establece especificaciones para iluminarias de
calles, carreteras y sectores residenciales, y exigencias mínimas para el montaje y tipo de
luminarias12.
En la práctica y de acuerdo a lo que ha sostenido la Contraloría General de la República13, es
responsabilidad de las municipalidades de cada comuna, contratar el servicio de alumbrado
público asumiendo los respectivos costos de mantención, reposición y consumo de las luminarias
ubicadas en un bien nacional de uso público.
Adicionalmente, el año 2015 se publicó el reglamento sobre alumbrado público de vías de tránsito
vehicular14. Su artículo primero establece los requisitos mínimos aplicables al diseño, construcción,
puesta en servicio, operación, mantenimiento y toda otra acción necesaria para el correcto
funcionamiento del alumbrado público para la iluminación de vías de tránsito vehicular, con el
objetivo de satisfacer las condiciones básicas, necesarias y eficientes para la iluminación de
calzadas.
12
NSEG 9. En.71. Alumbrado Público En Sectores Urbanos; NSEG.21 E. n. 78. Alumbrado Público En Sectores Residenciales; y, NSEG 15.E.n. 78. Electricidad. Especificaciones para iluminarias de calles y carreteras. 13
De acuerdo a lo establecido por la Contraloría General de la República, Dictamen N° 86185, de 31 de diciembre de 2013, los costos asociados al alumbrado público serán de cargo de las respectivas municipalidades en la medida que ésta los estime necesarios en función del cumplimiento de las obligaciones que en la materia le corresponden. 14
Decreto Supremo N° 2, de 2014, del Ministerio de Energía, que aprueba el reglamento de alumbrado público de vías de tránsito vehicular. Publicado en el Diario Oficial el 4 de diciembre de 2015.
24
4.3 Estructura Tarifaria
4.3.1 Descripción General
La estructura tarifaria que establece la regulación busca asignar de manera adecuada el uso que
hacen los clientes de los servicios entregados en los tres segmentos del mercado eléctrico. Es
decir, la tarifa final de los Clientes Regulados incluye un componente por generación, otro por
transmisión y otro distinto por distribución.
En el segmento de generación, para asegurar el suministro de energía desde el mercado
mayorista, la regulación contempla un sistema de licitaciones públicas, realizadas por la Comisión
en conjunto con las empresas distribuidoras, que permiten establecer contratos de suministro de
largo plazo entre estas últimas y empresas generadoras. El mecanismo ha sido diseñado buscando
generar señales de largo plazo que fomenten la inversión en el segmento de generación, junto con
generar mayor competencia para el suministro eléctrico de los Clientes Regulados, con el objeto
de lograr precios eficientes al momento de la licitación. Los precios se indexan y ajustan en función
de diversas variables, entre ellas están los cambios por variaciones en los indexadores asociados y
aquellas derivadas de los cambios por el tipo de cambio.
Además, la Ley indica que los concesionarios de servicio público de distribución deberán traspasar
a sus Clientes Regulados, los precios de generación que resulten de promediar los precios vigentes
para dichos suministros, conforme a sus respectivos contratos. Dicho de otra manera, en función
de los distintos contratos adjudicados en los procesos de licitación de suministro señalados, se
establece semestralmente un precio promedio de la energía por empresa distribuidora. En caso
que el precio promedio de energía de una concesionaria sobrepase en más de 5% el promedio
ponderado del precio de energía calculado para todas las concesionarias de los sistemas eléctricos,
cuya capacidad instalada de generación sea superior a 200 MW, el precio promedio de tal
concesionaria deberá ajustarse de modo de suprimir dicho exceso, el que será absorbido en los
precios promedio de los demás concesionarios, a prorrata de la respectiva energía suministrada
para Clientes Regulados. Estas diferencias son saldadas a las distribuidoras a través de ajustes y
recargos, por lo que en la práctica a nivel agregado los distribuidores efectúan un pass through de
sus compras de energía hacia los Clientes Regulados.
En el siguiente gráfico se presenta un detalle con el resultado de los últimos procesos licitatorios:
25
GRÁFICO 3: EVOLUCIÓN DE PRECIOS OFERTADOS EN LICITACIONES DE ENERGÍA FUENTE: COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
Como se indicó anteriormente, los contratos de las licitaciones, en términos generales, son de
largo plazo15 y los montos a licitar en cada proceso se definen en función de la diferencia entre la
demanda esperada y los volúmenes de suministro previamente contratados. La energía adjudicada
se divide en bloques pudiendo existir bloques horarios, estacionales u de otras modalidades. Por
su parte, en cada proceso de licitación se define como precio de la potencia aquel precio vigente, a
partir de lo definido en la correspondiente fijación del precio de nudo de corto plazo. En este
sentido, y a diferencia de la energía, el precio de nudo de la potencia es un precio regulado, que
no se deja a la competencia y que es definido administrativamente por la autoridad en un proceso
tarifario. Los precios de energía y potencia resultantes de los procesos de licitación se denominan
precios de nudo de largo plazo.
15
De acuerdo al artículo 135 bis en casos debidamente justificados se pueden implementar licitaciones de corto plazo, las que pueden establecer condiciones distintas tanto para los plazos de la convocatoria a licitación, como para los plazos de inicio y/o período de suministro de los contratos. A su vez, el artículo 135° quinquies establece la posibilidad y las reglas de licitaciones de cortísimo plazo, donde el período de duración del contrato no podrá exceder de tres años, esto en aquellos casos que la Comisión prevea, para el año siguiente, que el consumo efectivo de energía de una concesionaria de servicio público de distribución, destinado a abastecer a sus clientes sometidos a regulación de precios, resulte superior al suministro contratado de energía disponible para tales efectos.
26
Adicionalmente, y en relación a la componente generación de las tarifas, con la Ley 20.928 se
estableció un mecanismo denominado RGL de acuerdo al cual en aquellas comunas intensivas en
generación eléctrica ubicadas en el SEN, se aplicará un descuento a la componente de energía del
precio de nudo establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución que las
concesionarias de distribución traspasan a los Clientes Regulados. Este descuento se calcula en
función de un factor de intensidad de cada comuna de acuerdo a la escala establecida en la LGSE.
Los descuentos son absorbidos por los Clientes Regulados ubicados en las comunas no intensivas
en generación, a través de un cargo en la componente de energía del precio de nudo.
Junto con lo anterior, y en la misma ley se estableció que en aquellas comunas en que se emplazan
centrales cuya energía eléctrica generada, en su conjunto, es mayor al 5% de la energía eléctrica
generada por las centrales interconectadas al SEN, se aplicará un descuento adicional al
establecido en el párrafo anterior. Los descuentos adicionales a que dé lugar la aplicación del
mecanismo recién señalado serán absorbidos por todos los suministros de clientes sometidos a
regulación de precios de las comunas no intensivas en generación. El descuento se aplica de la
misma forma señalada en el párrafo anterior y de acuerdo a una tabla establecida en la LGSE.
Para el segmento de transmisión, la regulación reconoce distintas categorías de instalaciones,
calificándolas, en función de su uso, en instalaciones de carácter nacional, zonal, para polos de
desarrollo, dedicadas o de interconexión internacional. La tarifa por uso de los sistemas de
transmisión se compone de diferentes cargos que se describen a continuación:
Cargo de transmisión nacional: Las instalaciones pertenecientes al segmento de
transmisión nacional cumplen un rol de servicio público. La tarificación considera un
cargo único16 en función del consumo de energía de cada usuario final del sistema.
Cargos de transmisión zonal: Respecto a las instalaciones zonales, también se reconoce
un rol de servicio público, pero acotado a una zona específica del sistema donde están
dispuestas para abastecer a clientes finales desde el sistema nacional. Esto provoca que
existan diferencias en los cargos por uso de estos sistemas dependiendo de las distintas
zonas, pues en cada zona los costos a remunerar y los clientes que deben cubrir dichos
costos, son distintos.
Cargo de transmisión dedicada utilizada por parte de Clientes Regulados: las instalaciones
dedicadas utilizadas por parte de Clientes Regulados también se remuneran a partir de
un cargo único en función del consumo de energía, pero en la proporción de utilización
de dicha instalación. En el caso de las instalaciones dedicadas, que están dispuestas
esencialmente para la inyección de energía de generadores o bien para el suministro de
Clientes Libres, son remuneradas por dichos usuarios a sus propietarios y la regulación no
fija los precios por el uso de dichos sistemas. Sin embargo, el pago por uso se debe
16
Adicionalmente, se incluye dentro del cargo único asociado a los sistemas de transmisión un cargo por nueva infraestructura de servicios complementarios, que corresponden a las inversiones asociadas a nueva infraestructura, requerida para prestar servicios complementarios, junto con sus costos anuales de mantenimiento eficiente se remuneran.
27
calcular en base a un valor de transmisión anual homologable a lo considerado en los
procesos de tarificación de las instalaciones nacionales o zonales.
Cargo de transmisión de los sistemas para polos de desarrollo: los sistemas de
transmisión para polos de desarrollo se remuneran a partir de un cargo por uso a
usuarios finales en la proporción no utilizada por centrales generadoras. La proporción
utilizada por centrales es pagada por estas en función de su capacidad instalada y
ubicación.
Cargo por uso de interconexiones internacionales de servicio público: las instalaciones de
interconexión internacionales que cumplan un rol de servicio público calificado por el
Ministerio de Energía serán remuneradas por los usuarios finales a través de un cargo
único.
En el caso de la distribución, la regulación de la tarifa pretende representar los costos medios
eficientes asociados a la provisión del suministro eléctrico. Para ello, se caracterizan las empresas
principalmente en función de variables que determinan los costos asociados a entregar el servicio
de distribución en determinadas áreas, como por ejemplo el tamaño de los clientes y la densidad
de los consumos, características que se recogen actualmente bajo el concepto de Área Típica. Para
cada una de estas áreas típicas se establece una Empresa Modelo, que corresponde a una
empresa ficticia que entrega el servicio de distribución en la zona de concesión de la empresa de
referencia del área típica correspondiente, de manera eficiente y cumpliendo con las exigencias de
calidad de servicio establecidas en la normativa.
En la sección 4.3.2 siguiente, se explicará en detalle el proceso de tarificación del componente de
distribución incluyendo los mecanismos de equidad tarifaria existentes en la regulación.
4.3.2 Procesos de tarificación en el segmento de distribución
El principal proceso de tarificación consiste en la determinación del Valor Agregado de
Distribución (“VAD”), el cual es “fijado cada cuatro años por el Ministerio de Energía, previo
Informe Técnico de la CNE y corresponde básicamente un costo medio que incorpora todos los
costos de inversión y funcionamiento de una empresa modelo o teórica operando en el país,
eficiente en la política de inversiones y en su gestión, de modo que el VAD no reconoce
necesariamente los costos efectivamente incurridos por las empresas distribuidoras”17.
Adicionalmente, también se realizan procesos para determinar los peajes por uso de la red y los
costos correspondientes a los servicios asociados de distribución.
En este proceso se considera la definición de un VAD por cada Área Típica. La definición de las
áreas típicas es mediante una metodología basada en los costos de distribución que permite
segmentar las empresas en función de:
17
Descripción del proceso definida en la página web de la CNE: https://www.cne.cl/tarificacion/electrica/valor-agregado-de-distribucion/
28
Gastos de administración y ventas.
Costos de inversión.
Costos de operación y mantenimiento.
Costos de pérdidas.
De acuerdo a lo establecido en la regulación vigente, el VAD debe considerar:
1. Costos fijos por concepto de gastos de administración, facturación y atención del usuario,
independientes de su consumo.
2. Pérdidas medias de distribución en potencia y energía;
3. Costos estándares de inversión, mantención y operación asociados a la distribución, por
unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversión se calcularán
considerando el VNR de instalaciones adaptadas a la demanda, su vida útil, y una tasa de
actualización igual a 10% real anual.
Para la determinación de dichos costos, la Comisión y las empresas distribuidoras realizan estudios
de valorización de acuerdo a bases técnicas comunes que permiten determinar los costos de las
empresas modelo eficiente de cada área típica. El resultado final de la valorización se obtiene
realizando una ponderación de las valoraciones realizadas en los estudios: considerando 2/3 de lo
establecido en el estudio de la CNE y 1/3 de los estudios realizados por la empresa del área típica
respectiva. Así, la tarifa final que ve el cliente se compone de la suma de los precios de energía y
potencia, denominados precios de nudo de energía y potencia en nivel de distribución –como se
verá en la sección 4.3.3, la tarifa es volumétrica por lo que los costos determinados se recaudan
proporcionalmente a la energía consumida– los costos por concepto de transporte, tanto en
transmisión como en distribución, así como los costos fijos de administración y el cargo por
servicio público.
Adicionalmente a los costos asociados a los segmentos de generación, transmisión y distribución,
la Ley de Equidad Tarifaria, incorporó mecanismos adicionales en el procedimiento para calcular la
tarifa a traspasar a clientes sometidos a fijación de precios, principalmente el mecanismo de
equidad tarifaria residencial (“ETR”).
El mecanismo ETR tiene como objetivo que las tarifas máximas que las empresas distribuidoras
puedan cobrar por suministro a clientes residenciales no superen el 10% del promedio simple de
éstas18. Se considera para dicha comparación la tarifa que tendrían los Clientes Regulados en las
distintas comunas del país, si tuvieran un consumo tipo, logrando reducir las diferencias en las
tarifas eléctricas a lo largo del país. Este mecanismo implica subsidios cruzados desde los Clientes
Regulados hacia los Clientes Residenciales19, donde comunas con precios más caros se ven
beneficiadas con rebajas en sus tarifas, las cuales son aportadas por aquellas que presentan
18
Se realiza el cálculo en base a una cuenta tipo residencial de 180 kWh, de forma que ésta no tenga diferencias superiores al 10% de la cuenta tipo promedio nacional. 19
Dentro de los Clientes Regulados, un subconjunto corresponde a los Clientes Residenciales.
29
cuentas tipo menores al promedio. La Ley de ETR excluye de los aportes al mecanismo a aquellos
Clientes Residenciales cuyo consumo promedio mensual de energía del año calendario anterior,
sea menor o igual a 200 kWh, dando una señal de equidad para aquellos consumidores
residenciales que presentan bajos niveles de consumo. Además, la Ley ETR indica que los ajustes y
recargos a que dé origen el mecanismo de ETR se aplicarán a las componentes de costos de
distribución, y serán fijados en el decreto de precios de nudo promedio que se dictan
semestralmente en enero y julio respectivamente.
El GRÁFICO 4 muestra los aportes de los Clientes Regulados –por tipo de tarifa– para el 10% de las
comunas del país que más aportes realizan al mecanismo de ETR. Se puede ver que las primeras
tres comunas que más aportan se encuentran en la Región Metropolitana. Santiago es la comuna
que representa el mayor aporte, con un monto superior a $160.000.000 CLP al mes, seguida de Las
Condes y Providencia con montos de $100.000.000 CLP y $70.000.000 CLP, respectivamente.
