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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA TARIFICACIÓN ELÉCTRICA CHILENA A NIVEL DE EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN PATRICIO EUGENIO MOLINA MUÑOZ Tesis para optar al grado de Magister en Ciencias de la Ingeniería Profesor Supervisor: HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD Santiago de Chile, 1998

Tesis Tarificacion Electrica a Nivel de Empresas de Distribucion

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  • PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILEESCUELA DE INGENIERIA

    TARIFICACIN ELCTRICACHILENA A NIVEL DE EMPRESAS

    DE DISTRIBUCIN

    PATRICIO EUGENIO MOLINA MUOZ

    Tesis para optar al grado deMagister en Ciencias de la Ingeniera

    Profesor Supervisor:HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD

    Santiago de Chile, 1998

  • PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILEESCUELA DE INGENIERIADepartamento de Ingeniera Elctrica

    TARIFICACIN ELCTRICACHILENA A NIVEL DE EMPRESAS DE

    DISTRIBUCIN

    PATRICIO EUGENIO MOLINA MUOZ

    Tesis presentada a la Comisin integrada por los profesores:

    HUGH RUDNICK V.

    PATRICIO DEL SOL G.

    MIGUEL ARIAS A.

    JOS MUOZ P.

    Para completar las exigencias del gradode Magister en Ciencias de la Ingeniera

    Santiago de Chile, 1998

  • ii

    A mis Padres, hermanos y amigos.

    Por su incondicional apoyo

  • iii

    AGRADECIMIENTOS

    A travs de estas lneas quiero dar mis ms sinceros agradecimientos atodas aquellas personas e instituciones que de alguna forma contribuyeron en eldesarrollo de esta tesis.

    En primer lugar agradecer a las personas que laboran en la Escuela deIngeniera y en especial a las secretarias del Departamento de Ingeniera Elctricaquienes, con su desinteresado apoyo, lograron facilitar la tarea.

    En segundo lugar al proyecto FONDECYT N 1971265 y a la empresaENDESA a travs de su Unidad de Investigacin y Desarrollo en la UniversidadCatlica de Chile, por haber depositado su confianza en el desarrollo de lainvestigacin.

    En tercer lugar a todos aquellos profesionales que por medio deentrevistas brindaron su valioso tiempo y experiencia que fueron fundamentales en elbuen desarrollo de este trabajo.

    Finalmente, quiero dar mis ms sinceros agradecimientos a Don HughRudnick por su valiosa experiencia, consejos, paciencia, apoyo y amistad quelograron amenizar la tarea desarrollada.

  • INDICE GENERAL

    Pg.

    DEDICATORIA................................................................................................................ii

    AGRADECIMIENTOS................................................................................................... iii

    INDICE DE TABLAS................................................................................................... viii

    INDICE DE FIGURAS ....................................................................................................xi

    RESUMEN.....................................................................................................................xiv

    ABSTRACT ...................................................................................................................xvi

    I. INTRODUCCIN..........................................................................................................11.1 Visin general de la organizacin del mercado elctrico en Sudamrica ..........1

    1.1.1 Generacin..............................................................................................21.1.2 Transmisin ............................................................................................31.1.3 Distribucin ............................................................................................5

    1.2 Objetivos de la tesis ...........................................................................................61.2.1 Sistemas de tarificacin..........................................................................6

    1.3 Estructura de la tesis ..........................................................................................9

    II. PROCESO DE TARIFICACIN APLICABLE EN EL SECTOR ELCTRICOCHILENO ..............................................................................................................122.1 Introduccin .....................................................................................................122.2 Esquema vigente de la tarificacin al nivel generacin-transmisin ...............16

    2.2.1 Esquema vigente de la tarificacin de la transmisin troncal...............202.2.2 Esquema vigente de la tarificacin de la subtransmisin .....................24

    2.3 Esquema vigente de la tarificacin al nivel de distribucin.............................252.4 Asignacin de los precios unitarios de energa y potencia de punta en los

    distintos niveles del sector elctrico ..............................................................292.4.1 Desglose del precio de la energa .........................................................302.4.2 Desglose del precio de la potencia de punta.........................................33

  • 2.5 Resumen...........................................................................................................342.6 Comentarios .....................................................................................................36

    III. RECONOCIMIENTO TARIFARIO DE LA SUBTRANSMISIN.........................463.1 Introduccin .....................................................................................................463.2 Reconocimiento de los costos incurridos en el servicio de subtransmisin ....483.3 Esquema vigente de tarificacin de la subtransmisin ....................................52

    3.3.1 Metodologa empleada en el esquema vigente .....................................523.3.2 Criterios generales ................................................................................543.3.3 Desarrollo del modelo ..........................................................................553.3.4 Aplicacin del modelo a la red nacional ..............................................58

    3.4 Esquemas alternativos de tarificacin para la subtransmisin.........................593.4.1 Alternativas de tarificacin de la subtransmisin.................................593.4.2 Tarifas por el costo de servicio.............................................................603.4.3 Tarifas sobre la base de peajes .............................................................633.4.4 Tarifas sobre la base de un valor agregado...........................................643.4.5 RPI-X o Price cap .................................................................................71

    3.5 Resumen...........................................................................................................733.6 Comentarios .....................................................................................................75

    IV. METODOLOGA EMPLEADA EN EL CLCULO DEL VALOR AGREGADODE DISTRIBUCIN Y FRMULAS DE TARIFAS...........................................824.1 Introduccin .....................................................................................................824.2 Costos a considerar en el valor agregado de distribucin ................................834.3 Bases tcnicas empleadas en el estudio de los valores agregados de distribucin

    854.3.1 Definicin de las reas tpicas ..............................................................854.3.2 Bases generales del estudio de costos...................................................874.3.3 Costos de la empresa real .....................................................................914.3.4 Dimensionamiento de la empresa modelo............................................924.3.5 Determinacin de los costos de la empresa modelo .............................974.3.6 Valor agregado por concepto de costos de distribucin .....................1044.3.7 Exigencias de calidad de servicio.......................................................107

    4.4 Alternativa para establecer los costos de distribucin ..................................112

  • 4.5 Resumen........................................................................................................1154.6 Comentarios ...................................................................................................117

    V. VARIABLES DE INTERS EN UN ESTUDIO DE VALORES AGREGADOS DEDISTRIBUCIN..................................................................................................1225.1 Introduccin ...................................................................................................1225.2 Cargos fijos ....................................................................................................123

    5.2.1 Asignacin de costos ..........................................................................1245.2.2 Estudio al nivel de tems de costos.....................................................125

    5.3 Prdidas medias en distribucin de energa y potencia..................................1265.3.1 Clasificacin de la energa, potencia en punta del sistema de

    distribucin y potencia en punta del sistema de generacin .............1305.4 Costos estndares de inversin, mantencin y operacin ..............................131

    5.4.1 Estudio de costos ................................................................................1325.5 Resumen.........................................................................................................1355.6 Comentarios ...................................................................................................136

    VI. TARIFICACIN VIGENTE PARA LAS EMPRESAS ELCTRICASCONCESIONARIAS DEL SERVICIO PBLICO DE DISTRIBUCIN..........1426.1 Introduccin ...................................................................................................1426.2 Aspectos generales de la poltica tarifaria......................................................1436.3 Frmulas tarifarias aplicables por las empresas concesionarias del servicio

    pblico de distribucin ................................................................................1506.3.1 Clientes con suministro de precio regulado........................................1506.3.2 Opciones tarifarias..............................................................................151

    6.4 Condiciones de aplicacin de las tarifas ........................................................1736.4.1 Condiciones generales ........................................................................1736.4.2 Definicin de horas de punta ..............................................................1746.4.3 Determinacin de la potencia contratada............................................1756.4.4 Condicin de aplicacin de las tarifas subterrneas ...........................176

    6.5 Resumen.........................................................................................................1796.6 Comentarios ...................................................................................................179

  • VII. SENSIBILIDAD DE LAS TARIFAS ELCTRICAS APLICABLES POR LASEMPRESAS CONCESIONARIAS DEL SERVICIO PBLICO DEDISTRIBUCIN..................................................................................................1857.1 Introduccin ...................................................................................................1857.2 Metodologa empleada...................................................................................1867.3 Estudio de los cargos......................................................................................188

    7.3.1 Nomenclatura empleada en el estudio ................................................1887.3.2 Incidencia de las variables y parmetros en los distintos cargos ........191

    7.4 Resultados ......................................................................................................1967.4.1 Anlisis general ..................................................................................1967.4.2 Anlisis de variables y parmetros relevantes en los cargos ..............2037.4.3 Anlisis de variables y parmetros relevantes en las opciones tarifarias

    2177.4.4 Origen de las variables y parmetros relevantes.................................221

    7.5 Estudio de las horas de uso ............................................................................2227.6 Economas de mbito ....................................................................................2307.7 Resumen........................................................................................................2337.8 Comentarios ..................................................................................................236

    BIBLIOGRAFA ...........................................................................................................238

    ANEXOS.......................................................................................................................246ANEXO A: Aspectos legales que rigen la poltica tarifaria chilena ....................247ANEXO B : Metodologa de asignacin de los precios de energa y potencia de

    punta en los distintos niveles del sector elctrico........................................265ANEXO C : Constantes obtenidas en el estudio de variables y parmetros en los

    cargos...........................................................................................................268ANEXO D : Constantes obtenidas en el estudio de variables y parmetros en las

    opciones tarifarias........................................................................................277ANEXO E : Constantes obtenidas en el estudio de las horas de uso...................281

  • viii

    INDICE DE TABLAS

    Pg.