Adicionalmente, se puede ver que los mayores aportes son realizados por los clientes sujetos a
tarifas20 AT, principalmente AT 4.2 y AT2PPP. En relación a las tarifas BT, la BT1A es la tarifa que
más contribuye al mecanismo ETR.
GRÁFICO 4: APORTE AL MECANISMO DE ETR POR COMUNA Y TIPO DE TARIFA FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
20
Ver sección 4.3.3. siguiente respecto a sistema de tarifas de distribución.
30
GRÁFICO 5: BENEFICIOS DEL MECANISMO DE ETR POR COMUNA Y TIPO DE TARIFA FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
Por otra parte, en el GRÁFICO 5 se muestran el 10% de las comunas que reciben mayores beneficios
a través del mecanismo ETR.
Se aprecia en el gráfico que las tres principales comunas que reciben beneficios por el mecanismo
ETR son Puerto Montt, Los Ángeles y Coyhaique. En el caso de las dos primeras el monto total es
muy similar, aproximadamente $100.000.000 CLP al mes, mientras que en último caso el monto es
levemente superior a $80.000.000 CLP. Por otro lado, se puede afirmar que la gran mayoría de las
comunas que se presentan en el gráfico reciben montos inferiores a $40.000.000 CLP al mes.
Otro proceso tarifario consiste en la fijación de las fórmulas tarifarias para la determinación de los
peajes por uso de las redes de distribución que se aplican a los Clientes Libres, el cual se fija de
manera equivalente al cargo por uso de la red de distribución que pagaría si fuera un Cliente
Regulado.
Adicionalmente, la tarificación de la distribución también considera la fijación de precios para los
servicios no consistentes en suministros de energía asociados a la distribución eléctrica.
En la siguiente figura, se presenta un diagrama que resume los distintos procesos presentados.
31
FIGURA 1: DIAGRAMA EXPLICATIVO DE LA COMPOSICIÓN DE LA TARIFA ELÉCTRICA FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA
4.3.3 Sistema de Tarifas de Distribución
Actualmente los Clientes Regulados en distribución tienen libertad para elegir la opción tarifaria
de su conveniencia, por un plazo mínimo de un año, a partir de un sistema de tarifas que contiene
quince opciones tarifarias diferenciadas de acuerdo a su nivel de tensión, así como también al
régimen de precios y cargos asociados21. En efecto, las tarifas finales poseen una estructura
compuesta por una componente fija y otra variable; la primera asociada a costos de
administración, facturación y atención al usuario, en tanto la componente variable, en unidades de
energía y potencia, se asocia al pago del suministro –energía y potencia–, a los costos de
transporte en transmisión y distribución y el cargo por servicio público. Existen mecanismos de
ajuste de precios, pero estos se aplican directamente a la componente de suministro de energía
como se verá más adelante.
Para el caso de baja tensión, las principales tarifas utilizadas son las siguientes:
BT1a: Medición de energía cuya potencia conectada sea inferior a 10 kW o la demanda sea
limitada a 10 kW (residencial).
21
Decreto N° 11T de 24 de agosto de 2016, actualizado por el Decreto N°5T de 07 de marzo de 2018, ambos del Ministerio de Energía, que fijan fórmulas tarifarias aplicables a los suministros sujetos a precios regulados que se señalan..
32
BT2: Medición de energía y contratación de potencia (comercial y alumbrado público).
BT3: Medición de energía y medición de demanda máxima.
BT4: Medición de energía y alguna de las siguientes modalidades.22
o BT4.1: Contratación de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la
demanda máxima de potencia
o BT4.2: Medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y contratación
de la demanda máxima de potencia
o BT4.3: Medición de demanda máxima de potencia en horas de punta y de la demanda
máxima de potencia suministrada
A continuación, se presenta el GRÁFICO 6 con el detalle del porcentaje de clientes asociados a las
tarifas existentes respecto del total de Clientes Regulados23. Se puede apreciar que la tarifa más
utilizada corresponde a la BT1, empleada por la mayor parte de los clientes residenciales del país.
Por otro lado, en el caso de los clientes conectados en media tensión, la tarifa con el mayor
número de clientes es la AT 4.3.
GRÁFICO 6: PORCENTAJE DE CLIENTES POR TARIFA RESPECTO DEL TOTAL DE CLIENTES REGULADOS FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
Si se analiza la participación de cada tarifa desde el punto de vista de la energía consumida,
nuevamente la tarifa que tiene la mayor participación es la BT1a con un 46%, sin embargo, en este
caso la participación de la tarifa AT 4.3 se eleva a valores cercanos a 34%. Esto se explica pues, a
pesar que en esa tarifa hay un número considerablemente menor de clientes, estos son
principalmente clientes industriales caracterizados por altos consumos de energía y potencia.
22
Las tarifas BT 4.1, BT 4.2 y BT 4.3 tienen su equivalente en AT. 23
Por motivos de presentación no se indican aquellas tarifas cuyas participaciones son marginales.
33
En el GRÁFICO 7 se detalla la participación de cada tarifa desde el punto de vista de la energía
consumida.
GRÁFICO 7: ENERGÍA CONSUMIDA POR TIPO DE TARIFA RESPECTO DEL TOTAL DE LA ENERGÍA CONSUMIDA EN
EL MERCADO REGULADO FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
Como se puede apreciar, las dos tarifas más relevantes considerando el número de clientes
asociados y la energía consumida, son las BT1a y AT 4.3., respectivamente. Para conocer el detalle
de los componentes de dichas tarifas, se presenta un concepto de cuenta tipo para cada caso, la
cual se elabora suponiendo que un cliente está asociado a una cierta tarifa y tiene un determinado
consumo energético característico. En el caso de la cuenta tipo BT1a, basta suponer un nivel
consumo de energía mensual mientras que en el caso de la tarifa AT 4.3. se debe suponer
adicionalmente una potencia de consumo máxima. De esta manera, se pueden obtener cuentas
representativas de los clientes asociados a las tarifas BT1a y AT 4.3. para distintas comunas del
país.
A continuación, se presentan las cuentas tipo de ciertas comunas representativas, indicando la
participación de los distintos componentes de ambas tarifas. En ambos casos los precios que se
presentan consideran la aplicación del mecanismo ETR pero no incluyen los mecanismos de RGL y
fueron obtenidos a partir de los datos del proceso de determinación del PNP de julio 2018,
ninguno de los valores consideran IVA.
En el caso de la tarifa BT1a, se asume un consumo mensual de energía de 180 kWh, obteniendo de
esta manera una cuenta por un monto total de aproximadamente $20.000 CLP como se aprecia en
el GRÁFICO 8, y cuya principal componente es la energía, la cual representa el orden de 55% de la
cuenta final.
34
.
GRÁFICO 8: COMPONENTES DE LA CUENTA TIPO BT1 PARA DISTINTAS COMUNAS DEL PAÍS FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
Por otro lado, las otras componentes más relevantes en valores promedio aproximados son:
cargos por transporte en distribución (20%), cargo por potencia consumida (12%) y cargo por
transporte en transmisión (10%). Estos porcentajes se pueden apreciar con mayor claridad en el
GRÁFICO 9 que se presenta a continuación.
GRÁFICO 9: PARTICIPACIÓN PORCENTUAL DE LOS COMPONENTES DE LA CUENTA TIPO DE LA TARIFA BT1 PARA
DISTINTAS COMUNAS DEL PAÍS FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
$ 879 $ 879 $ 1.113 $ 1.867 $ 1.113 $ 570 $ 879 $ 879 $ 1.222 $ 1.200 $ 94 $ 94 $ 94 $ 94
$ 94 $ 94 $ 94 $ 94 $ 94 $ 94
$ 11.252 $ 11.006 $ 11.358 $ 11.232
$ 10.328 $ 9.834
$ 11.006 $ 11.006 $ 9.973 $ 9.873
$ 2.417 $ 2.358 $ 2.211 $ 1.808
$ 2.866
$ 2.128
$ 2.358 $ 2.358 $ 2.110 $ 2.033
$ 1.635 $ 2.099 $ 2.037 $ 2.258 $ 2.258
$ 1.405
$ 2.099 $ 2.099 $ 2.099 $ 2.099
$ 3.148 $ 2.361
$ 4.038 $ 4.108 $ 4.709
$ 2.191
$ 3.238 $ 3.725 $ 5.869 $ 6.068
$ -
$ 5.000
$ 10.000
$ 15.000
$ 20.000
$ 25.000
ELECDA SING CGED CONAFE CRELL SAESA Enel Distribución CGED CGED CODINER FRONTEL
ANTOFAGASTA CONCEPCION LA SERENA PUERTO MONTT SANTIAGO TALCA TEMUCO
Promedio de Costo Fijo Promedio de Servicio Público Promedio de Energía
Promedio de Potencia Promedio de Transmisión Promedio de Distribución con ETR
5% 5% 5% 9% 5% 4% 4% 4% 6% 6%0% 0% 0%
0%0% 1% 0% 0% 0% 0%
58% 59% 54%53%
48%
61% 56% 55%47% 46%
12% 13%
11% 8%
13%
13%12% 12%
10% 10%
8%11%
10% 11%11%
9%11%
10%
10% 10%
16%13%
19% 19% 22%14% 16% 18%
27% 28%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
ELECDA SING CGED CONAFE CRELL SAESA Enel Distribución CGED CGED CODINER FRONTEL
ANTOFAGASTA CONCEPCION LA SERENA PUERTO MONTT SANTIAGO TALCA TEMUCO
Promedio de Costo Fijo Promedio de Servicio Público Promedio de Energía
Promedio de Potencia Promedio de Transmisión Promedio de Distribución con ETR
35
Del mismo modo, para el caso de la tarifa AT 4.3., se presenta una cuenta tipo la cual supone un
cliente con las siguientes características de consumo:
Consumo de energía mensual: 35.000 kWh.
Potencia suministrada: 130 kW.
Potencia en horas de punta: 55 kW.
En el GRÁFICO 10, se puede ver que la cuenta tipo AT 4.3 presenta valores totales del orden de
$2.500.000 CLP, siendo Santiago la comuna con el menor valor y Puerto Montt la de mayor valor,
con una diferencia cercana a 12%. Esta diferencia es mayor que lo observado en el caso de la tarifa
BT1a pues para la tarifa AT 4.3. no aplican los efectos del mecanismo de ETR.
En el GRÁFICO 10, es posible ver la participación de los distintos componentes de la tarifa AT 4.3.
GRÁFICO 10: PARTICIPACIÓN PORCENTUAL DE LOS COMPONENTES DE LA CUENTA TIPO DE LA TARIFA AT4.3
PARA DISTINTAS COMUNAS DEL PAÍS FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
Nuevamente los costos asociados al consumo de energía representan la mayor proporción (70%)
mientras que en segundo lugar se encuentran los costos asociados al consumo de potencia, que
en conjunto representan aproximadamente el 15% de la tarifa.
En este sentido, es importante señalar que el costo asociado al consumo de potencia, se explica
pues permite cubrir los costos asociados a la prestación del servicio de suficiencia a la demanda.
En efecto, para poder asegurar el suministro eléctrico constante de la demanda, las instalaciones
deben estar diseñadas de manera que puedan responder –en condiciones normales–, a los
requerimientos más exigentes de la demanda, lo que genera este pago adicional al de la energía
$ 879 $ 1.113 $ 879 $ 1.113 $ 1.867 $ 1.113 $ 570 $ 879 $ 879 $ 1.222 $ 1.200
$ 317.835 $ 396.130 $ 408.112 $ 396.130 $ 439.005 $ 439.005 $ 273.140
$ 408.112 $ 408.112 $ 408.112 $ 408.112 $ 18.235
$ 18.235 $ 18.235 $ 18.235 $ 18.235 $ 18.235
$ 18.235
$ 18.235 $ 18.235 $ 18.235 $ 18.235
$ 2.047.200 $ 1.858.968 $ 2.002.441 $ 2.066.868 $ 2.027.543
$ 1.879.494
$ 1.812.057
$ 2.002.441 $ 2.002.441 $ 1.794.372 $ 1.776.412
$ 157.142 $ 302.224 $ 221.975 $ 146.104
$ 495.813
$ 288.866
$ 119.607
$ 221.975 $ 221.975 $ 418.545 $ 419.458
$ 184.873 $ 90.193 $ 157.867 $ 215.814
$ 98.987
$ 98.549
$ 237.360
$ 157.867 $ 157.867 $ 126.071 $ 46.274
$-
$500.000
$1.000.000
$1.500.000
$2.000.000
$2.500.000
$3.000.000
$3.500.000
ELECDA SING SAESA CGED CONAFE CRELL SAESA EnelDistribución
CGED CGED CODINER FRONTEL
ANTOFAGASTA CONCEPCION LA SERENA PUERTO MONTT SANTIAGO TALCA TEMUCO
Costo Fijo Promedio Transmisión Promedio Servicio Público
Energía Potencia Suministrada Potencia en Horas de Punta
36
misma. Esto resulta más claro cuando los usuarios requieren en forma simultánea el servicio, pues
la red y la generación deben estar adaptadas para dar suministro en cualquier instante.
Así, existen momentos del día y del año en que la coincidencia temporal de las demandas de los
distintos clientes es más evidente por distintos motivos: factores productivos de diversos sectores;
cambios estacionales por factores ambientales, tales como temperatura y luminosidad; factores
coyunturales, por ejemplo aquellos consistentes en eventos de gran interés público. Por esta
razón, resulta eficiente que los consumidores tengan señales de precio relacionadas con este
mayor estrés que generan al sistema eléctrico, ya que se refleja el costo de las instalaciones
requeridas para abastecer la demanda en las condiciones más exigentes. Estas señales se han
establecido en la determinación de los llamados “horarios de punta” del sistema, que
históricamente desde la conformación del mercado eléctrico chileno, se han aplicado al consumo.
37
4.4 Normativa Técnica
4.4.1 Calidad de Servicio
A principios del año 2016 la Comisión Nacional de Energía inició un proceso participativo,
transparente y colaborativo para desarrollar una nueva Norma Técnica de Calidad de Servicio para
Sistemas de Distribución (“NTD”). El objetivo principal consistió en realizar un trabajo conjunto con
los distintos actores de la industria, de manera de revisar y precisar las exigencias vigentes, junto
con establecer nuevas exigencias que permitieran entregar un servicio de distribución de energía
eléctrica de mejor calidad, principalmente enfocado en clientes y usuarios.
Las exigencias de la NTD pueden clasificarse en las siguientes categorías:
Calidad de Suministro.
Calidad Comercial.
Calidad del Producto.
Sistemas de Medida y Monitoreo.