    Tabla 3.1: Valores variable C..........................................................................................50

    Tabla 3.2: Valores de parmetros D y E..........................................................................51

    Tabla 3.3: Cargo base por transporte de energa .............................................................75

    Tabla 4.1: Factores de expansin de prdidas ...............................................................105

    Tabla 4.2: Plazos de conexin de servicios a clientes ...................................................111

    Tabla 5.1: Valores agregados en rea de alta densidad de distribucin ........................137

    Tabla 5.2: Valores agregados en rea de media densidad de distribucin ....................137

    Tabla 5.3: Valores agregados en rea de baja densidad de distribucin........................138

    Tabla 6.1: Cargos fijos en opciones tarifarias ...............................................................147

    Tabla 6.2: Recargos por distancia..................................................................................172

    Tabla 6.3: Clculo de la potencia contratada.................................................................176

    Tabla 6.4: Aplicacin de variables y parmetros en casos de tarifa subterrnea...........178

    Tabla 6.5: Comparacin entre Decretos Tarifarios N 572 y N 300 ............................180

    Tabla 7.1: Incidencia directa sobre el cargo por energa aplicado en baja tensin........191

    Tabla 7.2: Incidencia indirecta sobre el cargo por energa aplicado en baja tensin.....192

    Tabla 7.3: Incidencia directa sobre el cargo por energa adicional de invierno ............192

    Tabla 7.4: Incidencia indirecta sobre el cargo por energa adicional de invierno .........192

    Tabla 7.5: Incidencia directa sobre el cargo por potencia aplicado en baja tensin......193

  • ix

    Tabla 7.6: Incidencia directa sobre el cargo por potencia aplicado en alta tensin.......193

    Tabla 7.7: Incidencia indirecta sobre el cargo por potencia contratada aplicado en bajatensin ..................................................................................................................194

    Tabla 7.8: Incidencia indirecta sobre el cargo por potencia contratada aplicado en altatensin ..................................................................................................................194

    Tabla 7.9: Incidencia directa sobre el cargo por demanda mxima de potencia leda enhoras de punta aplicado en baja tensin...............................................................195

    Tabla 7.10: Incidencia indirecta sobre el cargo por demanda mxima de potencia leda enhoras de punta aplicado en baja tensin...............................................................195

    Tabla 7.11: Incidencia directa sobre el cargo por demanda mxima de potencia leda enhoras de punta aplicado en alta tensin................................................................195

    Tabla 7.12: Incidencia indirecta sobre el cargo por demanda mxima de potencia leda enhoras de punta aplicado en alta tensin................................................................195

    Tabla 7.13: Grado de influencia sobre el cargo.............................................................196

    Tabla 7.14: Influencia en los cargos fijos de todas las opciones tarifarias....................197

    Tabla 7.15: Influencia en el cargo por energa de opcin BT1a....................................197

    Tabla 7.16: Influencia en el cargo por energa adicional de invierno de opcin BT1a .198

    Tabla 7.17: Influencia en cargo por potencia de opcin BT1b......................................198

    Tabla 7.18: Influencia en cargo por potencia de opciones BT2-BT3 (ppp) ..................199

    Tabla 7.19: Influencia en cargo por potencia de opciones BT2-BT3 (pp) ....................199

    Tabla 7.20: Influencia en cargo por potencia de opciones AT2-AT3 (ppp)..................200

    Tabla 7.21: Influencia en cargo por potencia de opciones AT2-AT3 (pp)....................200

    Tabla 7.22: Influencia en cargo por potencia de opciones BT4.1-BT4.2-BT4.3...........200

  • xTabla 7.23: Influencia en cargo por potencia de opciones AT4.1-AT4.2-AT4.3..........201

    Tabla 7.24: Influencia en cargo por demanda mxima leda en horas de punta deopciones BT4.1-BT4.2-BT4.3..............................................................................202

    Tabla 7.25: Influencia en cargo por demanda mxima de potencia leda en horas de puntade opciones AT4.1-AT4.2-AT4.3 ........................................................................202

    Tabla 7.26: Grado de influencia empleado en las opciones tarifarias ...........................217

    Tabla 7.27: Influencia en opcin tarifaria BT1a............................................................218

    Tabla 7.28: Influencia en opcin tarifaria BT2 .............................................................219

    Tabla 7.29: Resultados de influencia en opcin tarifaria AT3 ......................................220

    Tabla 7.30: Origen de variables influyentes ..................................................................222

    Tabla 7.31: Origen de parmetros influyentes...............................................................222

  • xi

    INDICE DE FIGURAS

    Pg.

    Figura 2.1: Nivel de precios en sistemas elctricos con tamao superior a 1.500 ..........14

    Figura 2.2: Desglose del segmento Generacin-Transmisin .........................................15

    Figura 2.3: Esquema de la transmisin troncal................................................................21

    Figura 2.4: Determinacin del VAD y tarifas finales......................................................28

    Figura 2.5: Cargo por energa en la opcin BT1a ...........................................................31

    Figura 2.6: Cargo por energa en las opciones BT2-BT3-BT4.1-BT4.2-BT4.3..............32

    Figura 2.7: Cargo por energa en las opciones AT2-AT3-AT4.1-AT4.2-AT4.3.............32

    Figura 2.8: Cargo por potencia en opciones BT2-BT3-BT4.1-BT4.2-BT4.3 .................33

    Figura 2.9: Cargo por potencia en opciones AT2-AT3-AT4.1-AT4.2-AT4.3 ................34

    Figura 2.10: Evolucin del precio de nudo de energa ....................................................39

    Figura 2.11: Evolucin del precio de nudo de potencia ..................................................40

    Figura 3.1: Esquema de la subtransmisin ......................................................................65

    Figura 3.2: Evolucin del cargo base por transporte de potencia....................................76

    Figura 3.3: Evolucin del cargo base por transformacin de potencia............................77

    Figura 4.1: Distribucin de costos en distribucin y comercializacin.........................115

    Figura 5.1: Asignacin del costo de operacin y mantenimiento..................................124

    Figura 5.2: Prdidas de energa y potencia ....................................................................127

    Figura 5.3: Factores de expansin de prdidas..............................................................129

  • xii

    Figura 5.4: Costos de inversin, operacin y mantencin.............................................132

    Figura 5.5: Diferencia porcentual del CDAT en estudios del VAD..............................139

    Figura 5.6: Diferencia porcentual del CDBT en estudios del VAD..............................139

    Figura 5.7: Diferencia porcentual del CF en estudios del VAD....................................140

    Figura 7.1: Variables y parmetros influyentes en CFE................................................203

    Figura 7.2: Variables y parmetros influyentes en CFD................................................203

    Figura 7.3: Variables y parmetros influyentes en CFH................................................204

    Figura 7.4: Variables y parmetros influyentes en cargo por potencia en BT2-BT3 (ppp)206

    Figura 7.5: Variables y parmetros influyentes en cargo por potencia en BT2-BT3 (pp)207

    Figura 7.6: Variables y parmetros influyentes en cargo por potencia en AT2-AT3 (ppp)208

    Figura 7.7: Variables y parmetros influyentes en cargo por potencia en AT2-AT3 (pp)210

    Figura 7.8: Variables y parmetros influyentes en cargo por potencia contratada enBT4.1-BT4.2-BT4.3.............................................................................................211

    Figura 7.9: Variables y parmetros influyentes en cargo por potencia contratada enAT4.1-AT4.2-AT4.3 ............................................................................................213

    Figura 7.10: Variables y parmetros influyentes en cargo por demanda mxima depotencia leda en horas de punta en BT4.1-BT4.2-BT4.3....................................214

    Figura 7.11: Variables y parmetros influyentes en cargo por demanda mxima depotencia leda en horas de punta en AT4.1-AT4.2-AT4.3...................................216

  • xiii

    Figura 7.12: Variables y parmetros influyentes en opcin tarifaria BT1a...................218

    Figura 7.13: Variables y parmetros influyentes en opcin tarifaria BT2.....................220

    Figura 7.14: Variables y parmetros influyentes en opcin tarifaria AT3 ....................221

    Figura 7.15: Constantes en funcin de la variacin del NHUNB en cargo por energabase.......................................................................................................................224

    Figura 7.16: Constantes en funcin de la variacin del NHUDB en cargo por energabase.......................................................................................................................225

    Figura 7.17: Constantes en funcin de la variacin del NHUNI en el cargo por energaadicional de invierno............................................................................................226

    Figura 7.18: Constantes en funcin de la variacin del NHUDI en el cargo por energaadicional de invierno............................................................................................227

    Figura 7.19: Constantes en funcin de la variacin del NHUDB en el cargo por potenciabase.......................................................................................................................228

    Figura 7.20: Constantes en funcin de la variacin del NHUNI en el cargo por potenciade invierno............................................................................................................229

    Figura 7.21: Costos de distribucin por rea tpica de distribucin ..............................230

    Figura 7.22: Factores de economa de escala por rea tpica de distribucin................231

    Figura 7.23: Factores de expansin de prdidas de potencia por rea tpica dedistribucin ..........................................................................................................232

    Figura 7.24: Factores de expansin de prdidas de energa por rea tpica de distribucin232

  • xiv

    RESUMEN

    Esta investigacin tiene por objetivo principal realizar una revisincrtica de los esquemas y metodologas empleadas en el proceso de tarificacinaplicable en los niveles de subtransmisin y distribucin del sector elctrico chileno,contribuyendo adems, con recomendaciones que podran mejorar dicho proceso.Para cumplir con los objetivos anteriores se realizaron las siguientes actividades:

    Revisin de la organizacin del mercado elctrico en Sudamrica.

    Estudio de las metodologas empleadas en el proceso de tarificacin aplicable enlos distintos niveles del sector elctrico chileno, analizando adems, losobjetivos, criterios generales, xitos y deficiencias del marco legal que los rige.

    Reconocimiento de los costos incurridos en prestar el servicio de subtransmisiny propuesta de cuatro alternativas de tarificacin que permiten, baja ciertoscriterios y metodologas, suplir los costos totales y asegurar una ciertarentabilidad a las empresas.

    Descripcin y propuesta de modificaciones a las bases sobre las cuales se lleva acabo el estudio del valor que agrega la actividad de distribucin a la tarifa final,proponiendo adems, una alternativa que estima este valor cuando la actividad dedistribucin es desagregada en sus tareas de distribucin y comercializacin.

    Revisin cualitativa de las variables de inters en un estudio de valoresagregados, identificando los tems de mayor impacto y en los cuales se deberadar nfasis en futuros estudios. Adems, se revisan las divergencias producidasen las ltimas tres fijaciones tarifarias y se dan recomendaciones que permitirandisminuirlas.

    Estudio de las frmulas tarifarias empleadas por las empresas concesionarias delservicio pblico de distribucin, discutiendo adems, los criterios aplicados enellas.

  • xv

    Estudio de sensibilidad de las tarifas elctricas estableciendo las variables yparmetros de mayor incidencia en los distintos cargos que componen lasopciones tarifarias y en las opciones BT1, BT2 y AT3.

  • xvi

    ABSTRACT

    This research has its main objective to carry out a critical assessment ofthe tariff schemes used in subtransmission and distribution in the Chilean powersector regulation. It contributes with recommendations that could improve theschemes. The following activities were developed for that propose:

    Assessment of the electric market industrial organization in South America.

    Study of the methodologies used for tariff setting in the different levels of thesector Chilean electric sector. The objectives, general approaches, successes anddeficiencies of the legal frame are analyzed.

    Analysis of the costs incurred in lending the service of subtransmission andproposal of four alternatives for tarification. The methodologies allow to coverthe total costs and assure a certain profitability to the companies.

    Description and proposal of modifications to the bases on which the study of thedistribution added value is carried out. An alternative is proposed that segregatesthe activity of distribution in the tasks of distribution and commercialization.

    A qualitative revision of the variables of interest in a study of added values ismade, identifying the items of higher impact and in which should be emphasizedin future studies. The divergences that occurred in the last three tariff process arestudied and recommendations are made to reduce them.

    Numerical studies of the final tariff formulas for the public service are made ofdistribution.

    Studies of sensibility of the electric rates are made, establishing the variables andparameters of higher incidence a detailed analysis is made of de tariff options sBT1, BT2 AT3.

  • 1I. INTRODUCCIN

    1.1 Visin general de la organizacin del mercado elctrico enSudamrica

    En los ltimos aos se han estado produciendo importantes cambios enlas economas de varios pases que han buscado promover la participacin deprivados en actividades tradicionalmente reservadas al Estado, entre las cuales seincluye el sector elctrico. Para poder llevar a cabo estos cambios se han debidodesarrollar marcos legales capaces de crear condiciones de competencia cuando esposible y de regular actividades monoplicas.

    Los cambios realizados en el sector elctrico de distintos pases hantenido por objetivo modificar su estructura [Arev96] [Burg92] [Gallo96] [Gati96][Mart96] pasando de una propiedad mayoritariamente estatal y decisionescentralizadas a una principalmente privada y decisiones descentralizadas, sinembargo, la nueva estructura del sector no es la de un ambiente totalmentedesregulado debido a que se han establecido normas que tratan de garantizar ypromover mercados competitivos cuando es posible, o en caso contrario, hanestablecido normas destinadas a garantizar la eficiencia econmica en los segmentosdel sector en que se reconoce la existencia de monopolios naturales.

    Dado que los sistemas elctricos en los distintos pases difieren entamao, importancia relativa de la generacin hidroelctrica, grado de electrificaciny topologa del sistema, los objetivos anteriores han intentado ser satisfechos pormedio de soluciones distintas.

    La estructura industrial del sector elctrico en los pases de Argentina,Bolivia, Chile, Colombia y Per reconoce la existencia de tres negocios separados:generacin o produccin, transmisin o transporte y distribucin, agregndose enColombia el negocio de comercializacin. En todos estos pases se acepta que elmercado de generacin es competitivo, mientras que la transmisin y distribucinson considerados monopolios naturales.

  • 2Con el objetivo de resguardar la competencia en el sector, excepto enChile, se han impuesto limitaciones a la propiedad relacionadas al porcentajemximo de participacin en un determinado segmento y al acceso simultneo en msde uno de ellos.

    1.1.1 Generacin

    En todos los pases se opera en forma coordinada las centralesgeneradoras debido a razones econmicas y de seguridad en el abastecimiento. Estasdecisiones son determinadas por organismos encargados del despacho que obligan alos generadores conectados a respetar dichos acuerdos. En Argentina y Bolivia losorganismos de despacho estn compuestos por representantes del gobierno,generadores, transportistas, distribuidores y consumidores, a diferencia de Chile en elcual estn conformados por generadores que tienen una potencia instalada de ms del2 % de la capacidad instalada total del sistema elctrico y por autoproductores cuyasobreproduccin de generacin sobrepase dicho porcentaje.

    En este segmento se pueden distinguir dos mercados:

    1. Mercado spot

    En el se transan los excedentes de generacin en relacin con loscompromisos de cada generador. Inicialmente se concibi como un lugar donde seefectuaban transacciones entre generadores para suplir las diferencias entre lapotencia requerida por los contratos y el despacho de sus centrales, sin embargo,hoy se reconocen como actividades separadas la generacin (remunerada por lasinyecciones a la red) y la venta segn contratos (se paga por retiros realizados enel mercado spot) a fin de abastecerlos segn los precios pactados.

    2. Mercado de contratos

    En el un generador establece contratos de abastecimiento.

  • 3En el mercado spot el precio de la energa corresponde al costo marginalde corto plazo, el cual varia segn el horario, ubicacin geogrfica y nivel de tensin.En el mercado de contratos los precios son negociados en forma libre entre las parteso regulados por la autoridad cuando las ventas se realizan a clientes menores de uncierto tamao o a empresas distribuidoras. En todos los pases los precios reguladosvaran con la ubicacin geogrfica y nivel de tensin, salvo en Chile,1 las tarifas deenerga adems, varan en bloques horarios. En Argentina los precios fijados sonajustados a fin de compensar las desviaciones entre los costos marginales esperadosutilizados en la fijacin tarifaria y los efectivamente producidos. En Chile y Per losprecios fijados por la autoridad no pueden diferir en ms de un 10 % de los precioslibres existentes al momento de la fijacin.

    1.1.2 Transmisin

    La obligacin de dar libre acceso a terceros al uso de las instalaciones detransmisin es una condicin clave para incentivar la competencia en el sector.

    Se reconoce la existencia de economas de escala en los sistemas detransmisin [DelS91] [Moli96] [Salv90] hecho que impide a una tarificacin a costomarginal rentarlos en forma adecuada debido a que permite cubrir las prdidas yrecuperar parcialmente los costos de inversin, mantencin y operacin. Es por loanterior que se recurre a un complemento llamado peaje para suplir los costos totalesdel servicio, el cual es prorrateado entre los usuarios del sistema de transmisin.

    La tarificacin a costo marginal consiste en pagar a los generadores por lapotencia inyectada y cobrar a los consumidores por la potencia retirada al costomarginal instantneo en la barra correspondiente, donde el monto pagado por losconsumidores es mayor que el pagado a los generadores en funcin de las prdidas desacoplamientos de los costos marginales en los extremos de lneas copadas. Esta

    1 Las tarifas de energa, a excepcin del precio spot, no varan en bloques horarios.

  • 4diferencia permite rentar parte del sistema de transmisin, debiendo recurrir al pagode un peaje para cubrir los costos totales.

    En Argentina los dueos de las instalaciones reciben el ingresocorrespondiente a los costos marginales de energa, ingresos por calidad de lavinculacin entre los extremos de la lnea, cargos fijos destinados a rentar lasinstalaciones de conexin y costos fijos de operacin. Estos sistemas logranfinanciarse gracias a un pago por parte de los generadores y consumidores resultantede una licitacin pblica.

    En Bolivia se determinaron reas de influencia de responsabilidad degeneradores y/o consumidores donde el valor mximo es calculado por la autoridadconsiderando un sistema adaptado. Los generadores pagan su parte correspondienteen proporcin de su potencia firme.

    En Chile se define un rea de influencia para cada generador en la cual elpago del peaje en las lneas que son rea de influencia de varios generadores esresultante de negociaciones entre las partes y se reparte en proporcin a la potenciamxima transitada. Las lneas que no pertenecen al rea de influencia de ningngenerador son pagadas por los generadores que abastecen a los consumidoresconectados a ellas.

    En Colombia el regulador calcula los cargos por conexin y por usos paracada nudo. Los generadores pagan por inyectar potencia a la red y los consumidorespor retirar la energa. Los cargos son tales que el 50 % del costo anual de la red sonpagados por los generadores y el 50 % restante por los consumidores.

    En Per se distingue el sistema de transmisin troncal y el sistema detransmisin secundario. El sistema de transmisin troncal esta constituido porinstalaciones que permiten el intercambio entre generadores y la librecomercializacin de la energa, donde su pago considera los costos de operacin einversin de un sistema econmicamente adaptado, en el cual su peaje anual esregulado y pagado por todos los generadores en proporcin de su potencia firme. Porsu parte el sistema secundario esta constituido por instalaciones que permiten laconexin de los generadores al sistema principal y el suministro a clientes a partir de

  • 5ste, donde su pago se negocia entre las partes y el peaje se agrega al cargo porpotencia cobrado a los clientes regulados.

    1.1.3 Distribucin

    En la actualidad se reconoce a la distribucin como una actividadmonoplica que debe ser regulada por medio de una legislacin capaz de incentivarla eficiencia y participacin de privados [Bitu93] [Rud97A].

    En esta actividad se otorgan concesiones para la instalacin de redesdestinadas a dar el servicio de distribucin en un rea geogrficamente determinada,existiendo la obligatoriedad de darlo.