Calidad de Suministro
La calidad de suministro se refiere al establecimiento de límites en cuanto a la duración y
frecuencia de las interrupciones que afectan a los clientes y usuarios de las redes de distribución.
En la NTD se establece un conjunto de estándares que consideran de igual forma las
desconexiones de los clientes, independiente de su nivel consumo y potencia conectada. Para
efectos de medición de calidad de suministro la NTD considera los siguientes índices:
• Índice de la duración promedio de la de las interrupciones del Sistema (“SAIDI”).
• Índice de la frecuencia promedio de las interrupciones del Sistema (“SAIFI”).
• Tiempo de Interrupciones a Clientes (“TIC”).
• Frecuencia de Interrupciones a Clientes (“FIC”).
Los dos primeros índices buscan generar un control del desempeño global de los sistemas de
distribución, mientras que los últimos dos limitan las desviaciones sobre dicho desempeño.
Adicionalmente, mientras el incumplimiento de los índices SAIDI y SAIFI permite sancionar a la
empresa infractora a través de imposición de multas, el incumplimiento de los TIC y FIC origina la
obligación –para la empresa distribuidora responsable– de compensar a los clientes y/o usuarios
afectados.
Por último, para efectos de reconocer situaciones complejas que puedan producirse en los
sistemas de distribución que impidan entregar un servicio de forma normal, se han definido
estados de operación de la red y se han fijado exigencias distintas en cada caso. En particular, para
aquellas situaciones en que la red se encuentra en estado anormal producto de un alto número de
interrupciones y clientes desconectados, se han establecido nuevas exigencias respecto de las
tasas de reposición de suministro globales que deben cumplir las empresas y la forma y plazos en
38
que estas deben comunicar a sus clientes la situación de la red y los tiempos de reposición
esperados.
A continuación se presentan diversas gráficas para representar la calidad de suministro de los
sistemas de distribución nacionales.
GRÁFICO 11: EVOLUCIÓN DEL SAIDI INDUSTRIA (2013 – 2017) FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES
En el GRÁFICO 11 se presenta la evolución del SAIDI de la industria durante los años 2013 a 2017,
indicando en cada caso el aporte al SAIDI de cada una de las calificaciones para las interrupciones.
Interno (SAIDI Int.) se refiere a las interrupciones causadas por fallas internas a la red de
distribución, externo (SAIDI Ext.) implica interrupciones a causa de fallas externas a la red de
distribución, mientras que fuerza mayor corresponde a las interrupciones que la Superintendencia
califica como “Fuerza Mayor o Caso Fortuito” (SAIDI FM) y que pueden ocurrir en cualquiera de los
segmentos del mercado. Se puede ver que el año 2016 fue el que se presentó el menor nivel de
interrupciones con cerca de 13 horas promedio anual por cliente. Por otro lado, también se
aprecia que la participación porcentual de las distintas calificaciones ha ido variando en el tiempo
pudiendo ver una disminución de las interrupciones atribuibles a la fuerza mayor en los últimos
dos años.
Por otra parte, en el GRÁFICO 12, se presenta el SAIDI interno de cada empresa distribuidora y su
contribución al SAIDI de la industria, el tamaño obedece al porcentaje de participación en el SAIDI.
Se puede ver que CGE y ENEL aportan conjuntamente el 55% del SAIDI de la industria y que existe
un número importante de empresas que presentan un comportamiento mejor al promedio
mientras que algunas pocas empresas presentan un peor comportamiento, muy alejado del nivel
promedio.
39
GRÁFICO 12: SAIDI (INTERNO) POR EMPRESA Y SU CONTRIBUCIÓN AL SAIDI INDUSTRIA FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES
Es importante señalar que situaciones contingentes tales como eventos climáticos, accidentes y
fallas técnicas han causado que la cantidad de horas de corte de suministro eléctrico se haya visto
afectada en los últimos años. Por ejemplo, en el año 2017 un sistema frontal provocó nevazones
en la mayor parte del Gran Santiago durante el fin de semana del 14 al 16 de julio24.
Calidad Comercial
Las exigencias de Calidad Comercial pueden subdividirse en 2 componentes:
• Calidad de Atención: exigencias respecto de la atención comercial para nuevas conexiones,
reclamos, respuesta ante contingencias y reposiciones de suministro debido a cortes por
morosidad. La mayoría de estas exigencias estaban contenidas en el DS 32725, pero se han
introducido precisiones para mejorar su aplicación y control.
• Centro de Atención de Llamados: Se ha establecido la exigencia para las empresas de contar
con centros de atención de llamados –de forma individual o conjunta– estableciendo los
niveles de atención y servicio que estos deberán cumplir. En particular, se ha establecido la
obligación de hacer seguimiento de aquellas llamadas que no puedan ser recibidas producto
de una alta demanda en dichos centros de llamados.
24
El fenómeno dejó como consecuencias cerca de 30 mm de nieve focalizadas principalmente en las comunas precordilleranas de la capital, tales como Lo Barnechea, Las Condes, Peñalolén, Puente Alto y La Florida, entre otras. 25
Que fija el Reglamento de la Ley General De Servicios Eléctricos, publicado en el Diario Oficial el 10 de septiembre de 1998.
40
Calidad Producto
Respecto de la calidad de producto, la norma establece las exigencias técnicas que debe cumplir el
producto eléctrico en las redes de distribución, como por ejemplo: la regulación y los desbalances
de tensión, distorsión armónica, factor de potencia entre otros. En la norma técnica se incluyeron
procedimientos de medición y cálculo de los índices exigibles, de manera de establecer exigencias
claras y fiscalizables y además se incorporaron mecanismos para implementar soluciones para los
casos de incumplimientos justificados.
4.4.2 Sistemas de Sanciones y Compensaciones
Otro aspecto importante a considerar en el contexto de la calidad de servicio, tiene relación con
los mecanismos de sanciones y compensaciones diseñadas para dar señales adecuadas para
impulsar la mejora en los niveles de cumplimiento de los estándares establecidos. En ese sentido,
el segmento de distribución está sujeto al pago de compensaciones a Clientes Regulados, en casos
de interrupciones o suspensiones de suministro de energía no autorizadas que afecten, parcial o
íntegramente, a una o más áreas de concesión. El monto de la compensación equivale al duplo del
valor de la energía no suministrada durante la interrupción o suspensión del servicio, valorizada a
costo de racionamiento26.
Cabe señalar que, aunque en la Ley de Transmisión se incorporaron cambios en la regulación de
compensaciones a los clientes finales, dichos cambios excluyeron expresamente las fallas
ocurridas en instalaciones destinadas a prestar el servicio público de distribución, por lo que para
este segmento se siguen aplicando las disposiciones sobre pago de compensaciones que estaban
vigentes con anterioridad a la dictación de dicha ley.
Así, como señalamos anteriormente, actualmente las interrupciones o suspensiones del suministro
de energía eléctrica no autorizadas en conformidad a la ley y los reglamentos, que afecte parcial o
íntegramente una o más áreas de concesión de distribución, dan lugar a una compensación a los
usuarios sujetos a regulación de precios afectados, de cargo del concesionario, equivalente al
duplo del valor de la energía no suministrada durante la interrupción o suspensión del servicio,
valorizada a costo de racionamiento, mientras que en el caso de interrupción debido a falla en
transmisión o generación, la compensación corresponde al equivalente de la energía no
suministrada durante ese evento, valorizada a quince veces la tarifa de energía vigente durante la
indisponibilidad de suministro27. Dados los niveles actuales de costo de racionamiento y de la
tarifa de energía vigente, esto implica que la compensación por una hora de interrupción de
suministro en distribución corresponde a cerca de la mitad de una compensación por una hora de
interrupción de suministro en transmisión y generación.
26
De acuerdo a lo establecido en el artículo 16 B de la Ley N° 18.410 que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. 27
Si bien este régimen de compensaciones entrará en vigencia a partir del 1 de enero de 2020 de acuerdo a lo establecido en las disposiciones transitorias de la Ley de Transmisión, se debe tener en cuenta para efectos de coherencia regulatoria futura.
41
En cuanto a las sanciones, actualmente se definen multas por infracciones a las leyes, reglamentos
y demás normas relacionadas con electricidad, así como por incumplimiento de las instrucciones y
órdenes que imparta la SEC de la siguiente manera:
• Multa de hasta 10 mil UTA, revocación de autorización o licencia, comiso o clausura,
tratándose de infracciones gravísimas.
• Multa de hasta 5 mil UTA, revocación de autorización o licencia, comiso o clausura,
tratándose de infracciones graves.
• Multa de hasta 500 UTA o amonestación por escrito, tratándose de infracciones leves.
4.4.3 Sistemas de Medida y Monitoreo
Durante el trabajo normativo, el análisis de las exigencias puso en evidencia que para mejorar la
gestión de los sistemas de distribución, en cualquiera de los componentes de la calidad de servicio,
era fundamental dotar a los sistemas de un mayor nivel de visualización de sus distintas variables
de control para poder gestionarlos de mejor forma. Para caracterizar el nivel de visibilidad del
sistema, se presenta la descomposición por tecnología del parque de medidores existentes en la
actualidad en los sistemas de distribución:
GRÁFICO 13: PARQUE TECNOLÓGICO DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN IMPLEMENTADOS POR LAS EMPRESAS
DISTRIBUIDORAS FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES
Para mejorar la visibilidad y luego la gestión de los sistemas de distribución, en la norma técnica se
incluyeron exigencias respecto de:
• Equipos de medida en la cabecera de todos los alimentadores.
• Sistemas de medida de Clientes Libres conectados en redes de distribución.
• Campañas de medición para fiscalizar el cumplimiento de las exigencias.
• Sistemas de Medición, Monitoreo y Control (“SMMC”).
Electrónico 33%
Inteligentes 7%
Mecánico 60 %
Total Industria: 6.600.000 equipos de medida
42
Este último sistema corresponde al sistema de medición inteligente que deberán implementar las
empresas distribuidoras en un periodo de siete años contados desde septiembre 2018, y que
permite la medición remota de los consumos y una simplificación del proceso de facturación,
además de entregar un mayor grado de monitoreo que posibilitará la actuación temprana en lo
que se refiere a reposición de suministro, control de brigadas de emergencia y localización de
puntos de falla.
43
5. DIAGNÓSTICO PARA UNA NUEVA REGULACIÓN DE LA
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN CHILE
Si bien la distribución eléctrica en Chile en las últimas décadas se ha desarrollado de forma tal que
ha alcanzado importantes avances en cobertura y desarrollo de infraestructura, con el tiempo la
regulación ha demostrado falencias en diversos aspectos, tales como dificultad de integración de
nuevos servicios eléctricos, modelos de negocios y tecnologías, procesos tarifarios desactualizados
que no permiten dar cuenta de nuevas realidades, calidades de servicio alejadas de los
requerimientos de los clientes y expansión de la red que no contempla la relación con el entorno.
Además, la distribución eléctrica, en Chile y en el resto del mundo, enfrenta hoy una revolución
tecnológica y, como consecuencia, la regulación debe adaptarse para integrar dichas tecnologías y
permitir traspasar sus mayores eficiencias a la sociedad. Ello significa, por ejemplo, que la red de
distribución ya no solo suministra a consumidores con energía proveniente de la red de
transmisión, sino que la red también actúa como receptor de múltiples generadores distribuidos,
fenómeno que se proyecta en aumento, siguiendo la tendencia internacional.
Por otra parte, el nuevo rol de la distribución en el futuro requiere que la institucionalidad del
sector energético esté preparada para enfrentar los cambios, como por ejemplo, los relativos a los
procesos de tarificación, incorporación de nuevos agentes, en el ejercicio de planificación,
profundizar las actividades de fiscalización, entre otros, por lo que la institucionalidad del sector
energético debiese ser evaluada, de manera de poder atender los desafíos actuales y futuros, y
ejercer un rol articulador en términos de inducir mejoras, innovación y acompañar en un
mejoramiento continuo de los sistemas, desarrollos y desafíos del mercado.
En lo que sigue, se presentarán en detalle los principales hallazgos del Proceso de Diagnóstico. En
primer lugar se describirán las distintas instancias que lo conformaron, para luego presentar las
principales conclusiones, directrices y consideraciones estructuradas en cinco ejes temáticos.
5.1 Presentación del Proceso
5.1.1 Descripción del Proceso
Durante el segundo semestre del año 2016, el Ministerio y la Comisión, junto a la Pontificia
Universidad Católica de Chile, iniciaron un trabajo de levantamiento de un diagnóstico de los
problemas y desafíos de la distribución eléctrica y su marco regulatorio. El inicio de este proceso
se hizo público el día jueves 29 de septiembre de 2016 mediante un lanzamiento abierto y
participativo y luego se desarrollaron una serie de talleres especializados, con el objetivo de
socializar problemas, desafíos, visiones y posibles soluciones de manera de levantar un diagnóstico
específico y detallado sobre los temas más importantes del sector.
Las distintas temáticas identificadas fueron agrupadas inicialmente en los siguientes 4 grupos:
1. Desarrollo de la red de distribución.
2. Financiamiento de la red del futuro y su tarificación.
44
3. Los modelos de negocio de la distribución.
4. Los servicios de la red del futuro.
Durante el desarrollo de esta serie de talleres –tres sesiones para cada grupo temático y dos
talleres de validación– participaron en torno a 240 personas vinculadas al mundo académico,
empresas del sector eléctrico, consultores, organizaciones no gubernamentales y ciudadanos,
participaron en esta serie de doce talleres organizados en cuatro grupos de trabajo, consistentes
en tres series de talleres para cada grupo.
El trabajo en cada uno de los talleres consistió en la implementación de distintas dinámicas
participativas, con el objetivo de avanzar hacia el desarrollo de un diagnóstico compartido,
levantando ideas y contribuciones individuales, socializándolas luego al resto del grupo, avanzando
desde las bases en el desarrollo de una nueva regulación del segmento de distribución eléctrica.
Adicionalmente, durante el desarrollo de la Ruta Energética 2018 – 2022, se llevaron a cabo
diversas instancias participativas en que también se discutieron temas asociados a la
modernización de la regulación del segmento de distribución, complementando de esta forma el
diagnóstico realizado previamente.
El diagnóstico que se presentará resume y sistematiza las ideas recogidas gracias al trabajo de
todos quienes aportaron con propuestas, críticas y opiniones durante las etapas señaladas
anteriormente, y se incorpora además un análisis complementario realizado por el Ministerio y la
Comisión, a partir de los avances normativos, de los antecedentes recogidos en distintas visitas
técnicas al extranjero y durante la elaboración de la Ruta Energética 2018-2022.