    Para determinar la remuneracin de la actividad de distribucin enAmrica Latina se han planteado las siguientes modalidades [Gati96]:

    1. Por comparacin o yardstick competition. En ella la empresa compite con unaempresa modelo eficiente.

    2. Reconocimiento de los costos efectivos.

    Los precios pueden ser fijados en forma libre para consumidores detamao mayor a 100 Kilowatts en Argentina y mayores a 2 Megawatts en Bolivia,Chile y Colombia. Para consumos menores se consideran precios regulados formadospor el precio de compra de la energa, potencia en alta tensin y del costo incurridoen la actividad de distribucin (valor agregado de la distribucin). El costo decompra esta valorizado a precio regulado en Argentina, Chile y Per, sin embargo, enBolivia esta dado por el precio de contratos de suministro resultantes de unalicitacin pblica supervisada.

    El costo asociado a la actividad de distribucin se adiciona a los costospor compra de energa y potencia aplicables en alta tensin de distribucin,obteniendo de esta forma la tarifa cobrada al cliente final. Esta tarifa debe ser capaz

  • 6de representar los costos reales incurridos en prestar los servicios de produccin,transporte y distribucin.

    Peridicamente se realizan estudios para determinar los costos estndaresde la actividad de distribucin o valores agregados de distribucin. Dichos estudiospermiten tener en cuenta la evolucin experimentada en los costos, en la tecnologa,la existencia de economas de escala, etc. aplicable a las empresas de distribucinsegn su tamao, ubicacin geogrfica y cantidad de clientes.

    Las tarifas cobradas a los clientes estn compuestas por un cargo fijo,cargo por potencia demandada y cargo variable por la energa consumida.

    1.2 Objetivos de la tesis

    El objetivo principal de la tesis es el realizar una revisin crtica de losesquemas y metodologas empleadas en el proceso de tarificacin aplicable en losniveles de subtransmisin y distribucin del sector elctrico chileno, identificandoadems, las variables y parmetros relevantes en las tarifas aplicadas a los clientesfinales regulados para contribuir con recomendaciones que podran mejorar dichosprocesos y con la propuesta de alternativas de tarificacin.

    1.2.1 Sistemas de tarificacin

    La bibliografa disponible reconoce como sistemas de tarificacin usualesaplicables en las distintas actividades del sector elctrico los siguientes [Bitu93][Rud97A]:

    1. Tarifa por el costo de servicio

    Se define sobre la base del costo del servicio prestado compuestoprincipalmente por los costos de explotacin, costos de conservacin de activos yla rentabilidad del capital. Los costos de explotacin consideran los costos deoperacin y mantenimiento de los bienes e instalaciones en servicio, los costos de

  • 7conservacin consideran la depreciacin de los bienes e instalaciones en servicio yla rentabilidad del capital corresponde a un porcentaje sobre el costo de inversinen los bienes e instalaciones en servicio.

    El costo del servicio es calculado basndose en datos e informaciones deltipo contable para el perodo en el cual se fija la tarifa, siendo el principalcomponente el costo de capital. A su vez el costo de capital es funcin directa delcapital inmobiliario y de la tasa de rentabilidad.

    2. Tarifa por el pasivo

    Se obtiene a partir del balance de resultados de la empresa concesionariaconsiderando un costo compuesto por los costos de explotacin, costosadministrativos, costos financieros, dividendos y royalties. Los costosadministrativos consideran los costos relacionados con la supervisin yadministracin del servicio elctrico, los costos financieros consideran losintereses pagados y los montos de amortizacin de los prstamos yfinanciamientos usados en la formacin de los bienes y servicios de electricidad, ylos dividendos corresponden al rendimiento de capital.

    3. Tarifa por el precio

    Esta tarifa se establece en funcin del precio ofrecido en la propuestaganadora de una licitacin para la concesin del servicio, con reglas de reajusteestablecidas en la licitacin.

    Esta tarifa no asegura una rentabilidad en el negocio.

    4. Tarifa al costo marginal

    Esta tarifa se determina a partir de un promedio de los costos marginales decada suministro especfico. El costo marginal corresponde al costo necesario parasatisfacer el aumento marginal de carga.

    Se pueden establecer tarifas a costo marginal de corto y largo plazo. Latarifa de corto plazo corresponde al costo de suministro de una unidad adicional

  • 8de demanda para el sistema elctrico existente y se calcula generalmente paraperodos anuales, reajustndose cuando se producen variaciones significativas enl. Por su parte la tarifa de largo plazo corresponde al costo de abastecimiento deuna unidad adicional de demanda considerando la expansin del sistema elctrico,la variacin de la calidad del servicio y la poltica de generacin trmica.

    5. Tarifa integrada

    Se obtiene a partir de la tarifa a costo marginal y considerando los aspectosfinancieros de la prestacin del servicio elctrico y otros relacionados con ladeterminacin de las tarifas tales como aspectos sociales, operacionales ypolticos. Las tarifas a costo marginal son obtenidas considerando elcomportamiento de la carga y costos marginales del sistema, incluyendo lageneracin, transmisin y distribucin.

    Esta tarifa se le denomina integrada dado que considera los aspectos tericosy prcticos relacionados con la determinacin de la tarifa en forma conjunta.

    6. Tarifa por incentivos

    Estas tarifas buscan promover el grado de eficiencia en las empresas. Unode estos modelos esta dado por el esquema price-cap o RPI-X en donde secontrolan los precios cobrados por la empresa regulada en vez de sus utilidades. Elplan de regulacin de los precios requiere que los precios reales promedios de laempresa se reduzcan ao tras ao en un porcentaje definido y conocido comofactor X o ganancia de productividad.

    Otro modelo esta dado por la tarificacin por comparacin, en donde latarifa regulada se establece a partir del estudio de costos de una empresa modeloque es eficiente en su poltica de inversiones y gestin, prestando un servicio dedeterminadas caractersticas de calidad y seguridad. Esta modalidad se inserta enel modelo vigente de tarificacin elctrica de la distribucin en Chile.

  • 91.3 Estructura de la tesis

    Para cumplir con los objetivos de la tesis se profundiz en los conceptos,metodologas y herramientas aplicadas en los siguientes temas:

    1. Proceso de tarificacin aplicable en el sector elctrico chileno

    Se explica en forma bsica las metodologas empleadas en el proceso detarificacin aplicable en los distintos niveles del sector elctrico, es decir, en elnivel de generacin-transmisin y distribucin, donde la descripcin legal de losprocesos de tarificacin se presenta en la seccin de anexos. Adems, sedeterminan las proporciones de los costos incurridos en los distintos niveles paraobtener la tarifa final cobrada a los clientes regulados. Finalmente, el autor analizaen relacin con el D.F.L1 los objetivos sobre los cuales se estructur, los criteriosgenerales sobre los cuales fue concebido, en que ha sido exitoso y susdeficiencias.

    2. Reconocimiento tarifario de la subtransmisin

    Se describe el reconocimiento actual de los costos incurridos en elservicio de subtransmisin, describiendo el esquema tarifario vigente ypresentando 4 alternativas de tarificacin. Estos esquemas permiten obtener loscostos medios de transformacin y transporte de la potencia y energa que reflejanlos costos incurridos en el servicio de subtransmisin, los cuales al seradicionados a los precios de la energa y potencia existentes al nivel troncalpermiten obtener tarifas cobradas por las empresas que prestan el servicio desubtransmisin. Finalmente, el autor analiza el comportamiento en el tiempo delos cargos bases de transformacin y transporte de energa y potencia, comentandoadems los esquemas de tarificacin propuestos.

    3. Metodologa empleada en el clculo del valor agregado de distribucin y frmulasde tarifas

    Se revisan las bases publicadas por la CNE para el estudio de los valoresagregados de distribucin realizado en 1996. Adems, se propone una alternativapara el clculo de este valor cuando la actividad de distribucin se desagrega en

  • 10

    tareas de distribucin y comercializacin. Finalmente, el autor analiza las bases ypropone algunas modificaciones que permitiran mejorar el proceso.

    4. Variables de inters en un estudio de valores agregados de distribucin

    Se analizan cualitativamente las variables de inters en un estudio devalores agregados de distribucin, identificando los tems de mayor impacto.Finalmente, el autor discute las divergencias generadas en los estudios de losvalores agregados realizados en las ltimas tres fijaciones tarifarias, contribuyendocon recomendaciones que podran disminuirlas.

    5. Tarificacin vigente para las empresas elctricas concesionarias del serviciopblico de distribucin

    Se exponen los elementos bsicos y la estructura de la actual polticatarifaria. Tambin se estudian y explican las frmulas tarifarias vigentes aplicablesa los suministros de precio regulado efectuados por las empresas concesionariasdel servicio pblico de distribucin. Finalmente el autor realiza una comparacinentre el decreto anterior y el vigente, discutiendo adems, el criterio marginalistaempleado en la poltica tarifaria.

    6. Sensibilidad de las tarifas elctricas aplicables por las empresas concesionarias delservicio pblico de distribucin

    Se realizan las siguientes actividades para establecer las variables yparmetros relevantes en los cargos a partir de los cuales se determinan los demayor impacto sobre las opciones tarifarias BT1, BT2 y AT3:

    a) En cada uno de los cargos se clasifican las variables y parmetros segn suincidencia directa o indirecta sobre ste.

    b) Se estima el grado de influencia de las variables y parmetros en los distintoscargos por medio de constantes que relacionan la variacin porcentualexperimentada en los cargos ante una alteracin del valor de una variable oparmetro.

  • 11

    c) Cada variable y parmetro se clasifica segn su grado de influencia sobre loscargos.

    d) Se determinan las variables y parmetros que impactan en forma relevante losdistintos cargos, las cuales son analizas en detalle.

    e) A partir de las variables y parmetros relevantes en los cargos, se establecencuales de stas influyen en mayor grado sobre las opciones tarifarias BT1, BT2y AT3.

    f) Se establecen las entidades que determinan las variables y parmetros que msinciden sobre los distintos cargos.

    g) Estudio de influencias de los parmetros que representan las horas de uso sobrelos cargos.

    Finalmente, se estudia el comportamiento de variables y parmetrosrelevantes en funcin de las reas tpicas de consumo. A partir de lo anterior, elautor propone un estudio que considere, adems de los valores agregados dedistribucin, el clculo de los parmetros y variables relevantes.