5.1.2 Estructura del Diagnóstico
Para presentar el diagnóstico realizado, se han identificado 5 áreas temáticas principales, distintas
a aquellas definidas en la etapa inicial del proceso:
1. Mercados para Servicios Energéticos.
2. Proceso de Tarificación.
3. Precios y Tarifas de Distribución.
4. Calidad de Servicio.
5. Sistemas de Información.
Dicha clasificación tiene como objetivo organizar la presentación del diagnóstico y facilitar la
descripción de los distintos hallazgos realizados durante dicho proceso. No debe entonces
entenderse como una estructura fija ni tampoco que la modernización del segmento de
distribución debe buscar soluciones a cada uno de estos grupos temáticos de manera
independiente.
Sin perjuicio de lo anterior, en primer lugar se describen los conceptos generales identificados a lo
largo del proceso, que permitieron definir lineamientos clave para la comprensión de las secciones
posteriores.
45
5.2 Conceptos Generales
5.2.1 Funciones asociadas al Servicio de Distribución
Durante el desarrollo del Proceso de Diagnóstico, se visualizó que el escenario al cual se enfrenta
una empresa para poder entregar el servicio de distribución eléctrica en la actualidad difiere
considerablemente del que se enfrentaba décadas atrás, no solo en Chile sino en el mundo entero.
Como se verá más adelante, existen diversos factores que inciden en un cambio de paradigma en
la forma de entender el servicio de distribución eléctrica que han hecho evidente la identificación
de distintos roles fundamentales que cumple una empresa distribuidora como las que existen hoy
en nuestro país. En efecto, las funciones28 que desempeñan hoy las empresas distribuidoras se
pueden clasificar en:
Propiedad de redes de distribución: este rol no solo contempla la propiedad de las redes,
sino que además incluye importantes tareas, tales como su planificación, su mantención
y la incorporación de nuevas tecnologías, entre otras.
Operación de redes de distribución: esta función consiste en operar las diversas
instalaciones y equipamiento disponibles en la red distribución –independientemente de
su propiedad– para entregar un servicio de calidad, seguro y lo más eficiente posible
desde el punto de vista económico.
Comercializador de energía: en este rol se encuentran todas las tareas y funciones
asociadas a la provisión de energía a los clientes, incluidos el aseguramiento del
suministro mediante contratos con empresas generadoras, las tareas de facturación y
cobro a los clientes y finalmente el pago por el uso de las redes los distintos usuarios de
los sistemas de transmisión y distribución.
28 Es importante señalar que la separación de roles establecida precedentemente es solo conceptual y no
implica necesariamente una separación desde el punto de vista de la propiedad y/o tratamiento contable de
las empresas que lo realizan. Sin embargo, es importante establecer esta diferenciación, pues sirve como
una referencia importante al momento de diseñar una propuesta de modernización del segmento de
distribución.
46
5.3 Mercado para Servicios Energéticos: Nuevos Modelos de Negocio
5.3.1 Contexto
En las últimas décadas, en todo el mundo se ha visto la aparición de nuevos actores que han
irrumpido en los sistemas de distribución, incorporando nuevas tecnologías que implican
importantes desafíos para lograr su integración adecuada. En efecto, como se puede ver en el
siguiente gráfico, la inversión anual en energías limpias descentralizadas a nivel mundial se ha
mantenido sobre 40.000 millones de dólares (nominales) desde el año 2010, excepto los años
2014 y 2015. Más aún, las inversiones en energías limpias descentralizadas29 han representado el
16% de los 333.500 millones de dólares de inversión mundial en energía limpia durante el año
2017, según datos de Bloomberg New Energy Finance.
GRÁFICO 14: EVOLUCIÓN DE LA INVERSIÓN ANUAL EN ENERGÍA LIMPIA A NIVEL MUNDIAL
FUENTE: BLOOMBERG NEW ENERGY FINANCE.
Se entiende por inversión en energías limpias descentralizadas al desarrollo de proyectos
correspondientes a techos solares, sistemas de almacenamiento distribuidos –baterías
principalmente– y sistemas de medición inteligente asociados a sistemas de distribución. En este
sentido, el alza en la inversión anual que se aprecia el GRÁFICO 14 a partir del año 2015, se explica
en mayor parte, por un incremento del número de proyectos de generación a partir de energías
limpias distribuidas, principalmente la solar fotovoltaica, que ha visto considerables reducciones
en sus costos de desarrollo. Esto se puede ver confirmado en el GRÁFICO 15, donde se muestra la
evolución de la inversión anual en energías limpias por tipo.
29
De acuerdo a Bloomberg, define energías limpias las inversiones en generación distribuida, medición y almacenamiento.
47
GRÁFICO 15: EVOLUCIÓN DE LA INVERSIÓN ANUAL EN ENERGÍA LIMPIA POR TIPO
FUENTE: BLOOMBERG NEW ENERGY FINANCE.
Adicionalmente a lo indicado, en el gráfico también se puede observar que los sistemas de
almacenamiento han comenzado a presentar niveles importantes de inversión, debido a la
disminución en los costos de las baterías, pero también gracias a los importantes beneficios que
entregan al sistema para la integración de energía renovable variable en los sistemas eléctricos.
GRÁFICO 16: EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN CONECTADA BAJO LA LEY 20.571 (NETBILLING) FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES
Del mismo modo, la búsqueda de formas de transporte más amigables con el medio ambiente, ha
servido como fomento para el desarrollo de la electromovilidad y esto, sumado a la disminución
de los costos de las baterías que se proyecta, permite prever una integración cada vez más
importante de vehículos eléctricos y cargadores de baterías en los sistemas de distribución. Esto se
48
evidencia en el siguiente gráfico, que muestra la proyección del número de vehículos eléctricos en
el mundo para el año 2040.
GRÁFICO 17: EVOLUCIÓN DEL NÚMERO DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS A NIVEL MUNDIAL FUENTE: BLOOMBERG NEW ENERGY FINANCE.
Aunque no se aprecia gráficamente, según datos de Bloomberg New Energy Finance el año 2025 será el año en que se marcará un punto de inflexión en el incremento de vehículos eléctricos, pues se espera que el costo de estos sea similar al de un vehículo de combustión interna equivalente30.
De esta forma, en el mundo entero los sistemas de distribución están viviendo una revolución, la
cual ha implicado modificar algunos de los paradigmas más importantes de este segmento.
5.3.2 Nuevos Servicios Energéticos
Aunque en Chile se ha visto un desarrollo de proyectos de generación distribuida considerable en
los últimos años, el volumen alcanzado a la fecha de desarrollo del presente documento no
permite hablar de una integración masiva. Esto se explica pues a pesar de las distintas tendencias
a nivel mundial, en nuestro país la distribución se ha circunscrito a la provisión tradicional del
suministro eléctrico, como consecuencia de una regulación que no ha buscado entregar los
incentivos para la innovación en las diversas facetas asociadas a este segmento. Incluso, algunos
aspectos de la actual regulación de la distribución explícitamente dificultarían el desarrollo de
estos nuevos servicios, como es el caso de la Tarificación Volumétrica y su efecto sobre la
eficiencia energética.
Para ejemplificar lo anterior, se verá la diferencia en el tratamiento de la generación distribuida de
la regulación chilena respecto de las prácticas comunes en Europa. En primer lugar, se debe
considerar que la definición de las instalaciones de generación distribuida en Chile se basa solo en 30
Soulopoulos, N. (2017). When will electric vehicles be cheaper than conventional vehicles. Bloomberg New Energy Finance.
49
criterios de capacidad, sin tener en consideración aspectos asociados al impacto que estas
instalaciones producen en las redes, como sí ocurre en la mayoría de los países europeos. En este
sentido, las definiciones contenidas en la legislación pudiesen generar segmentaciones rígidas que,
si bien se condicen con un mercado seguro, no lo hacen necesariamente con un mercado
dinámico, pudiendo producir barreras para actores con alto potencial en torno al límite de dichas
definiciones.
Respecto del proceso de conexión, aunque en Chile existe normativa que regula la interacción
entre los nuevos actores y las empresas distribuidoras, en la práctica no se han podido resolver del
todo asuntos tales como la construcción y conexión de empalmes, la prestación del servicio de
medida, los plazos en la tramitación administrativa de los procesos, o los plazos en los trámites
asociados a la implementación de las conexiones, entre otros. Estas dificultades generan instancias
que pueden ser utilizadas por parte de las empresas distribuidoras para favorecer su posición en
su relación con los nuevos actores.
Por otro lado, respecto de los beneficios y los servicios eléctricos31 que pueden prestar al sistema
de distribución las instalaciones de generación distribuida, la situación de la regulación en Europa
se puede representar en la FIGURA 2.
FIGURA 2: SERVICIOS ELÉCTRICOS EXIGIDOS EN EUROPA A LAS INSTALACIONES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA. FUENTE: F. KALVERKAMP ET AL., 2015.
31
Según se establece en Utility of The Future del MIT, se considera servicio eléctrico a cualquier acción realizada dentro de un sistema eléctrico que cree un valor económico al permitir el consumo de energía eléctrica y/o al disminuir el costo del consumo de la energía eléctrica.
50
Como se puede apreciar, en la mayoría de los países las instalaciones de generación distribuida
deben ser capaces de controlar la potencia activa inyectada, entregar aportes en energía reactiva
y contribuir al sistema ante perturbaciones mediante mecanismos tales como la operación en isla.
En nuestro país, aunque técnicamente sería posible que las instalaciones de generación distribuida
controlen su potencia activa, en la práctica no existe una instancia de coordinación que lo permita
y tampoco un tratamiento regulatorio adecuado, misma situación que ocurre con el control de
potencia reactiva. Mientras que en el caso de la contribución ante perturbaciones, la normativa
vigente no permite la operación en isla de las instalaciones de generación distribuida. Todo lo
anterior da cuenta que la normativa del segmento de distribución actualmente no está diseñada
para integrar las instalaciones de generación distribuida para utilizar de manera eficiente todos los
servicios eléctricos y recursos que estos proveen.
Estos nuevos servicios, que surgen del avance tecnológico, podrían verse modificados en el
tiempo, por lo que la regulación del segmento de distribución debería ser capaz de permitir su
desarrollo y dar los espacios para esta evolución. Para efectos de lo anterior, se requiere asegurar
las condiciones de competencia donde ésta sea posible y eficiente, con redes orientadas hacia
todos los agentes, resguardando la sostenibilidad social, ambiental y los estándares de calidad y
seguridad técnico-económicos para posibilitar la participación de éstos.
Al respecto, cabe señalar que se hace necesario distinguir entre aquellas actividades propias de la
distribución de electricidad, donde existe evidencia de su carácter monopólico, de aquellas que no
necesariamente lo son y, por tanto, sería deseable introducir competencia para su provisión
eficiente y transparente. En principio, en el primer grupo se encuentra la inversión en
infraestructura de red y, bajo una regulación adecuada, la operación de redes. Estas actividades se
caracterizan por fuertes inversiones con grados importantes de indivisibilidad, economías de
densidad y escala, e importantes interrelaciones entre las inversiones, obras y calidad de servicio.
Lo anterior implica que no resulte evidente la conveniencia de que tales actividades sean
prestadas por más de un operador en una misma zona geográfica, ya que esto se podría traducir
en incrementos de costos por el mismo servicio.
En el segundo grupo, se distinguen actividades que pueden ser prestadas por diversos agentes en
un ambiente competitivo, ya sea por varios agentes operando simultáneamente y suministrando a
diversos clientes, o por unas pocas empresas que, por ejemplo, producto de procesos de licitación
abiertos, transparentes, competitivos y efectivos, se pudieran hacen cargo de servicios específicos.
En ambos casos, la presión competitiva permite lograr los precios más eficientes posibles para la
provisión de los servicios.
Adicionalmente, la regulación actual no reconoce la posibilidad de prestación y remuneración de
servicios complementarios que podrían ser aportados desde agentes que se ubiquen en la red de
distribución y hacia los demás segmentos aguas arriba, como regulación de tensión y frecuencia,
entre otros, lo que hace más difícil su integración.
Finalmente, se puede indicar que la regulación de la distribución vigente en Chile contempla que
las actividades de inversión de red, operación, manejo de la información y comercialización sean
51
desarrolladas bajo un esquema de integración vertical. Dicha integración podría inducir el ejercicio
de poder de mercado por parte de las empresas distribuidoras, limitando la entrada de nuevos
actores que pudiesen aprovechar las redes de distribución para desarrollar nuevos negocios en
forma competitiva. En este sentido, la regulación no está del todo preparada para enfrentar la
incorporación futura de nuevas tecnologías, agentes y servicios eléctricos como generación
distribuida en forma masiva, prosumage, comercializadores, vehículos eléctricos, gestión y
agregación de demanda, almacenamiento, entre otros. Para modificar este aspecto es necesario
establecer las condiciones de acceso para que nuevos actores y nuevos servicios puedan
integrarse a las redes de distribución, al menos de forma clara, expedita, no discriminatoria y
resguardando la seguridad de las personas y las instalaciones. Del mismo modo, también se debe
propiciar la generación de instancias que permitan una competencia efectiva en las actividades
distintas a la inversión y operación de la red, con mecanismos simples, transparentes, rápidos y
contestables para incorporar posibles nuevos negocios. Todas estas barreras se traducen en
pérdidas de oportunidades, pérdidas de eficiencia en el sistema y el no desarrollo de valor
agregado que se podría lograr con los nuevos servicios eléctricos.
5.3.3 Nuevos Servicios Relacionados al Segmento de Distribución
Los nuevos avances tecnológicos permiten generar nuevos Servicios Relacionados con el segmento
de distribución como por ejemplo, en el alumbrado público, donde los nuevos desarrollos
tecnológicos posibilitan una mejor gestión de la iluminación pública, mediante la aplicación de
criterios de eficiencia energética y de seguridad. Sin embargo, la regulación no fue concebida para
la incorporación eficiente de los nuevos avances tecnológicos relacionados con la distribución.
En el caso particular del alumbrado público, la regulación actual no considera un tratamiento
íntegro del tema y se ha definido que alumbrado público sea de responsabilidad de las
municipalidades –propiedad, operación y mantenimiento– lo que ha implicado que existan
diferencias a lo largo del país en el estándar de iluminación entregado, su eficiencia técnica y los
costos asociados. Esto pues, las características del servicio dependen de la capacidad económica
de la Municipalidad respectiva, existiendo comunas en que la iluminación pública es de alta
calidad y en línea con los estándares y demandas de sus usuarios y de su comuna; mientras que en
otras, el servicio es muy limitado, con baja cobertura y baja calidad.
Por último, se debe tener en cuenta que las nuevas tecnologías asociadas a la distribución muchas
veces traen consigo nuevos servicios susceptibles de ofrecer a clientes del sistema o bien a otros
agentes no necesariamente de la industria eléctrica, como es el caso de los servicios de
telecomunicaciones.
Es importante que la regulación analice estos aspectos buscando lograr el uso más eficiente de la
infraestructura existente en el país, pero resguardando el correcto correlato en los costos
asociados, evitando que se generen dobles pagos.