  • 12

    II. PROCESO DE TARIFICACIN APLICABLE EN EL SECTORELCTRICO CHILENO

    2.1 Introduccin

    En el Artculo 90 del Decreto con Fuerza de Ley N1, en adelanteD.F.L1, se indican como suministros de energa elctrica sujetos a fijacin de precioslos siguientes:

    1. Los suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a2.000 kilowatts ubicados en zonas de concesin de servicio pblico dedistribucin o que se conecten mediante lneas de su propiedad o de terceros a lasinstalaciones de distribucin de la respectiva concesionaria.

    2. Los suministros a usuarios finales de potencia conectada inferior o igual a 2.000kilowatts efectuados desde las instalaciones de generacin o transporte de unaempresa elctrica en sistemas elctricos de tamao superior a 1.500 kilowatts encapacidad instalada de generacin.

    3. Los suministros que se efecten a empresas elctricas que no dispongan degeneracin propia en la proporcin en que estas ltimas efecten a su vezsuministros sometidos a fijacin de precios. Lo anterior cuando se trate desistemas elctricos de tamao superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada degeneracin.

    Los suministros a que se refieren los nmeros 1 y 2 anteriores pueden sercontratados a precios libres2 cuando ocurra alguna de las siguientes circunstancias:

    2 Los precios libres son precios fijados de comn acuerdo entre las empresas y sus

    clientes.

  • 13

    1. Cuando se trate de un servicio por menos de doce meses.

    2. Cuando se trate de calidades especiales de servicio a que se refiere el incisosegundo del Artculo 79 3.

    3. Cuando el momento4 de carga del cliente respecto de la subestacin dedistribucin primaria sea superior a 20 megawatts-kilmetro.

    El Artculo 92 seala que los precios mximos de los serviciosregulados son calculados por la Comisin Nacional de Energa, en adelante CNE, deacuerdo a procedimientos5 que son detallados posteriormente.

    En los sistemas elctricos con tamao superior a 1.500 kilowatts encapacidad instalada de generacin se distinguen dos niveles de precios sujetos afijacin:

    1. Precios al nivel de generacin-transmisin

    Se denominan precios de nudo y se definen para todas las subestacionesde generacin-transmisin desde las cuales se efectan los suministros. Dichos

    3 En el Articulo 79 se plantea que los usuarios no pueden exigir calidades especiales de

    servicio por sobre los estndares que se establezcan a los precios fijados, siendo de la exclusivaresponsabilidad de aquellos que lo requieran el adoptar las medidas necesarias para lograrlas.

    4 Se entiende por momento de carga el producto entre la potencia conectada del usuario

    (medida en megawatts) y la distancia comprendida entre el punto de empalme con la concesionaria yla subestacin de distribucin primaria (medida en kilmetros a lo largo de las lneas elctricas).

    5 Dichos procedimientos son establecidos en el D.F.L1 y fijados mediante Decreto del

    Ministerio de Economa, Fomento y Reconstruccin.

  • 14

    precios tienen dos componentes: precio de la energa y precio de la potencia depunta6.

    2. Precios al nivel de distribucin

    Se determinan sobre la base de la suma del precio de nudo establecido enel punto de conexin con las instalaciones de distribucin y de un valor agregadopor concepto de costos de distribucin (VAD).

    Figura 2.1: Nivel de precios en sistemas elctricos con tamao superior a 1.500 [kW]

    A los suministros indicados en los nmeros 1 y 2 del Artculo 90 se lesaplican los precios al nivel de distribucin. Por su parte los suministros indicados enel nmero 3 se les aplica el precio de nudo cuando ste se efecta a partir de lasinstalaciones de generacin-transmisin de la empresa que efecta la venta, o bien, elprecio al nivel de distribucin si el suministro se efecta a partir de las instalacionesde distribucin de la empresa que efecta la venta.

    Por medio del clculo de las tarifas elctricas presentadas en los DecretosTarifarios la CNE en la prctica ha desglosado el segmento de generacin-transmisin en dos subsistemas:

    6 Esto se debe a que el servicio elctrico entrega dos productos, energa y potencia de

    punta.

  • 15

    1. Sistema de transmisin troncal

    Constituido por las lneas y subestaciones que unen los centros degeneracin con los de distribucin en la ms alta tensin, es decir, en niveles de154, 220 y 500 kV.

    2. Sistema de subtransmisin

    Constituido por la infraestructura que permite conectar el sistema detransmisin troncal con el sistema de distribucin que opera en tensionesinferiores a los 23 kV. Es por lo anterior que se puede decir que el sistema de lasubtransmisin se encuentra compuesto por las lneas que van desde los 220 a los23 kV.

    Figura 2.2: Desglose del segmento Generacin-Transmisin

    La finalidad de este captulo es revisar en forma bsica las metodologasempleadas en el proceso de tarificacin aplicable en los distintos niveles del sectorelctrico, es decir, al nivel de generacin-transmisin y distribucin. La descripcinlegal de estos procesos se presenta en el ANEXO A: Aspectos legales que rigen lapoltica tarifaria chilena. Adems, se persigue determinar la proporcin de los costosincurridos en los distintos niveles del sector elctrico en los precios unitarios finalesde energa y potencia. Finalmente, el autor analiza en relacin con el D.F.L1 losobjetivos sobre los cuales se estructur, los criterios generales sobre los cuales fueconcebido, en que ha sido exitoso y sus deficiencias.

  • 16

    2.2 Esquema vigente de la tarificacin al nivel generacin-transmisin

    La legislacin vigente establece en su Artculo 97 que los precios denudo deben reflejar un promedio en el tiempo de los costos marginales de suministroal nivel generacin-transmisin para los usuarios permanentes de muy bajo riesgo.Por su naturaleza estos precios estn sujetos a fluctuaciones que derivan desituaciones tales como variaciones en la hidrologa, en la demanda, en los precios delos combustibles, en el tipo de cambio (US$) y otros. Es importante mencionar queeste precio constituye la seal ms estable para el cliente o inversionista, siendoadems coherente y equivalente con la seal variable instantnea del costo marginalen el largo plazo [Agui96].

    Los precios de nudo deben ser fijados semestralmente en los meses deAbril y Octubre de cada ao, calculados por medio del siguiente procedimientodefinido en el Artculo 99 del D.F.L1:

    1. Sobre la base de una previsin de demandas de potencia de punta y energa delsistema elctrico para los siguientes 10 aos, las instalaciones existentes y enconstruccin se determina el programa de obras de generacin y transmisin queminimiza el costo total actualizado de abastecimiento correspondiente a la sumade los costos esperados actualizados de inversin, operacin y racionamiento7

    durante el perodo de estudio.

    2. Con el plan de obras definido anteriormente y considerando bsicamente lademanda de energa, los stocks de agua en los embalses, los costos de operacinde las instalaciones, los costos de racionamiento y una tasa de actualizacin de un10 % se determina la operacin del sistema elctrico que minimiza la suma delcosto actualizado de operacin y de racionamiento durante el perodo de estudio.

    7 Por costo de racionamiento se entiende el costo por kilowatthora incurrido, en

    promedio, por los usuarios al no disponer de energa y tener que generarla con generadores de

    emergencia. Este costo se calcula como valor nico y debe ser representativo de los dficit ms

    frecuentes que pueden presentarse en el sistema elctrico.

  • 17

    Para la operacin del sistema definida anteriormente se calculan los costosmarginales de energa del sistema incluida la componente de racionamiento en losprimeros meses de operacin, con un mnimo de 24 y un mximo de 48 meses,promedindose los valores obtenidos con factores de ponderacincorrespondientes a las demandas actualizadas de energa durante ese periodo. Elvalor as obtenido se denomina precio bsico de la energa.

    3. Se determina el tipo de unidades generadoras ms econmicas para suministrarpotencia adicional durante las horas de demanda mxima anual del sistemaelctrico, calculndose el costo marginal anual de incrementar la capacidadinstalada con este tipo de unidades. Este valor se incrementa en un porcentajeigual al margen de reserva de potencia terica8 del sistema elctrico. El valorresultante del procedimiento anterior se denomina precio bsico de la potencia depunta.

    4. Para cada una de las subestaciones del sistema elctrico se calcula un factor depenalizacin de energa que multiplicado por el precio bsico de la energadetermina el precio de la energa en la subestacin respectiva.

    5. Para cada una de las subestaciones del sistema elctrico se calcula un factor depenalizacin de potencia de punta que multiplicado por el precio bsico de lapotencia de punta determina el precio de la potencia de punta en la subestacinrespectiva.

    6. El clculo de los factores de penalizacin de la energa y de potencia de punta seefectan considerando las prdidas marginales de transmisin de energa ypotencia de punta para el sistema de transmisin operando con un nivel de cargatal que dicho sistema est econmicamente adaptado.

    8 Es el mnimo equipamiento en capacidad de generacin que permite abastecer la

    potencia de punta con una seguridad determinada dadas las caractersticas de las unidades generadoras

    existentes en el sistema elctrico.

  • 18

    7. Todos los costos utilizados deben ser expresados a los precios existentes en losmeses de Marzo o Septiembre segn se trate de la fijacin de precios de Abril uOctubre del ao en que se efecta la fijacin.

    Dentro de los primeros 15 das de Marzo y Septiembre de cada ao laCNE debe poner en conocimiento de las empresas de generacin y transmisin queefectan ventas sometidas a fijacin de precios, as como de los Centros de DespachoEconmico de Carga, en adelante CDEC9, un informe tcnico del clculo de preciosde nudo segn el procedimiento anterior que adems, justifique y explique laprevisin de la demanda de potencia y energa del sistema elctrico, el programa deobras de generacin-transmisin existentes y futuras, los costos de combustibles,costos de racionamiento y otros costos variables de operacin pertinentes, la tasa10 deactualizacin utilizada en los clculos, los valores resultantes para los precios denudo y las frmulas de indexacin que se aplicarn. Por su parte las empresas debencomunicar antes del 31 de Marzo y 30 de Septiembre de cada ao su conformidad osus observaciones al informe tcnico elaborado. En forma conjunta al informetcnico las empresas deben comunicar a la CNE la potencia, la energa, el punto desuministro correspondiente y el precio medio cobrado por las ventas a precio libreefectuadas durante los ltimos seis meses a cada uno de sus consumidores nosometidos a fijacin de precios.

    La CNE es libre de aceptar o rechazar en forma total o parcial lasobservaciones de las empresas, sin embargo, los precios de nudo definitivos nopueden diferir en ms del 10 % de los precios libres. El procedimiento decomparacin entre el precio de nudo determinado y los precios libres es el siguiente(Art. 101 del D.F.L1):

    9 Coordina la operacin del sistema elctrico de tal forma de preservar la seguridad de

    servicio, garantizar la operacin a mnimo costo para el conjunto de las instalaciones del sistema y elderecho de servidumbre por parte de las entidades generadoras sobre lneas de transporte a terceros.

    10 Segn el Artculo 100 del D.F.L1 la tasa de actualizacin corresponde a un 10 % real

    anual.

  • 19

    1. A partir del precio medio efectivo de cada suministro no sometido a fijacin deprecio se calcula un promedio considerando como factor de ponderacin laenerga facturada correspondiente a cada suministro.

    2. A partir del precio medio terico de cada suministro no sometido a fijacin deprecio resultante de aplicar los precios de nudo se calcula un promedioconsiderando como factor de ponderacin la energa facturada correspondiente acada suministro.

    3. Si el promedio de precios calculados en 2 no difiere en ms del 10 % delpromedio calculado en 1 los precios de nudo son aceptados. En caso contrario, laCNE multiplica todos los precios de nudos por un coeficiente nico de modo dealcanzar el lmite ms prximo (superior o inferior de la banda del 10 %).

    Antes del 15 de Abril y 15 de Octubre de cada ao la CNE debe informaral Ministerio de Economa, Fomento y Reconstruccin y a las empresas elctricasque correspondan, los precios de nudo y las frmulas de indexacin conjuntamentecon un informe tcnico que debe contener el informe de clculo de los precios denudo, las modificaciones despus de realizado el procedimiento de comparacin delos precios de nudo con los precios libres y las observaciones realizadas por lasempresas. Finalmente el Ministerio de Economa, Fomento y Reconstruccin publicaen el Diario Oficial los precios de nudo y frmulas de indexacin a ms tardar el 30de Abril y el 31 de Octubre de cada ao.

    Una vez vencido el perodo de vigencia de las tarifas de nudo y mientrasno sean fijadas las del perodo siguiente, stas pueden ser reajustadas por lasempresas elctricas de generacin-transmisin segn el ndice de Precios alConsumidor (IPC) medido desde dicha fecha previa publicacin con 15 das deanticipacin en un diario de circulacin nacional.

    Dentro del perodo de vigencia de la ltima fijacin semestral los preciosde nudo deben reajustarse cuando el precio de la potencia de punta o de la energaresultante de aplicar las frmulas de indexacin experimenta una variacinacumulada superior al 10 %, en cuyo caso la CNE cuenta con un plazo de 15 das,contados a partir del ltimo da del mes en que se registr la variacin, para calcular

  • 20

    e informar a las empresas de generacin-transmisin los nuevos valores de losprecios de nudo que resulten de aplicar la frmula de indexacin correspondiente.Luego, las empresas que efectan suministros desde las instalaciones de generacin-transmisin pueden aplicar a los suministros que correspondan los preciosreajustados previa publicacin de dichos valores con 15 das de anticipacin en undiario de circulacin nacional.

    2.2.1 Esquema vigente de la tarificacin de la transmisin troncal

    Como se mencion anteriormente el sistema de transmisin troncal seencuentra compuesto por las lneas y subestaciones que unen los centros degeneracin con los de distribucin en la ms alta tensin.

    En cada tramo del sistema de transmisin los retiros e inyecciones de lapotencia y energa son valorados al costo marginal, con lo cual queda un saldo altransmisor que se denomina Ingreso Tarifario, en adelante IT, el cual da cuenta de loscostos variables de transporte derivados de las prdidas marginales entre dos puntos.Esto se debe a por medio de la multiplicacin de los factores de penalizacin,calculados para cada subestacin troncal, por el precio bsico permite obtener elprecio de la energa y de la potencia de punta en cada subestacin del sistema.

    Generalmente el IT es positivo debido a que el costo marginal en la barrareceptora es mayor que el costo marginal en la barra de inyeccin11 en la proporcinde las prdidas marginales de transmisin en el tramo cuando no existen limitacionesen el flujo transitado o en una mayor proporcin si las existieran [Casa97].Finalmente se puede entender por IT la cantidad que percibe el propietario de laslneas y subestaciones involucradas por las diferencias que se producen en la

    11 Esto no siempre se da debido a que los flujos de potencia son dinmicos a lo largo de

    los das y estaciones del ao.

  • 21

    aplicacin de los costos marginales de electricidad que rigen en los distintos nudosdel rea de influencia12 respecto de los retiros e inyecciones de potencia y energa.

    Esquemticamente la transmisin troncal puede representarse de lasiguiente forma:

    Figura 2.3: Esquema de la transmisin troncal

    donde:

    T1: Flujo desde la barra emisora (inyeccin).

    T2: Flujo en la barra receptora (retiro).

    La expresin por medio de la cual se calcula el IT incluye los ingresosresultantes del proceso de transmisin de la potencia de punta y de la energatransportada:

    IT T Cmg T Cmg T Cmg T Cmgp P p P h hh

    h h= + ( ) ( )2 1 2 12 1 2 1donde:

    12 Se entiende por rea de influencia el conjunto de lneas, subestaciones y dems

    instalaciones del sistema elctrico, directa y necesariamente afectadas por la inyeccin de potencia y

    energa de una central generadora.

  • 22

    h : Horas.

    P : Horas de punta.

    Cmg : Costo marginal.

    Hoy en da se reconoce la existencia de economas de escala en latransmisin [DelS91] [Moli96] [Salv90], es decir, los costos marginales seencuentran por debajo de los costos medios. Este hecho impide que una tarificacin acosto marginal cubra los costos totales incurridos en prestar el servicio, situacin porla cual la legislacin considera un pago adicional por el uso de las instalaciones quepermita suplir dichos costos. Es por lo anterior que, dado que el IT permite pagar lasprdidas medias y parte de los costos de inversin, mantencin y operacin delsistema, se requiere de un pago adicional conocido como peaje, el cual se divide enun peaje bsico y en un peaje adicional, para suplir los costos totales.

    Cuando una central generadora esta conectada a un sistema elctricocuyas lneas y subestaciones en su rea de influencia pertenecen a un tercero, seentiende que el propietario de la central hace uso efectivo de las instalacionesindependientemente del lugar y de la forma en que se comercializan los aportes depotencia y energa que aquella efecta, por lo cual debe pagar los peajes a su dueo.

    En el Artculo 51C del D.F.L1 se define el peaje bsico como la cantidadresultante de sumar las anualidades correspondientes a los costos de operacin,mantencin e inversin en las lneas, subestaciones y dems instalacionesinvolucradas en un rea de influencia, deducido el IT anual. A este efecto dichoingreso se estima para un perodo de 5 aos sobre la base de los precios de nudovigentes a la fecha de determinacin del peaje y de condiciones normales deoperacin esperadas. Este peaje se paga a prorrata de la potencia mxima transitadapor cada usuario respecto de la potencia mxima total transitada por todos losusuarios incluido el dueo de las lneas, subestaciones y dems instalaciones. El pagode las anualidades del peaje bsico da derecho al propietario de la central generadoraa retirar electricidad sin pagos adicionales en todo los nudos del sistema ubicadosdentro de su rea de influencia y en todos los nudos desde los cuales en condiciones

  • 23

    tpicas de operacin del sistema se producen transmisiones fsicas netas13 hacia elrea de influencia.

    A su vez el peaje adicional se incurre cuando el propietario de la centraldesea retirar electricidad en otros nudos que se encuentran fuera de su rea deinfluencia. En este caso el propietario de la central conviene peajes adicionales conlos propietarios de las lneas y subestaciones involucradas. Este pago le da derecho aretirar electricidad sin pagos adicionales en todos los nudos desde los cuales encondiciones tpicas de operacin del sistema se producen transmisiones tpicas netashacia los nudos cubiertos por los peajes adicionales.

    La finalidad del cobro de peajes e IT es permitir a los propietarios de laslneas de transmisin cubrir los costos de operacin y mantenimiento, en adelanteCOyM, ms las anualidades del valor nuevo de reemplazo, en adelante AVNR, quese calcula sobre la base de una vida til de 30 aos y una tasa de descuento del 10 %.De lo anterior se desprende que el peaje se define como el saldo que falta pararecuperar la AVNR y los COyM descontado el IT, es decir:

    PEAJE AVNR COyM IT= +

    El clculo de los peajes y sus frmulas de reajuste son propuestos por elpropietario de las lneas y subestaciones involucradas al interesado en hacer uso deellas. Esta proposicin debe ir acompaada de un informe en el cual se justifique elvalor de los peajes que se proponen y ser presentados al interesado dentro de los 60 14das siguientes a la respectiva solicitud destinada a obtener un acuerdo sobre el valordel peaje. Por su parte el interesado puede realizar observaciones a la proposicin yal informe dentro de los 30 das siguientes a la presentacin de stos, en casocontrario, se entiende que el interesado acepta la proposicin y el valor de los peajes.Al existir observaciones las partes cuentan con 30 das para convenir el monto de los

    13 Se entiende por transmisiones netas la transmisin media de energa a lo largo de un

    ao calendario.