52
5.4 Estructura Tarifaria
5.4.1 Proceso de Tarificación: Incentivos para la Eficiencia
La regulación del segmento de distribución contempla que los activos de distribución son
reconocidos tarifariamente a Valor Nuevo de Reemplazo (“VNR”) de instalaciones adaptadas a la
demanda, anualizado con una tasa de descuento de 10%. En efecto, el actual modelo de
valorización de activos diseña una red eficiente con estándares de calidad adecuados, dispuestos
para dar servicio a quien lo solicite, sea que el usuario esté ubicado en la zona de concesión, o bien
se conecte a las instalaciones de la empresa mediante líneas propias o de terceros. Sin embargo, la
actual regulación respecto de la valorización de activos no permite reconocer correctamente las
ganancias de eficiencia en el desarrollo de la red que se podrían obtener producto de la aparición
y/o masificación de nuevos servicios eléctricos.
Para entender los espacios de mejora del proceso de tarificación, se revisarán los principales
aspectos del estudio de costos y luego se verá cómo se condicen los supuestos considerados en la
tarifación con las inversiones reales que realizan las empresas distribuidoras.
Estudio de Costos
De acuerdo con la ley vigente, el proceso de determinación de costos se realiza a partir de una
empresa real, que se utiliza como empresa de referencia en cada Área Típica de Distribución,
dentro de la cual se agrupan empresas donde los costos medios de distribución son parecidos
entre sí.
A partir de la empresa de referencia, se determina una Empresa Modelo eficiente en su política de
inversión y gestión, que da cumplimiento a la normativa vigente, respetando el abastecimiento de
la misma demanda –monto y ubicación– desde los mismos puntos de suministro que la empresa
real de referencia. Luego, de acuerdo a como se ha diseñado el modelo tarifario, la empresa
eficiente es distinta a la real y, a su vez, distinta a cada una de las empresas pertenecientes al área
típica en la que se encuentra.
Respecto de la resolución de conflictos, la metodología ha considerado la realización de diversos
estudios de costos por área típica, los cuales se desarrollan de acuerdo a bases técnicas comunes,
y que luego son ponderados para obtener un resultado final. En dicha ponderación los costos
determinados en los estudios realizados por la CNE corresponden a dos tercios del total mientras
el tercio restante corresponde a los costos determinados por las empresas.
Al no desarrollarse estudios por empresa, y enfocar todos los esfuerzos en una empresa de
referencia por área típica, se esperaba reducir costos y crear una fuerza competitiva e innovadora
–competencia por comparación– que encontrara soluciones de menor costo entre procesos
tarifarios, de manera que la empresa capitalizara los ahorros que se logran al innovar con
soluciones de distribución más económicas. Sin embargo, se ha vuelto más evidente con el tiempo
el hecho de que los criterios para asignación de costos están determinados por las zonas de
suministro que proveen las empresas, las cuales poseen distintas condiciones geográficas,
53
climatológicas, proporción de clientes rurales y urbanos, y estructura de propiedad, entre otros
aspectos que determinan sus costos. Por esta razón, aunque en teoría al perfeccionar el proceso
de negocio de una empresa representativa da como resultado una empresa eficiente, no es
directo que esta última, en su estructura de costos, sea representativa de las empresas eficientes
que resultarían de un análisis similar sobre las demás empresas pertenecientes al área típica que
no son empresas de referencia. Esto se debe a que el proceso no diferencia adecuadamente la
diversidad de realidades nacionales, de negocios, ni de sus clientes, estableciendo tarifas similares
a empresas que enfrentan realidades distintas o atienden sectores de negocios o de población no
necesariamente comparables.
En la figura siguiente se presenta la clasificación de Áreas Típicas de Distribución desde el año
2000, indicando la empresa de referencia de cada proceso. En efecto, se puede apreciar destacada
en colores, la empresa de referencia correspondiente para cada Área Típica.
FIGURA 3: EVOLUCIÓN DE LA CLASIFICACIÓN DE ÁREAS TÍPICAS Y EMPRESAS DE REFERENCIA DESDE EL
PROCESO TARIFARIO DEL AÑO 2000 FUENTE: COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
Como se aprecia en la FIGURA 3, la metodología de clasificación de las empresas en Áreas Típicas
ha presentado una variabilidad importante, resultando empresas que transitan entre dos áreas
entre un proceso tarifario y otro. El resultado de esto son grandes variaciones tanto en los costos
reconocidos para las compañías afectadas como variaciones importantes en las tarifas que
enfrentan sus clientes, adicionando al proceso una presión evitable que agrega más riesgo que
valor a los agentes involucrados y usuarios de la red. Asimismo, el bajo número de Áreas Típicas ha
redundado en que dentro de éstas existan numerosas empresas con costos medios tanto sobre,
como por debajo de la empresa de referencia escogida para construir la empresa modelo. Como
consecuencia, se genera un riesgo importante en que las empresas no sean escogidas como
empresa de referencia.
Respecto de la ponderación de estudios en la proporción 2/3 – 1/3, es claro que genera
estructuralmente incentivos divergentes entre el regulador y las empresas, tal como se evidencia
2000 2004 2008 2012 2016 2000 2004 2008 2012 2016
↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓ ↓
2004 2008 2012 2016 2020 2004 2008 2012 2016 2020
GRUPO EMPRESA GRUPO EMPRESA
ELECDA 2 2 2 2 2 ENEL 1 1 1 1 1
ELIQSA 2 2 3 3 3 COLINA 3 4 3 4 4
EMELARI 3 3 3 3 4 LUZANDES 3 2 3 2 2
EMELAT 2 2 2 2 2 SAESA 4 3 4 4 3
EDELMAG 3 3 3 3 3 FRONTEL 5 5 5 5 5
ELECOOP 4 4 LUZOSORNO
ENELSA CREO 5
CONAFE A 2 3 3 3 EDELAYSEN 4 4 5 6 6
CONAFE B COELCHA 6 6 6 6 6
EMEC CEC 3 2 3 2 2
CGED VII 2 COOPELAN 5 6 5 5 5
CGED 2 2 COOPREL 5 6 5 5 6
SEP 3 2 COPELEC 6 6 5 6 6
RÍO MAIPO 2 2 CRELL 5 6 6
EMELECTRIC 4 3 3 3 SOCOEPA 5 6 5 6 6
EMETAL 6 5 5 5 COOPERSOL 6
CHILQUINTA 3 3 3 3 3 EMELPAR 3 6 ATD1
LUZLINARES 5 5 5 5 5 CODINER 5 6 6 6 5 ATD2
LUZPARRAL 5 6 5 5 5 EMELCA 5 6 5 5 6 ATD3
LITORAL 5 5 4 4 4 EEPA 2 2 2 2 2 ATD4
E. CASABLANCA 4 3 4 4 4 TILTIL 3 5 4 5 6 ATD5
SASIPA 6 6 ATD6
ENEL
CHILQUINTA
CGE
5 5
6
2 2
32 2 3
4 4
2
3
66
55SAESA
54
en el GRÁFICO 18 donde se compara, el parámetro VAD BT de los estudios de la Comisión y de las
empresas desde la fijación del año 2000 a la vigente en la actualidad.
GRÁFICO 18: COMPARACIÓN VALORES VAD BT [$/KW/AÑO] POR ÁREA TÍPICA Y PROCESO TARIFARIO
FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA.
En la actualidad, en la regulación chilena aplicable a los otros segmentos del sector eléctrico,
existen técnicas de resolución de controversias que han sido probadas y que han demostrado ser
más eficientes que la proporción 2/3 – 1/3 de los estudios de costos de la Comisión y de las
empresas, como es la figura del Panel de Expertos cuyo rol es dirimir los intereses entre los
agentes involucrados de forma más transparente y contestable, basado en argumentos técnicos,
jurídicos y económicos.
En relación a la tasa de costo de capital fija utilizada en el proceso de valorización, se puede
afirmar que se ha desacoplado de la realidad y estabilidad del país. En primer lugar, pues la
realidad de las condiciones de acceso a financiamiento actual difiere significativamente de las
condiciones observadas en la década de 1980, cuando se estableció el régimen de tasa de
descuento fija de 10% para el negocio de distribución eléctrica. En segundo lugar, el desarrollo
tecnológico, la alta penetración y relevancia del servicio eléctrico y la variación del retorno
esperado de mercado, entre otros aspectos, han producido que el riesgo y el retorno de las
empresas de distribución hayan ido cambiando, lo cual no se encuentra reflejado en la tasa fija de
la actual regulación.
Al analizar la tasa social de descuento o aquellas fijadas en otras regulaciones como la de
telecomunicaciones, se observa que el ajuste de ésta a los menores niveles de riesgo no es un
hecho aislado.
55
GRÁFICO 19: EVOLUCIÓN DE LA TASA DE COSTO DE CAPITAL DE TELEFONÍA FIJA Y
MÓVIL Y TASA SOCIAL DE DESCUENTO EN CHILE FUENTE: CNECNE EN BASE A INFORMACIÓN DE LOS PROCESOS TARIFARIOS DE LA SUBSECRETARÍA DE
TELECOMUNICACIONES Y DEL MINISTERIO DE DESARROLLO SOCIAL
En este mismo sentido, la Ley N° 20.936 que modificó la regulación de la transmisión durante el
año 2016, contempló la necesidad de adecuar la tasa de descuento establecida para el negocio de
trasmisión eléctrica desde un esquema de tasa fija, a un esquema de tasa variable, donde su
valorización se ajusta a las condiciones de mercado vigentes.
La tasa de costo de capital debe reflejar el riesgo de mercado del negocio de la distribución
eléctrica. Esta tasa proporciona señales de largo plazo, las cuales incentivan la oportuna y
adecuada inversión, así como la permanencia de los agentes, proporcionando una retribución por
servicios e infraestructura moderna y estable en el tiempo. No obstante, dicha señal de largo plazo
debe ser eficiente, de manera de evitar sobrevalorar el retorno a las empresas distribuidoras,
ajustando la remuneración a las condiciones de riesgo del negocio y traspasar a los clientes finales
los precios adecuados bajo las condiciones de mercado existentes.
En consecuencia, la revisión de la tasa de costo de capital debe ecualizar adecuadamente las
condiciones de mercado, las señales de eficiencia y mínimo costo para el beneficio de los usuarios,
con también una adecuada remuneración y señales de inversión para las empresas que prestan el
servicio.
Inversiones en la red de distribución
Una vez concluido al proceso de tarificación, les corresponde a las empresas distribuidoras
planificar y realizar la expansión de la red de modo de satisfacer la obligación de suministro
cumpliendo con los niveles de calidad de servicio establecidos en la normativa.
En el GRÁFICO 20 se presenta la relación entre inversión y número de clientes para algunas de las
principales empresas distribuidoras del segmento de distribución nacional. En ella se evidencian
importantes diferencias en cuanto a inversión realizada por cliente, entre las distintas compañías
de distribución. Se presentan costos de inversión variados, los que pueden obedecer a diferencias
en calidad y zona geográfica. A su vez, se observa heterogeneidad en las inversiones realizadas año
a año: empresas como Coopelec, Enel y Coopelan no presentan importantes cambios en sus
niveles de inversión entre años, en tanto Edelmag, Saesa y CGE muestran una alta variabilidad en
sus inversiones. En efecto, la legislación actual, bajo el esquema de empresa modelo, genera
56
incentivos para invertir lo menos posible para cumplir con los estándares de calidad de servicio,
puesto que de este modo los recursos no invertidos se convierten en ganancia.
GRÁFICO 20: INVERSIÓN EN REDES POR NÚMERO DE CLIENTES, PARA DIVERSAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
EN CHILE DESDE EL AÑO 2015 FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A MEMORIAS DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS.
En este sentido, un adecuado funcionamiento de modelos de valorización de activos por
incentivos, como es el caso del mecanismo por empresa eficiente, requiere un sistema de
fiscalización del cumplimiento de los estándares de calidad que permita evitar situaciones en que
la empresa real no realice las inversiones suficientes, en búsqueda de mayores utilidades.
Adicionalmente, el modelo de valorización de activos determina las inversiones que realizaría una
empresa eficiente hoy en día para proveer el servicio de distribución, sin considerar todos los
antecedentes que llevaron al actual diseño de la red. Como ejemplo de este fenómeno, puede
mencionarse las inversiones asociadas a las obras de ampliación para conectar proyectos de
generación distribuida: en la práctica, dichas obras se analizan caso a caso, en un proceso en que
participa el desarrollador y la empresa distribuidora y que son de cargo de los primeros. En este
sentido, al no tener una visión amplia para determinar la expansión de la red, teniendo a la vista
las distintas alternativas de desarrollo de PMGD, se generan ampliaciones e inversiones poco
eficientes.
En consecuencia, pese a los incentivos que origina el modelo de valorización de activos para que la
empresa real invierta de la manera más eficiente posible, una vez que las inversiones han sido
realizadas por la empresa real, ésta tiene incentivos para ser reticente a realizar nuevas
inversiones hasta maximizar la rentabilidad de sus inversiones ya realizadas.
57
Como resumen respecto del actual proceso de tarifación de la distribución se puede indicar lo
siguiente:
La valorización de activos debería promover eficiencia económica en el desarrollo y
expansión de la red, considerando trazados óptimos, definiendo criterios para la relación
entre redes y equipamiento, consideraciones de diseño respecto de las capacidades de
red, entre otros.
Deberían incorporarse en la planificación de la expansión los beneficios que entregan
nuevos servicios eléctricos a partir de nuevos agentes y tecnologías, verificando siempre el
cumplimiento de la normativa vigente. En este sentido, la actual regulación no logra
capturar dichos beneficios, puesto que se enfoca en valorizar las instalaciones de una red
de distribución tradicional unidireccional y no es lo suficientemente flexible para que
desarrollen soluciones especiales, que sean eficientes, que permitan cumplir con las
exigencias de calidad de servicio y que sean remuneradas de manera adecuada.
La regulación provee una remuneración mediante la aplicación de una tasa de descuento
fija que no se condice con el riesgo que enfrentan las empresas distribuidoras y que no ha
permitido transferir oportunamente las reducciones en el riesgo asociado al negocio de la
distribución en la tarifa del consumidor final durante los últimos años. Además se ha
constituido en una señal inadecuada para representar el riesgo asociado al negocio de la
distribución y las fluctuaciones que éste presenta.
Por otra parte, el proceso actual de tarificación está desactualizado respecto al desarrollo
institucional, las herramientas computacionales y los sistemas de información disponibles,
existiendo nuevas oportunidades para mejorar el proceso haciendo uso de, por ejemplo, la
instancia de discrepancias ante el Panel de Expertos, visibilidad de la red a partir de
nuevos sistemas de información y contabilidad regulatoria específica para efectos
tarifarios, entre otros.