    14 Este plazo ser de 30 das en el caso de los peajes adicionales.

  • 24

    peajes, sino se llega a un acuerdo cualquiera de las partes puede solicitar la fijacinde los peajes y su reajustabilidad al tribunal arbitral compuesto por tres15 rbitrosdesignados. Finalmente el tribunal arbitral acta en calidad de arbitrador y falla enuna nica instancia, tomando sus acuerdos por simple mayora y emitiendo el fallodentro de los 180 das siguientes a la fecha de designacin del tercer arbitro, plazoque puede ampliarse hasta en 30 das.

    2.2.2 Esquema vigente de la tarificacin de la subtransmisin

    A diferencia del esquema de tarificacin aplicado en la transmisintroncal las inversiones, costos de operacin y mantenimiento y las prdidas incurridasen el sistema de subtransmisin han sido reconocidos por la CNE [MFR97A][MFR97O] [MFR98A] por medio de la aplicacin de recargos medios detransformacin y transmisin de potencia y energa. Dichos recargos son calculados apartir de los siguientes cargos bases:

    CBTE : Cargo base por transformacin de energa (%).

    CBTP : Cargo base por transformacin de potencia ($/kW/mes).

    CBLE : Cargo base por transporte de energa (%/km).

    CBLP : Cargo base por transporte de potencia ($/kW/mes/km).

    El clculo de los costos de transformacin y transporte se realiza a travsdel empleo de un modelo matemtico que busca la solucin ptima tcnica yeconmica de transporte y transformacin conjunta entre dos puntos singulares delsistema [CNE93D]. El clculo se desarrolla en tres etapas:

    15 Los rbitros son tres, uno por cada una de las partes y un tercero que deber ser

    abogado, elegido por los dos primeros de comn acuerdo, y en caso de desacuerdo, por la justiciaordinaria.

  • 25

    Etapa 1

    Se disean las subestaciones y lneas de subtransmisin tpicas a emplearen la modelacin del sistema real, determinando adems los costos de inversin,mantencin, operacin y prdidas de energa y potencia para las instalaciones,suponiendo un uso ptimo de ellas.

    Etapa 2

    Se recopila informacin relativa a los niveles de consumo en lassubestaciones de la red troncal y al uso de los sistemas de subtransmisin por mediodel conocimiento de la potencia y energa transferidas.

    Etapa 3

    Se confeccionan los cuadros de costos de transporte por kilmetro delnea, y costos de transformacin por nivel de tensin en cada una de lassubestaciones de la red troncal de los distintos sistemas interconectados.

    El modelo requiere como informacin los costos de falla, la probabilidadde ocurrencia de stas, el crecimiento anual de la demanda, los factores de carga y depotencia, los porcentajes que significan los costos de operacin y mantencin deltotal de la inversin en lneas y subestaciones, etc.

    El esquema de tarificacin de la subtransmisin es analizado en detalleen el Captulo III: Reconocimiento tarifario de la Subtransmisin.

    2.3 Esquema vigente de la tarificacin al nivel de distribucin

    La Ley vigente plantea que la estructura de precios al nivel dedistribucin debe considerar los precios de nudo establecidos en el punto de conexincon las instalaciones de distribucin y un valor agregado por concepto de costos dedistribucin, adicionndolos a travs de frmulas que representen una combinacinde dichos valores de tal modo que el precio resultante de suministro corresponda al

  • 26

    costo de utilizacin por parte del usuario de los recursos al nivel de generacin-transmisin y distribucin empleados.

    El valor agregado por concepto de costos de distribucin se basa en unaempresa modelo y considera las principales componentes del negocio de ladistribucin agrupadas en:

    1. Costos fijos por concepto de gastos de administracin, facturacin y atencin delusuario, independientes de su consumo.

    2. Prdidas medias de distribucin en potencia y energa.

    3. Costos estndares de inversin, mantencin y operacin asociados la distribucin,por unidad de potencia suministrada. Los costos anuales de inversin se calculanconsiderando el Valor Nuevo de Reemplazo, en adelante VNR, de lasinstalaciones adaptadas a la demanda, su vida til, y una tasa de actualizacinigual al 10 % real anual.

    Las componentes anteriores se calculan para un determinado nmero dereas tpicas de distribucin, sobre la base de estudios de costos encargados aempresas consultoras por la CNE y por las empresas concesionarias del serviciopblico de distribucin.

    El estudio de los VAD se inicia con el clculo de los VNR en el aoanterior al que corresponda efectuar la fijacin de las frmulas tarifarias. Dichoclculo es realizado en forma conjunta por la Superintendencia de Electricidad yCombustible y las empresas (Art. 118 del D.F.L1).

    Antes de 6 meses del trmino del perodo de vigencia de las frmulastarifarias, la CNE pone en conocimiento de las empresas concesionarias del serviciode distribucin las bases sobre las cuales se realiza el estudio de los VAD (incluyenla definicin de las reas tpicas de distribucin) y acuerda con ellas las empresasconsultoras calificadas para realizar el estudio (Art. 111 del D.F.L1). Adems laCNE selecciona la o las empresas reales que sirven de base para determinar laempresa modelo que presta el servicio de distribucin en cada una de las reastpicas.

  • 27

    Las empresas concesionarias del servicio pblico de distribucincontratan en forma individual o como conjunto el mismo estudio de costos a unaempresa consultora elegida de la lista de empresas acordadas por la CNE. El estudiode VAD se determina para cada rea tpica y se realiza sobre la base de un estudio decostos de una empresa modelo que se supone que opera en el pas, presta un serviciocon determinados estndares de calidad y seguridad, es eficiente en su gestin ypoltica de inversiones como en la operacin y mantencin de ellas. La CNE puederevisar l o los estudios encargados por las empresas, sin embargo, efecta lascorrecciones a que dio lugar la revisin previa conformidad con las empresas. Al noexistir acuerdo, prima el criterio de las empresas (Art. 107 del D.F.L1).

    La CNE calcula para cada rea tpica el promedio aritmtico ponderadode los valores agregados resultantes de los estudios, en el cual los coeficientes son2/3 para los que resulten del estudio encargado por la CNE y un 1/3 para los valoresque resulten del estudio encargado por las empresas como conjunto o para elpromedio de los valores resultantes en los estudios encargados en forma individualpor las empresas.

    Con los valores agregados anteriores y los precios de nudo quecorrespondan la CNE estructura un conjunto de tarifas bsicas preliminares. Si dichastarifas permiten al conjunto agregado de las instalaciones de distribucin de lasempresas concesionarias obtener una tasa de actualizacin antes de impuestos a lasutilidades que no difiera en ms de cuatro puntos de la tasa del 10 %, los valoresagregados ponderados son aceptados. En caso contrario, los valores son ajustados enforma proporcional de modo de alcanzar el lmite ms prximo (ya sea inferior osuperior). Una vez aceptados los valores agregados son corregidos para cada empresadistribuidora de modo de descontarles la proporcin del VNR de las instalacionesaportadas por terceros. Al valor resultante se le adiciona la anualidad necesaria pararenovar dichos aportes obteniendo los valores agregados definitivos para cada reatpica de distribucin de cada empresa. Finalmente con los valores agregadosdefinitivos la CNE estructura frmulas indexadas que expresan las tarifas en funcinde los precios de nudo y de los ndices de precios de los principales insumos de ladistribucin.

  • 28

    Finalmente antes de 15 das del trmino del perodo de vigencia de lasfrmulas tarifarias la CNE informa al Ministerio de Economa, Fomento yReconstruccin las frmulas tarifarias para el perodo siguiente (Art. 112) quien lasfija mediante publicacin en el Diario Oficial antes del trmino de vigencia de lastarifas (Art. 113).

    Las frmulas tarifarias obtenidas tienen un perodo de vigencia de cuatroaos a no ser que en el intertanto se produjera una variacin acumulada del ndice dePrecios al Consumidor (IPC) superior al 100 % o bien que la tasa de rentabilidadeconmica antes de impuestos a las utilidades para el conjunto de las empresasdistribuidoras difiera en ms de cinco puntos de la tasa del 10 % (Art. 114). En estoscasos la CNE efecta un nuevo estudio, salvo que las empresas concesionarias y laCNE acuerden en forma unnime ajustar la frmula original.

    En la Figura 2.4 se puede apreciar el proceso a travs del cual se obtieneel valor agregado y la tarifa final:

    Figura 2.4: Determinacin del VAD y tarifas finales

  • 29

    El estudio de costos a travs del cual se establecen los valores agregadosde distribucin se analiza en detalle en el Captulo IV: Metodologa empleada en elclculo del valor agregado de distribucin y frmulas de tarifas. Por su parte lastarifas vigentes aplicables por las empresas concesionarias del servicio pblico dedistribucin se presentan en el Captulo VI: Tarificacin vigente para las empresaselctricas concesionarias del servicio pblico de distribucin.

    2.4 Asignacin de los precios unitarios de energa y potencia de punta enlos distintos niveles del sector elctrico

    Para estudiar la asignacin de los precios unitarios de energa y potenciaen los distintos niveles del sector elctrico se calcul las tarifas elctricasaplicables por una empresa concesionaria del servicio pblico de distribucin.

    Basado en el Decreto Tarifario N 300 16 publicado en el Diario OficialN 35.799 del Mircoles 25 de Junio de 1997 y en el Decreto N 637 17 publicado enel Diario Oficial N35.905 del Viernes 31 de Octubre de 1997, se calcularon lastarifas elctricas aplicables por la empresa concesionaria Compaa Nacional deFuerza Elctrica S.A (CONAFE).

    Para facilitar la presentacin de los resultados se consideraron lossiguientes niveles del sector elctrico:

    1. Nivel generacin-transmisin troncal.

    2. Nivel de subtransmisin.

    16 Fija las frmulas tarifarias aplicables a los suministros de precio regulado por las

    empresas concesionarias de servicio pblico de distribucin.

    17 Fija los precios de nudo, su frmula de indexacin y las condiciones de aplicacin de

    los mismos, para los suministros de electricidad a que se refiere el nmero 3 del artculo 90 del

    D.F.L1 de 1982, que se efecten desde las subestaciones de generacin-transmisin.