El tratamiento de la regulación de los holdings no identifica claramente las economías de
ámbito y cómo éstas podrían traspasarse o compartirse con el consumidor final. Por el
contrario, para las pequeñas distribuidoras individuales y las cooperativas, no se
reconocen necesariamente las particularidades de su realidad.
Aspectos como la definición de las vidas útiles de los activos, su depreciación y el
reconocimiento de economías de ámbito, requieren una revisión que se condiga con la
certeza que requieren los inversionistas para un desarrollo adecuado de las redes del
futuro y capturar la complejidad dinámica de la actividad de distribución.
5.4.2 Precios y Tarifas de Distribución: Señales Económicas Adecuadas
En Chile, la regulación vigente establece que los cargos asociados al suministro eléctrico deben
representar los costos de utilización de los recursos a nivel de generación, transporte y
distribución atribuibles a cada usuario del sistema. En el caso de los Clientes Regulados, la
estructura de cargos y tarifas a la cuales pueden acceder son definidas por la Comisión Nacional de
Energía y fijadas mediante decretos tarifarios cuatrienales por el Ministerio de Energía.
58
En primer lugar, al igual que lo que ocurre en los proceso de tarificación y de expansión de la red,
las estructuras tarifarias vigentes sólo contemplan el uso de la red desde la perspectiva del
consumo eléctrico, no considerando otras formas de uso, en particular aquellas en que existen
inyecciones de energía desde el sistema de distribución. Como ya se indicó, esto limita el uso
eficiente de los recursos e impide una adecuada planificación del sistema, pero adicionalmente
desde el punto de vista de las tarifas, genera una inadecuada asignación de costos por la
utilización de la red entre todos los usuarios, pudiendo incluso producir una suerte de subsidios
cruzados; todos los clientes que consumen energía asumen los costos por uso de los recursos que
generan aquellos agentes que inyectan energía en la red. Ejemplo de esto es lo que podría ocurrir
con una incorporación importante de cargadores de vehículos eléctricos de mantenerse la
regulación vigente; en efecto, las inversiones necesarias para adecuar las capacidades del sistema
a lo requerido por estas instalaciones serían asumidas por las empresas distribuidoras y por ende
serían pagados por todos los usuarios del sistema. Este problema se intensifica si se tiene en
cuenta que los consumos asociados a los cargadores eléctricos se podrían acoger al régimen libre
de precios, en cuyo caso la ley establece que su pago por peajes debe ser equivalente al de un
Cliente Regulado, sin poder establecer pagos diferenciados para asignar correctamente los costos
generados en el sistema por estos nuevos agentes.
Por otro lado, aunque existen más de 15 tarifas disponibles para los clientes, como ya se indicó
previamente, en la práctica la tarifa BT1A es la que más se utiliza (más del 97% los clientes
asociados a dicha tarifa) y aquella que representa 45% de la energía consumida por los Clientes
Regulados. Como dicha tarifa tiene una estructura volumétrica, entonces los ingresos que
perciben las empresas distribuidoras también dependen principalmente de los montos de energía
comercializada. Lo anterior se muestra a través del gráfico siguiente, donde se pueden observar
los ingresos informados a la Superintendencia por las empresas distribuidoras en el marco del
proceso de “Ingresos de Explotación” del año 2016.
GRÁFICO 21: PROPORCIÓN DE INGRESOS POR CARGOS FIJOS Y CARGOS VARIABLES PERCIBIDOS POR
EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DURANTE EL AÑO 2016 FUENTE: COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
59
Como se aprecia en el Gráfico 21, debido a la Tarificación Volumétrica la mayor parte de los
ingresos de las empresas distribuidoras (98%) varían con el nivel de ventas de energía, mientras
que los ingresos provenientes de cargos fijos representan una fracción marginal del total (2%).
Por otro lado, si se analizan los costos asociados al ejercicio de la distribución, se tiene una
situación diametralmente opuesta, tal como se puede apreciar en el GRÁFICO 22.
GRÁFICO 22: ESTRUCTURA DE COSTOS DE LAS EMPRESAS MODELO DEFINIDAS EN
EL PROCESO DE FIJACIÓN DEL VAD 2016 – 2020. FUENTE: COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
La estructura de costos presentada en el gráfico precedente se explica pues el servicio de
distribución se caracteriza por ser intensivo en capital y sus costos prácticamente no dependen de
la cantidad de energía comercializada. Se puede afirmar entonces que la regulación de la
distribución ha resultado en una estructura de costos e ingresos diametralmente opuesta:
mientras en los ingresos la mayor parte son variables, para el caso de los costos la componente de
mayor relevancia corresponde a costos fijos.
Otro efecto indeseado de la Tarificación Volumétrica consiste en que mientras los costos para dar
suministro sean cubiertos, las ventas de energía que excedan aquellas proyectadas en los estudios
tarifarios se traducen en ganancias directas para el distribuidor, lo que se acentúa
significativamente en las tarifas donde incluso los cargos por potencia son recaudados mediante
cobros en función del consumo de energía, como el caso de la tarifa BT1A. Por lo tanto, es claro
que las empresas distribuidoras no cuentan con señales o incentivos adecuados para participar y
promover actividades como eficiencia energética y generación distribuida. Más aún, poseen un
desincentivo a desarrollar tales actividades puesto que, estructuralmente, implica dar el mismo
servicio, pero con menores ventas y, por ende, menores ingresos para el segmento.
Los efectos anteriormente mencionados, han sido denominados por la literatura como “utility
death spiral” o espiral de la muerte de empresa de servicios públicos, donde los costos fijos de la
red deben distribuirse cada vez entre menores clientes por el aumento de auto productores,
provocando un aumento en la tarifa de clientes de menores recursos y/o el riesgo de
60
desfinanciamiento de la red32. Es decir, existe un riesgo de subsidio cruzado regresivo bajo los
actuales esquemas tarifarios volumétricos.
A pesar de ello, como la regulación establece que las inyecciones de los equipamientos de
generación –EG, de acuerdo lo definido en la sección 4.2.3– se pagan un precio menor por kWh
que el precio que pagan los usuarios al retirar la energía de la red, existe la percepción de los
usuarios que se acogen a la ley de generación residencial, que la regulación es injusta pues ellos
ven que se les cobra más caro por la energía que consumen que lo que se les paga a otros agentes
por generarla. La explicación técnica para esa situación es que el precio de consumo de energía en
la tarifa BT1 incluye, además del financiamiento de la energía comprada a los generadores, el pago
por uso de la red de distribución. A pesar de esta explicación técnica del fenómeno, es necesario
establecer un nuevo diseño regulatorio que considere flujos bidireccionales y un adecuado pago
por el uso de la red, para resolver este tipo de problemas asignando adecuadamente los costos
por uso de la red.
Los conceptos mencionados recientemente se pueden representar a través del GRÁFICO 23, donde
se ha simulado, para el año 2050, el impacto en los costos de distribución y de los precios
regulados de una penetración importante de generación residencial. En efecto, en el gráfico de la
izquierda se muestra la variación porcentual de la componente variable de las tarifas residenciales
en un escenario de penetración de generación residencial equivalente a 392 mil hogares, con 2 kW
cada uno, lo que de acuerdo a una serie de antecedentes y supuestos33, implicaría una generación
total de 1.150 GWh/año.
Por su parte, el gráfico a la derecha muestra el alza de los costos de distribución por unidad de
energía para cada empresa distribuidora, obtenido a partir del prorrateo de costos no cubiertos
debido a la disminución de la energía demandada a la red producto de la autogeneración34.
Como se muestra en ambos gráficos, de acuerdo a los supuestos considerados, las distribuidoras
con menores economías de densidad y de escala, podrían tener mayores impactos producto de la
penetración de generación distribuida, como es el caso de COELCHA, que podría aumentar en un
18% el costo del Valor Agregado de Distribución por unidad de energía debido a la inyección de
electricidad por parte de clientes residenciales.
32
Schill, W. Zerrahn, A. Kunz, F. “Prosumage of solar electricity: pros, cons, and the system perspective”, p. 12. Disponible en: https://www.diw.de/documents/publikationen/73/diw_01.c.552031.de/dp1637.pdf fecha última consulta 26 de noviembre de 2018. 33
El modelo de estimación comienza con un mercado potencial con desagregación provincial proveniente de la encuesta CASEN 2015. Posteriormente, se incluyen restricciones técnicas y económicas para luego dar paso a un modelo Bass de adopción de la tecnología, que permite describir el proceso de adopción de nuevos productos en una población. 34
El modelo de adopción de Generación Distribuida Residencial considera distinciones de ingresos por zona geográfica, por lo que efectos en zonas rurales y/o de menores ingresos pueden estar sobrestimados.
61
GRÁFICO 23: RIESGO DE SUBSIDIO CRUZADO REGRESIVO ANTE INGRESO DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA
RESIDENCIAL: VARIACIÓN DE PRECIO ENTRE 2018 Y 2050 (IZQUIERDA) Y COSTO VAD EN BT POR UNIDAD DE
ENERGÍA (DERECHA). FUENTE: MINISTERIO DE ENERGÍA
Para determinar los efectos presentados en el GRÁFICO 23 se ha utilizado el siguiente
procedimiento:
Determinación del costo anual de distribución por unidad de energía, para tarifas de baja
tensión, tomando en consideración de los costos de distribución estimados en al proceso
tarifario VAD 2016 – 2020.
Estimación del consumo de energía por tipo de tarifas, según las bases de cálculo del
Precio Nudo Promedio (en adelante “PNP”)35.
Proyección del aumento de costos de distribución por unidad de energía para cada
empresa, suponiendo una situación de ceteris paribus respecto de la reducción de
demanda eléctrica a la red debido al aumento de la autogeneración.
35
Se han estimado los costos por pérdidas de manera proporcional, en base a los cálculos para determinar efecto de ETR en la fijación de PNP.
62
La situación presentada en el GRÁFICO 23 establece un importante desafío, que implica modificar la
estructura tarifaria actual por un nuevo esquema que apunte a todos los usuarios de la red
eléctrica y no solo a los que retiran energía de la misma. De lo contrario, el efecto se puede ver
incrementado si se considera que los Clientes Regulados que presentan las condiciones para optar
a un régimen libre de precios, verán importantes incentivos para cambiar su régimen, provocando
que la demanda de energía de los Clientes Regulados disminuya aún más, y consecuentemente
mayores alzas en sus tarifas. Esto ya se ha comenzado a manifestar en los últimos años en el
sector, debido a los altos niveles de precios vigentes en el segmento regulado, como resultado de
la entrada en vigencia de contratos suscritos en los procesos de licitación de energía en que los
precios ofertados y adjudicados eran considerablemente más altos que los precios actuales de la
energía en el mercado mayorista. Este fenómeno de migración de Clientes Regulados a Clientes
Libres y su proyección, se puede ver a través los siguientes gráficos.
En primer lugar, se presenta el Gráfico 24, donde se muestra la diferencia de precios medios de
energía para Clientes Regulados y libres desde el 2018 hasta el 2025, de manera de poder
entender las ventajas que ven los clientes al cambiar de régimen de precios. Se aprecia que en la
actualidad hay un alto incentivo al migrar al régimen libre, el cual se mantiene hasta el año 2024,
con precios que son, al menos 30% inferiores a los precios del mercado regulado, el cual depende
de los procesos licitatorios que desarrolla la Comisión en conjunto con las empresas distribuidoras.
Es importante mencionar este aspecto pues en la actualidad existen contratos de energía que
aseguran el abastecimiento de energía en el largo plazo (hasta el año 2030), a niveles competitivos
al momento de la adjudicación, pero que sin embargo no tienen la flexibilidad suficiente para
adaptarse a cambios en el mercado, generando situaciones como las que se observan hoy en la
industria.
GRÁFICO 24: PROYECCIÓN DE LA DIFERENCIA DE PRECIOS MEDIOS PARA CLIENTES REGULADOS Y LIBRES FUENTE: INFORME FINAL LICITACIONES CNE 2018
Como referencia para comprender el Gráfico 24, se debe considerar que el precio medio de
energía de los clientes que suscribieron contratos libres a comienzos de 2017, fue de 68
USD/MWh y de éstos, el 59% es abastecido por empresas generadoras
63
En el Gráfico 25 se puede ver el número de traspasos de Clientes Regulados a libres y los traspasos
acumulados desde el año 2013, y su proyección hasta el 2040. Se puede ver que desde el 2013 y
hasta el 2021 aproximadamente, se espera un aumento constante en el número de traspasos de
clientes por año y luego dicha tasa de cambio comienza a disminuir hacia el año 2030,
presentando valores marginales de cambios hasta el año 2040. Esto se explica básicamente pues la
motivación principal para el cambio de régimen es la oferta de precios de energía más
competitivos en el mercado mayorista, lo que se estima se mantendrá hasta que entren en
vigencia los contratos adjudicados en los últimos procesos licitatorios donde los niveles de precios
de la energía ofertada fueron bastante inferiores a los niveles de precio de los contratos vigente.
GRÁFICO 25: PROYECCIÓN DEL NÚMERO DE TRASPASOS DE CLIENTES REGULADOS A LIBRES
FUENTE: INFORME FINAL LICITACIONES CNE 2018
Por último, en el Gráfico 26 se muestra la demanda de energía traspasada desde el régimen
regulado al libre. Al igual que en el caso anterior, se puede ver un importante nivel de traspaso
hasta el año 2021 llegando hasta los 6.000 GWh/mes y que se mantiene en constante desde el
punto de vista de la energía, hasta el año 2040, mientras que desde el punto de vista del
porcentaje de demanda traspasada, el peak de 16% que se alcanza al año 2021 disminuye de
manera constante hasta un 8% al año 2040.
64
GRÁFICO 26: PROYECCIÓN DE DEMANDA DE CLIENTES REGULADOS A TRASPASARSE A CLIENTES LIBRES FUENTE: INFORME FINAL LICITACIONES CNE 2018
Por último, como se evidencia en el GRÁFICO 8 de la sección 4.3.3, la estructura de tarifas
establecida en la regulación genera importantes diferencias en los precios que ven los clientes
finales en las distintas zonas del país; en la capital las tarifas de distribución son relativamente
menores, producto de la alta densidad de consumos, lo que permite financiar la infraestructura de
distribución entre muchos clientes (economías de densidad) mientras que en la zonas con
densidades menores –casos de Puerto Montt y Temuco en el GRÁFICO 8–, los costos son cubiertos
por un número de clientes proporcionalmente menor.
Esta condición comenzó a cambiar gracias a la Ley de Equidad Tarifaria, que ha permitido reducir
las diferencias en los niveles de precio entre algunas de estas zonas; se reduce la cuenta de
consumidores residenciales de bajo consumo en distribuidoras que enfrentan altos costos de
suministro, financiando este aporte con pequeñas alzas de tarifas a consumidores que no
enfrentan estas desventajas, socializando de esta manera el beneficio de las economías de
densidad (ver Gráfico 4 y Gráfico 5 de la sección 4.3.3).
El impacto en la tarifa de la aplicación del mecanismo de ETR se puede ver en los siguientes
gráficos, donde se presenta a modo de ejemplo, su efecto en las cuentas tipo (ver sección 4.3.3),
para las opciones tarifarias BT1A y AT 4.3, para julio de 2018. En dichos gráficos, el eje horizontal
representa las distintas comunas donde se determinan precios de nudo de promedios para la
energía consumida por Clientes Regulados, ordenadas de izquierda a derecha en función de los
beneficios o aportes al mecanismo de ETR (a las izquierda del eje están las comunas beneficiarias
mientras que a la derecha aquellas que aportan). Se puede ver que en algunas comunas el impacto
del mecanismo de ETR produce beneficios de hasta 30%, mientras que las alzas para aquellos
clientes que aportan al mecanismo son marginales y no superan el 5%.
65
GRÁFICO 27: IMPACTO DEL MECANISMO DE ETR EN LA CUENTAS TIPO BT1A (A JULIO 2018)
FUENTE: COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
Sin perjuicio del efecto de la Ley de Equidad Tarifaria en los usuarios residenciales, aún existen
diferencias marcadas en las otras opciones tarifarias, las cuales no aplican para el beneficio de ETR
pero si deben aportar a este, tal como se muestra en el GRÁFICO 28, donde se presenta el valor de
la cuenta tipo de la tarifa AT4.3 en las mismas condiciones del ejemplo anterior.
GRÁFICO 28: IMPACTO DEL MECANISMO DE ETR EN LA CUENTAS TIPO AT 4.3 (A JULIO 2018)
FUENTE: COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
Se puede ver que a diferencia de lo ocurre en tarifa BT1A, donde el precio de nudo promedio
considerando ETR se mantiene en niveles similares en las comunas del país, en el caso de la tarifa
AT4.3 se producen importantes variaciones de precio, las cuales se ven incrementadas por la
aplicación del mecanismo.
Finalmente, se puede afirmar que si bien a través del proceso de fijación de tarifas noviembre
2016 – noviembre 2020 se incorporaron nuevas opciones en la estructura tarifaria, hoy los
consumidores ven una limitada variedad de opciones, concentrándose el consumo principalmente
en algunas. Este fenómeno se observa a pesar de las disposiciones contenidas en los decretos
tarifarios cuadrienales, desde 2008, respecto a la facultad de las empresas distribuidoras de
66
incorporar tarifas flexibles reguladas. Adicionalmente, no existen tarifas con señales de precios
adecuadas que permitan aprovechar excedentes de energía y realizar gestión energética de la
demanda, asignando correctamente los costos que se generan en la red.
Por ello, se hace necesario tratar explícitamente los problemas asociados al reflejo de los costos y
modulación tempo-espacial de las tarifas. Por ejemplo, ante una disponibilidad mayor de recursos
distribuidos en la red, es necesario tener precios cada vez más flexibles y sensibles que den cuenta
de la disponibilidad de dichos servicios y que entreguen las señales de precio eficientes a los
distintos usuarios del sistema.
67
5.5 Normativa Técnica
5.5.1 Calidad de Servicio: Apoyo a la Mejora Continua
Como ya se ha visto en las secciones precedentes, uno de los aspectos fundamentales para que la
tarifación por empresa modelo funcione, es que la calidad de servicio entregada a los clientes
finales se cumpla y fiscalice de manera adecuada. Este fue uno de los objetivos que se buscaron
durante el desarrollo de la NTD, que además recoge los últimos avances tecnológicos y mejores
prácticas en el desarrollo de las redes de distribución, principalmente desde el punto de vista de
los clientes y usuarios.
La mejora de los estándares de calidad de servicio debe realizarse de manera de poder avanzar en
cada uno de sus componentes: calidad de producto, de suministro y comercial. Pero además debe
ser capaz de incluir nuevos aspectos debido a la aparición de nuevos actores y formas de operar la
red que pueden generar nuevas situaciones a considerar en la normativa. En este sentido, la
norma técnica de distribución publicada recientemente ha permitido ordenar, sistematizar y
precisar la normativa que existía previamente, buscando incluir las lecciones aprendidas durante
su aplicación, aportando soluciones que permitan hacerla más clara y fiscalizable. Además, se han
incluido nuevos aspectos, asociados principalmente al acceso a nuevas tecnologías que permiten
no solo gestionar de mejor forma la red, sino también mejorar la comunicación e información
entregada a los clientes.
Por otra parte, la regulación considera el desarrollo de encuestas anuales de calidad de servicio a
los usuarios, desarrolladas por la Superintendencia de manera pública y transparente con el fin de
conocer la percepción de los usuarios en los distintos componentes de la calidad que se han
mencionado. Además, a partir de estas encuestas y en función de otras variables asociadas al
cumplimiento de los procesos administrativos de entrega de información y antecedentes para la
fiscalización, la Superintendencia establece un ranking de empresas (ver TABLA 2, sección 4.2.1.)
que permite generar cierto nivel de competencia para mejorar el desempeño de las empresas.
Sin embargo, a pesar de los últimos avances normativos en el segmento de distribución chileno, es
evidente que la actualización y revisión de los estándares de calidad de servicio es un trabajo
permanente, que debe tener en cuenta la evolución que tienen los sistemas y los requerimientos
de los clientes. En este sentido, y para realizar el ejercicio normativo de manera correcta, es
fundamental establecer un equilibrio entre los niveles de las exigencias y los costos asociados a su
cumplimiento. En efecto, uno de los principales problemas de la regulación actual es que no existe
claridad sobre cómo se deben incluir las exigencias normativas en el proceso de tarificación. En la
práctica, como no es evidente la forma en que se deben modelar y evaluar las distintas soluciones
que permiten dar cumplir cumplimiento a las exigencias y estándares normativos; por ejemplo,
como no es claro cómo se debe evaluar el aporte a la continuidad de suministro de nuevas
soluciones tecnológicas como el almacenamiento, y comparar sus beneficios frente a las
soluciones tradicionales de expansión de la red. Finalmente, las diferencias se resuelven mediante
la ponderación entre los estudios de costos de distribución que realiza la CNE y las empresas, sin
avanzar en una solución de fondo al problema. Además, dado que en la tarificación se supone el
68
cumplimiento de la calidad de servicio para la empresa modelo, no es claro que los supuestos y
modelaciones apliquen a las empresas reales que, como ya se vio, pueden enfrentarse a
realidades muy distintas a las de la empresa de referencia de cada área típica.
Por otra parte, respecto de los problemas estructurales para el tratamiento de la calidad de
servicio en los sistemas de distribución nacional, como se verá en detalle más adelante, existen
diferencias importantes en los niveles de calidad entregados a lo largo del país, llegando incluso al
punto de encontrar redes en que el costo de distribución es más alto que los niveles promedio sin
embargo la calidad de servicio entregada es de la más baja a nivel nacional.
Otro aspecto importante a considerar en el contexto de la calidad de servicio, tiene relación con
incentivos y mecanismos de sanciones y compensaciones asociados y que deben diseñarse de
manera de dar señales adecuadas para impulsar la mejora en los niveles de cumplimiento de la
calidad de servicio. En ese sentido, aunque en la Ley de Transmisión se establecieron ciertas
disposiciones respecto de las compensaciones a los clientes finales, éstas excluyen expresamente
las fallas ocurridas en instalaciones destinadas a prestar el servicio público de distribución. Por
otra parte, aún está pendiente establecer criterios de aplicación que permitan implementar las
nuevas disposiciones legales. Del mismo modo, está pendiente revisar el mecanismo de multas,
estableciendo criterios claros que permitan una aplicación adecuada, que sea trazable y replicable
para todas las partes involucradas.
En lo que sigue, se revisarán los aspectos a mejorar en cada uno de los componentes de la calidad
de servicio de los sistemas de distribución nacionales.
Calidad de Producto
En general, en las redes de distribución pasivas, en que no existen agentes que inyecten energía,
los principales problemas de calidad de producto tienen que ver con la regulación de tensión y el
consumo de potencia reactiva representado a través del factor de potencia36. En el primer caso,
los problemas de tensión pueden provocar daños en equipos o mal funcionamiento de estos, y por
tanto es importante no solo monitorear y fiscalizar el cumplimiento de la exigencia sino también
incluir algún tipo de procedimiento para compensar los daños y perjuicios que puedan sufrir los
clientes y usuarios. De manera inversa, en la regulación actual se considera un cargo aplicable a
aquellos clientes que presenten incumplimientos respecto de su consumo de potencia reactiva, sin
embargo no es clara la relación que existe entre el perjuicio causado por el cliente y el cargo
asociado, ni menos aún que la aplicación del cargo como señal económica sea la solución más
eficiente para resolver los problemas técnicos que produce en la red este fenómeno.
Por otro lado, en las redes modernas en que existen diversos agentes cuya relación con la red no
es solo de consumo, tales como generación distribuida, prosumage, cargadores de vehículos
eléctricos, etc., aparecen nuevos fenómenos a normar o bien corresponde darles un tratamiento
distinto al de los clientes tradicionales. Siguiendo el ejemplo anterior, desde el punto de vista de la
36
Ver definición establecida en la Norma Técnica de Distribución
69
regulación de tensión, ya se ha visto en las redes de distribución nacionales diversos problemas
debido a las desconexiones de instalaciones de generación por problemas de tensión en la red. En
este caso, no es claro cuál es el tratamiento que se debe dar para reconocer y compensar, si
corresponde, a los usuarios afectados. En el caso del factor de potencia, tampoco es claro el
tratamiento que debiera darse a este fenómeno, considerando además que las instalaciones de
generación distribuida pueden contribuir positivamente al fenómeno y por ende es natural pensar
que existen soluciones más eficientes para este problema.
Calidad Comercial
La calidad comercial, hasta ahora, ha sido vista principalmente para asegurar que el cliente reciba
un tratamiento adecuado en su relación con las empresas distribuidoras. En este sentido la norma
técnica introdujo nuevas exigencias, principalmente respecto de la entrega de información y los
servicios de atención telefónica. En efecto, se establecen valores mínimos respecto de los niveles
de atención y servicio que entregan los centros de atención de llamados, de manera de asegurar
que todas las solicitudes, consultas y reclamos de los clientes sean atendidos en la forma y en
tiempos adecuados. Además, se ha considerado un tratamiento especial para aquellas situaciones
de emergencia, en las que se exige que las empresas entreguen información clara a través de
reportes periódicos, que permitan a los clientes tener información actualizada respecto del estado
del suministro eléctrico. En este sentido, las principales tareas pendientes tienen que ver con
mejorar la información que se le entrega al cliente respecto de sus consumos, de manera que
pueda comprender mejor su comportamiento para fiscalizar la aplicación correcta de la tarifa
correspondiente y mejorar su relación con la empresa distribuidora.
Sin embargo, al igual que para la calidad de producto, no es del todo claro cuáles son las
exigencias que se deben cumplir respecto de la calidad comercial entregada a otros agentes que
se conectan a la red de distribución. Por ejemplo, aunque la regulación ha sido capaz de
modernizarse y dictar dos normas técnicas que regulan el proceso administrativo de conexión y
operación de las instalaciones de generación distribuida, aún falta claridad respecto de la relación
comercial de estos agentes que se encuentran conectados a la red, por ejemplo respecto del
tratamiento de los sistemas de medición, las instalaciones de conexión (empalme y acometida)
entre otros. Del mismo modo, ante la migración de Clientes Regulados a Clientes que Libres que se
ha visto durante los últimos años, tampoco existe claridad respecto de cuál es el tratamiento
comercial que debe entregar la empresa distribuidora a estos clientes y cómo es la relación con el
tercer agente que aparece en este caso, que es el proveedor de energía del nuevo Cliente Libre.
Calidad de Suministro
En Chile los estándares asociados a la continuidad del suministro, que dan cuenta de la duración y
frecuencia de las interrupciones que afectan a los clientes, establecen límites máximos del orden
de las horas para la duración de las desconexiones. En este sentido, la NTD publicada en 2017,
realizó importantes avances al modificar los índices para normar las interrupciones:
70
En lugar de considerar índices asociados a la energía y potencia no suministrada, se
establecieron índices que dan cuenta del número de clientes afectados. Esto permite por
ejemplo, que la desconexión de un cliente residencial sea tratada de la misma forma que
la de un cliente industrial o comercial.
Se estableció como área de control el par comuna-empresa, de manera de reducir al área
de control que se consideraba previamente –alimentador– en busca de disminuir las
diferencias en la calidad de suministro entrega a los usuarios.
Además, respecto de los niveles aceptables para la duración y frecuencia de las interrupciones, las
exigencias se aumentaron, llegando a establecer un SAIDI, para las redes más densas, de 5 horas a
partir del año 2020.
Aunque las nuevas exigencias normativas implican una mejora respecto de las exigencias previas,
en la práctica la calidad de suministro en Chile se encuentra en niveles bastante alejados a los que
se observan en la actualidad en países desarrollados, como se muestra en el GRÁFICO 29
GRÁFICO 29: COMPORTAMIENTO ESTADÍSTICO DEL ÍNDICE SAIDI EN PAÍSES DE LA UNIÓN EUROPEA FUENTE: CEER BENCHMARKING REPORT 6.1 ON THE CONTINUITY OF ELECTRICITY AND GAS SUPPLY
Como se aprecia en el gráfico, en la mayoría de los países de Europa, el SAIDI se mide en minutos y
no en horas como en Chile, lo que da cuenta de la diferencia que existe en los niveles de calidad
de suministro. Además, si se consideran los valores presentados durante el año 2016, se ve que
todos los países analizados tuvieron un SAIDI de menos de 100 minutos, bastante alejado de las 12
71
horas que se tuvieron en nuestro país de acuerdo lo indicado en el GRÁFICO 11 de la sección 4.4.1.
En el extremo, se ven países como Suiza o Alemania donde las desconexiones promedio que
afectan a los clientes durante un año no exceden en total los 20 minutos en total.
El análisis de los niveles de suministro recién presentados se realizó a partir de valores promedio,
que no dan cuenta de la dispersión de los datos estadísticos considerados. En efecto, en el caso de
Chile, se pueden ver importantes diferencias en los niveles de calidad de suministro entregados lo
largo del país. Al analizar el desempeño del SAIDI a nivel regional (ver GRÁFICO 30), se ve
claramente esta situación; los clientes que reciben los peores niveles de suministro tienen tiempos
de desconexión que superan en más de dos veces a los tiempos de desconexión que ven aquellos
clientes que reciben una calidad de servicio promedio.