  • 30

    3. Nivel de distribucin.

    La metodologa empleada en el proceso de asignacin de los precios de laenerga y potencia de punta para las distintas opciones tarifarias en los nivelesanteriormente mencionados es detallada en el ANEXO B: Metodologa de asignacinde los precios de energa y potencia de punta en los distintos niveles del sectorelctrico.

    La distribucin de los precios unitarios de la energa y de la potencia depunta aplicados al nivel de distribucin en los distintos niveles del sector elctrico sepresenta a continuacin.

    2.4.1 Desglose del precio de la energa

    En la asignacin del precio de la energa se deben considerar lossiguientes casos:

    1. Opcin tarifaria BT1a

    Para su clculo considera los precios equivalentes18 de la energa ypotencia, factores de expansin de prdidas de energa y potencia, costo dedistribucin en baja tensin y nmero de horas de uso para el clculo de lapotencia base coincidente con la punta del Sistema Interconectado y del Sistemade Distribucin respectivamente.

    2. Resto de las opciones tarifarias aplicables en baja tensin

    Para su clculo se considera el precio equivalente de la energa y losfactores de expansin de prdidas de energa en alta y baja tensin.

    18 Se entiende por precio equivalente el precio de nudo en el punto de conexin de las

    instalaciones de distribucin (alta tensin de distribucin).

  • 31

    3. Opciones tarifarias aplicables en alta tensin

    Para su clculo se considera el precio equivalente de la energa y el factorde expansin de prdidas de energa en alta tensin.

    Los resultados obtenidos para los precios de la energa de la opcintarifaria BT1a se aprecian en la Figura 2.5:

    Distribucin69,2%

    Generacin-transmisin

    troncal27,5%

    Subtransmisin3,3%

    Figura 2.5: Cargo por energa en la opcin BT1a

    La Figura 2.5 nos muestra que el precio de la energa se asignaprincipalmente a la distribucin, alcanzando cerca del 70 % del total. Esto se debe aque la frmula a travs de la cual se obtiene el precio unitario de la energa en laopcin tarifaria BT1a considera los costos incurridos en dar energa (prdidas) ypotencia (instalaciones).

    En la Figura 2.6 se aprecia la asignacin del precio de la energa aplicableal resto de las opciones tarifarias de baja tensin:

  • 32

    Generacin-transm isin

    troncal81,8%

    Subtransm isin9,8%

    Distribucin8,4%

    Figura 2.6: Cargo por energa en las opciones BT2-BT3-BT4.1-BT4.2-BT4.3

    La Figura 2.6 nos muestra que el precio de la energa se asignaprincipalmente al nivel de generacin-transmisin troncal, constituyendo cerca del 82% del total. Esto se debe a que la energa en los niveles de subtransmisin ydistribucin agregan slo costos por concepto de prdidas de transmisin ytransformacin.

    En la Figura 2.7 se aprecia la asignacin de la energa en las opcionestarifarias aplicables en alta tensin:

    Generacin-transmisin

    troncal88,1%

    Subtransmisin10,5%

    Distribucin1,4%

    Figura 2.7: Cargo por energa en las opciones AT2-AT3-AT4.1-AT4.2-AT4.3

  • 33

    La Figura 2.7 nos muestra que el precio de la energa se asignaprincipalmente al nivel de generacin-transmisin troncal, llegando a constituir cercadel 88 % del total. Es vlido el anlisis del cargo por energa aplicable en lasopciones de baja tensin para explicar la asignacin de los costos en los distintosniveles en las opciones aplicables en alta tensin.

    2.4.2 Desglose del precio de la potencia de punta

    El desglose del precio de la potencia de punta en los distintos niveles sepuede analizar para las opciones tarifarias aplicables en alta y baja tensin.

    En la Figura 2.8 se aprecia la asignacin del precio de la potencia depunta en las opciones tarifarias aplicables en baja tensin:

    Distribucin54,6%

    Generacin-transmisin

    troncal31,8%

    Subtransmisin13,6%

    Figura 2.8: Cargo por potencia en opciones BT2-BT3-BT4.1-BT4.2-BT4.3

    La Figura 2.8 nos muestra que el precio de la potencia de punta se asignaprincipalmente al nivel de distribucin, llegando a constituir cerca del 55 % del total.Esto se debe a que los costos por inversiones y operacin y mantenimiento de la redde distribucin se asignan en su totalidad a la potencia, los cuales soncomparativamente mayores a los empleados en los otros niveles.

  • 34

    En la Figura 2.9 se aprecia la asignacin del precio de la potencia depunta de las opciones tarifarias aplicables en alta tensin:

    Subtransmisin23,1%

    Generacin-transmisin

    troncal54,1%

    Distribucin22,8%

    Figura 2.9: Cargo por potencia en opciones AT2-AT3-AT4.1-AT4.2-AT4.3

    La Figura 2.9 nos muestra que el precio de la potencia de punta se asignaprincipalmente al nivel de generacin-transmisin troncal, llegando a constituir cercadel 54 % del total. Esto se justifica dado que al nivel de distribucin se consideranslo los costos de inversin, operacin y mantenimiento empleados en las redes dealta tensin.

    2.5 Resumen

    Los precios al nivel generacin-transmisin se conocen como precios denudos y son calculados en forma semestral mediante un procedimiento definido en laLey (Art. 99 del D.F.L1). Dichos precios deben reflejar un promedio en el tiempo delos costos marginales de suministro al nivel generacin-transmisin para los usuariospermanentes de muy bajo riesgo.

    La tarificacin al nivel de transmisin troncal reconoce la existencia deeconomas de escala en la transmisin, hecho que impide una tarificacin a costo

  • 35

    marginal. Es por lo anterior que al ingreso tarifario, obtenido de la diferenciamarginal del precio de la energa y potencia entre los nudos de inyeccin y retiro, sele debe adicionar el pago de peajes bsicos y adicionales, segn corresponda, paracubrir los costos totales incurridos en prestar el servicio.

    El reconocimiento de los costos incurridos en prestar el servicio de lasubtransmisin se realiza a travs de recargos medios de transformacin y transportede potencia y energa que representan los costos en las etapas de transformacin ytransporte entre las subestaciones principales de la red troncal y las subestacionesprimarias de distribucin.

    Los precios al nivel de distribucin consideran los precios de nudoestablecidos en el punto de conexin con las instalaciones de distribucin y un valoragregado por concepto de costos de distribucin. Este valor agregado se calcula cada4 aos a travs de un estudio de costos que establece las principales componentes delnegocio y que se basa en una empresa modelo eficiente en su gestin, poltica deinversiones y que cuenta con instalaciones adaptadas a la demanda.

    La asignacin del precio de la energa en los distintos niveles del sectorelctrico considera los siguientes casos:

    1. Opcin tarifaria BT1a

    Esta opcin considera los costos por energa y potencia. Su valor esdeterminado principalmente por los costos asociados a la distribucin.

    2. Resto de las opciones tarifarias aplicables en alta y baja tensin

    Es determinado principalmente por los costos asociados al nivelgeneracin-transmisin troncal.

    La asignacin del precio de la potencia de punta en los distintos nivelesdel sector elctrico considera los siguientes casos:

    1. Opciones tarifarias aplicables en baja tensin

  • 36

    Es determinado principalmente por los costos asociados a la distribucin.

    2. Opciones tarifarias aplicables en alta tensin

    Es determinado principalmente por los costos asociados al nivel degeneracin-transmisin troncal.

    2.6 Comentarios

    Los objetivos principales sobre los cuales se estructur el D.F.L1 son lossiguientes [CNE89A]:

    1. Establecer un conjunto de reglas lo ms claras y objetivas posible que constituyanun marco adecuado para la instalacin y funcionamiento de las empresaselctricas, ello con el propsito de lograr un desarrollo eficiente y estable delsector e incentivar la participacin del capital privado.

    2. Otorgar a la autoridad los instrumentos de control necesarios y suficientes quepermitan un funcionamiento racional del sector privado.

    3. Eliminar la burocracia en el sector por medio de suprimir controles y regulacionesexcesivas que entorpezcan el funcionamiento y desarrollo del sector.

    A su vez los criterios generales bajo las cuales el D.F.L1 fue concebidoson los siguientes [CNE89A]:

    1. El criterio bsico es tender al establecimiento de condiciones de competencia en elsector, reservando la accin reguladora del estado slo para aquellas actividadesque poseen caractersticas de monopolio natural (transmisin y distribucin). Estaaccin reguladora debe efectuarse a travs de mecanismos lo ms objetivosposibles y eficientes en cuanto a la asignacin de los recursos.

    2. Funcionamiento libre en el campo de la generacin y la transmisin, excepto en elprecio de la venta de energa a empresas concesionarias de distribucin. Lasdisposiciones de la Ley deben facilitar la competencia en este campo.

  • 37

    3. Funcionamiento regulado sobre la base de normas objetivas y eficientes en elcampo de la distribucin en las zonas de concesin. Las disposiciones de la Leydeben establecer las obligaciones y derechos de las empresas concesionarias.

    Considerando los objetivos y criterios bajo los cuales fue concebido elD.F.L1 el autor considera que la aplicacin de l ha sido exitosa en el sentido que:

    1. Ha logrado establecer en forma objetiva y clara las reglas del juego en el sectorelctrico. Principalmente ha determinado las condiciones de establecimiento,operacin y explotacin de las instalaciones destinadas a las actividades degeneracin, transmisin y distribucin de electricidad. Por otro lado ha descritolos criterios empleados en el clculo de las tarifas aplicables por las distintasactividades del sector, hecho que soluciona el gran problema existente en aosanteriores donde la Ley no describa en forma detallada el procedimiento pararealizar el estudio de las tarifas ni criterios uniformes para establecer las frmulastarifarias. Lo anterior ha permitido que la creciente demanda de energa, productodel auge econmico experimentado por el pas en los ltimos aos, sea solventadasi