GRÁFICO 30: SAIDI (INTERNO) POR REGIÓN Y SU CONTRIBUCIÓN AL SAIDI INDUSTRIA
FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES
Finalmente, aún frente a las diferencias de calidad de servicio que se ve en las redes nacionales, la
regulación no considera la opción de entregar una calidad de servicio con condiciones especiales
para aquellos clientes que lo requieren, por ejemplo por razones de salud37. En la actualidad,
alcanzar estándares superiores de calidad depende de una negociación de tarifas y condiciones
entre el mismo cliente y la empresa distribuidora, o bien mediante acuerdos público – privado que
no dependen de la regulación.
5.5.2 Sistemas de Información: Uso adecuado de la Información
En Chile las empresas distribuidoras son propietarias y operan las redes de distribución, y
comercializan la energía con clientes finales, para lo cual requieren y disponen de una gran
37
Clientes electro-dependientes que padecen de patología cuyo tratamiento necesita el funcionamiento de un elemento o dispositivo de uso médico que requiere un suministro eléctrico continuo, sin el cual la persona se encontraría en riesgo vital o con riesgo de secuela funcional grave.
72
cantidad de información y antecedentes, tanto de las características de las redes y de sus
condiciones de operación, como también de sus clientes existentes y potenciales. En este sentido,
una de las transformaciones más relevantes que debe enfrentar el mercado eléctrico, en particular
el segmento de distribución, dice relación con la mayor disponibilidad de información a la que se
puede acceder gracias a las nuevas tecnologías y sistemas de información.
Por esta razón, la NTD, estableció la exigencia para las empresas distribuidoras de incorporar
nuevas tecnologías de información en sus sistemas, que harán posible implementar mejoras en la
entrega del servicio y que además le permitirán a los clientes tener mayor conocimiento respecto
de sus consumos para estar más empoderados como usuarios, exigiendo de manera más activa y
efectiva sus derechos, preferencias y necesidades. Asimismo, tales tecnologías permiten disponer
de mejor información para la fiscalización de la calidad por parte de la autoridad competente.
En efecto, las nuevas tecnologías de información permitirán diversos beneficios para los distintos
actores del mercado dentro de los cuales se pueden destacar los siguientes:
Clientes: mejoras en la calidad del suministro, debido a que la identificación temprana de
fallas permitirá reducir los tiempos de desconexión. Mejoras en la calidad comercial al
eliminarse errores humanos y estimaciones en las lecturas de los consumos. Mejoras en la
calidad del producto eléctrico, dado que se conocerá de mejor forma la existencia de
problemas en las redes de distribución. Además, los clientes podrán gestionar sus hábitos
para optimizar sus consumos, acceder a mejores tarifas, implementar medidas de
eficiencia energética, electromovilidad y netbilling, entre otros.
Empresas: mejor monitoreo y gestión de los recursos de la red, por ejemplo a partir de
operaciones remotas. Mejoras en la identificación de fallas, tanto respecto a los tiempos y
la ubicación de estas, disminución de pérdidas en la red –técnicas y no técnicas–, y
mejoras en el proceso de planificación. Lo anterior a partir de mayor eficiencia en el
dimensionamiento de las redes. Además, se logran mejoras importantes en el proceso de
facturación –tales como reducciones importantes en los costos y errores asociados a la
lectura de consumos– y en las operaciones de corte y reposición de suministro, como
menores costos de implementación y mejoras en tiempos de las operaciones.
Industria: más y mejores antecedentes para los ejercicios de tarificación y fiscalización, de
manera que la tarifa dé cuenta de la calidad de servicio entregada a los distintos usuarios
de la red. Las nuevas tecnologías de información permitirán además la integración
eficiente de sistemas de almacenamiento, gestión de demanda y vehículos eléctricos entre
otros servicios y agentes.
Sin embargo, la incorporación de las nuevas tecnologías de información y la mayor disponibilidad
de datos, impone requerimientos que deben ser abordados en la regulación y que van más allá de
la provisión del suministro eléctrico tradicional.
73
En primer lugar, le regulación debe evitar que existan asimetrías de información entre los distintos
agentes del mercado, de manera de posibilitar la participación de nuevos oferentes en mercados
competitivos. De lo contrario, se pueden generar prácticas indebidas como por ejemplo el
ejercicio abusivo de poder de mercado por parte de las empresas distribuidoras, al aprovechar la
información que manejan de sus redes –capacidades, posibilidades de ampliaciones– y de clientes
–contacto, perfiles de consumo, etc.– para ofrecer nuevos servicios, con la ventaja de poder
optimizar de mejor los proyectos y facilitando los procesos administrativos asociados, siempre
bajo cumplimiento normativo.
Esto es de suma relevancia pues se espera que los nuevos sistemas de información que
implementarán las empresas distribuidoras en Chile permitan obtener grandes cantidades de
información, por lo que su uso y cuidado debe ser un elemento central en la discusión. En relación
a esta materia, es importante tener presente que la protección de datos personales excede a la
regulación sectorial, sin perjuicio que se pueden definir ciertas condiciones que obedezcan a la
particularidad de la información obtenida en esta industria. En efecto, actualmente se está
tramitando un proyecto de ley que regula la protección y el tratamiento de los datos personales y
crea la Agencia de Protección de Datos Personales38.
Por otro lado, es importante destacar que la información requiere un tratamiento desde el punto
de vista de la ciberseguridad de los datos y operación de la red, de modo que el desarrollo de estas
tecnologías sea sostenible en el tiempo y no genere rechazo por parte de la ciudadanía ni riesgos
en la operación segura del sistema.
38
Boletín 11.144-07.
74
5.6 Principales Conclusiones del Diagnóstico
A continuación se presentan un resumen de los aspectos más relevantes identificados en el
Proceso de Diagnóstico.
En primer lugar, en relación a los mercados para servicios energéticos, se ha identificado que la
aparición de nuevos actores y servicios que han irrumpido en los sistemas de distribución,
incorporando nuevas tecnologías, implican importantes desafíos para lograr su integración
adecuada, principalmente se destaca el desarrollo de techos solares y generación distribuida en
general, sistemas de almacenamiento distribuidos, sistemas de medición inteligente y
electromovilidad.
En este sentido, se puede indicar que la regulación vigente no está del todo preparada para
enfrentar e incentivar la incorporación futura de nuevas tecnologías, agentes y servicios eléctricos.
Un buen ejemplo de ello es que para la integración de proyectos de generación distribuida, hoy en
día solo se considera su impacto en la capacidad de transmisión disponible y no se evalúan otros
impactos y beneficios sistémicos derivados de su operación. En relación a los índices de
concentración de mercado y competencia, es necesario establecer las condiciones de acceso para
que nuevos actores y nuevos servicios puedan integrarse a las redes de distribución en la medida
que éstos aporten eficiencia al segmento. Adicionalmente, respecto al tratamiento de alumbrado
público e integración con otros Servicios Relacionados, como telecomunicaciones, se visualiza la
necesidad de armonizar y reconocer la importancia de un actuar coordinado que permita un
crecimiento adecuado de las ciudades, dadas las economías de ámbito y densidad que pueden
generarse.
En segundo lugar, en cuanto a los procesos de tarificación, queda en evidencia que la actual
regulación respecto de la valorización de activos no permite reconocer correctamente las
ganancias de eficiencia en el desarrollo de la red que se podrían obtener producto de la aparición
y/o masificación de nuevos servicios eléctricos, por lo que es una materia que debe ser revisada en
la nueva regulación.
En tercer lugar, en relación a los precios y tarifas de distribución, las estructuras tarifarias vigentes
sólo contemplan el uso de la red desde la perspectiva del consumo eléctrico, no considerando
otras formas de uso, en particular aquellas en que existen inyecciones de energía hacia el sistema
de distribución. Además, aunque existen más de 15 tarifas disponibles para los clientes, en la
práctica los Clientes Regulados utilizan solo una de ellas, que como tiene una estructura
volumétrica, los ingresos que perciben las empresas distribuidoras dependen principalmente de la
cantidad de energía comercializada, generando cero incentivos para la incorporación de medidas
tendientes a la eficiencia energética o impulso de generación distribuida.
En cuarto lugar, respecto a la calidad de servicio, se identificó la necesidad de incluir nuevas
consideraciones debido a la aparición de nuevos actores y formas de operar la red que pueden
generar nuevas situaciones a considerar en la normativa. Por otra parte, se debe tener en cuenta
que la actualización y revisión de los estándares de calidad de servicio es un trabajo permanente,
que debe considerar la evolución de los sistemas y los requerimientos de los clientes. En este
sentido, es fundamental establecer un equilibrio entre los niveles de las exigencias y los costos
75
asociados a su cumplimiento. Asimismo, no puede perderse de vista la necesidad de actualizar los
mecanismos de fiscalización, sanción y compensación a clientes finales en caso de incumplimiento
de los estándares que se establezcan.
Por último, en quinto lugar y respecto a los sistemas de información, el diagnóstico considera que
ésta puede ser una de las principales barreras de entrada para el desarrollo de nuevos mercados y
entrada de nuevos competidores. Así, una de las transformaciones más relevantes que debe
enfrentar el segmento de distribución, dice relación con la mayor disponibilidad de información a
la que se puede acceder gracias a las nuevas tecnologías y sistemas de información, cuestión que
podría generar asimetrías importantes entre distintos agentes del mercado y limitar la
participación de nuevos oferentes en mercados competitivos.
En este mismo eje temático, no se puede perder de vista la protección de datos personales y la
ciberseguridad de datos y operación de red. Si bien ambas exceden a la regulación sectorial,
podrían existir ciertas condiciones que obedezcan a la particularidad de la información obtenida
en esta industria que merezcan ser reguladas de manera diferenciada.
76
6. PROPUESTA PARA UNA NUEVA REGULACIÓN DE LA
DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA EN CHILE
6.1 Lineamientos Generales de Política Pública.
El planteamiento de propuestas de modificaciones normativas debe tener en consideración los
objetivos de política pública que deberán resguardarse, en los que el foco principal consiste en
situar a la sociedad y a las personas en el centro de la política energética en esta materia, dando
solución a sus preocupaciones, entregando alternativas y propendiendo a un desarrollo sostenible,
eficiente, transparente, de calidad y amigable con el medio ambiente. En este sentido, los ejes de
la modernización de la distribución eléctrica, son los siguientes:
Seguridad y calidad de suministro.
Si bien la cobertura en términos de electrificación en Chile es alta, los indicadores de interrupción
de suministro en niveles de distribución aún se encuentran muy alejados de los registrados en
países desarrollados. Asimismo, hay diferencias considerables en la calidad del abastecimiento en
las distintas zonas de nuestro país, lo que en un contexto de alta dependencia energética de los
usuarios finales, da cuenta de la necesidad de que uno de los pilares de la modernización se centre
en reconocer, identificar y avanzar en el establecimiento, actualización, modernización y
fiscalización de estándares de seguridad, con el objeto de mejorar la calidad, confiabilidad,
resiliencia y disponibilidad de suministro, de manera de poder satisfacer íntegramente las
necesidades de las personas. Este elemento es crítico si se avanza en la electrificación de la matriz
y se incorporan o crecen considerablemente nuevas tecnologías en distintos ámbitos, tales como
calefacción y vehículos eléctricos.
Tarifa eficiente y competitiva.
La componente de la tarifa final correspondiente a distribución es, en promedio, del orden de un
30% del precio a usuario final, con un 60% de generación y un 10% de transmisión y otros cargos.
Las tarifas de los servicios de red en distribución deben dar cuenta de un diseño, expansión
eficiente y óptima del servicio, retribuyendo adecuadamente a las empresas que deberán entregar
los productos y servicios con estándares acordes a los objetivos fijados para la entrega de los
mismos, sin distorsiones que impliquen inversiones ineficientes o entreguen señales inadecuadas
a usuarios y empresas. Las tarifas además deben posibilitar la entrega de señales correctas para la
incorporación de aquellas actividades o tecnologías que impliquen eficiencia en la utilización de
los recursos energéticos, a fin de facilitar aspectos tales como la posibilidad de generar energía en
distribución, gestionarla, almacenarla e implementar medidas de eficiencia energética. Asimismo,
debe dar señales consistentes de precio a los usuarios en relación a los recursos y su utilización en
el sistema eléctrico en otros segmentos, como generación y transmisión.
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Desarrollo sostenible y armónico.
Chile dispone de múltiples fuentes de generación limpia y renovable. En los últimos años, la
posibilidad de generar electricidad a partir de estos recursos ha aumentado debido a los avances
tecnológicos y al descenso en los costos de inversión en estas tecnologías, desarrollándose
también generación descentralizada, ya no exclusivamente a través de grandes centrales de
generación. El diseño de mercado en distribución debe incorporar los elementos que permitan un
desarrollo sostenible de estos recursos, velando porque la remuneración y las posibilidades de
incorporar esta generación al mercado resulte competitiva y eficiente. El desarrollo sostenible
también debe considerar la armonía con el desarrollo de los otros aspectos de las ciudades o
zonas en que se desarrolla la actividad de distribución de energía eléctrica, como es el ámbito del
entorno urbano, las características rurales, la consistencia y eficiencia con otras actividades, tales
como telecomunicaciones, el alumbrado público, las obligaciones de municipalidades, así como
también las particularidades e inquietudes de los distintos componentes de la sociedad.
Soluciones eficientes y flexibles, nuevos negocios.
El esquema para distribución eléctrica debe dar señales que entreguen los incentivos a los
usuarios y a las empresas que presten el servicio para una incorporación adecuada de soluciones
eficientes y flexibles. Asimismo, la rapidez con que evoluciona la tecnología implica considerar
espacios de flexibilidad en el marco regulatorio para que soluciones eficientes que no
necesariamente existan hoy, puedan ser incorporadas adecuadamente en el ámbito que
corresponda, de usuarios o empresas. La normativa debe permitir esta incorporación de manera
rápida y eficiente en términos regulatorios y físicos, con el objeto de identificar y disponer con
celeridad de elementos que contribuyan a disminuir el costo total del sistema, cumpliendo con los
estándares de seguridad y calidad de servicio y la simetría en el servicio de redes para que los
distintos usuarios satisfagan sus necesidades.
Protección al usuario, seguridad, simplicidad y transparencia.
Las mayores exigencias en cuanto a disponibilidad y necesidad de información conllevan una
obligación de protección hacia el usuario final, en términos de la seguridad de esta información y
la correcta utilización de la misma, buscando un equilibrio entre la protección de la información y
a su acceso, de forma tal de permitir la competencia mediante soluciones que beneficien a los
consumidores. Por otra parte, el esquema tarifario debe ser transparente y simple, de modo de
proporcionar los antecedentes necesarios para que los usuarios del servicio dispongan de la
información oportuna para la correcta toma de decisiones en términos de su relación con la
energía eléctrica. Finalmente, corresponde considerar que la satisfacción a los usuarios con
estándares claros es un aspecto relevante que debe ser incorporado en los distintos elementos
que conformarán el marco regulatorio, estableciendo además la posibilidad de que dichos
usuarios puedan elegir y gestionar su propio consumo.
