01 / Marco Regulatorio del Sector

Descripción de los Fundamentos del Marco Regulatorio para el Sector Eléctrico Chileno

El sector eléctrico chileno cuenta con un marco regulatorio que en sus ejes principales se ha mantenido vigente durante las últimas tres décadas. Esto ha permitido el desarrollo de una industria con un alto nivel de participación de capital privado. El sector ha sido capaz de satisfacer la demanda de electricidad, que ha crecido a una tasa anual compuesta del 4,0% entre 2003 y 2014.

El marco regulatorio, que norma el sector eléctrico chileno y las operaciones de Colbún, se compone principalmente de las siguientes leyes:


Ley General de Servicios Eléctricos:


DFL N° 1 de 1982, cuyo texto sistematizado y refundido se encuentra en el DFL N° 4-2006, que contiene sus principales modificaciones:

 


Ley de Medio Ambiente:


La ley de “Bases Generales del Medio Ambiente” (Nº 19.300) regula y establece el marco ambiental en Chile. Esta norma fue modificada a principios del 2009 por la Ley N° 20.417, la cual transformó la institucionalidad ambiental hasta ese momento vigente. Dentro de las principales reformas, se encuentra la creación del Ministerio de Medio Ambiente, la Superintendencia de Medio Ambiente, los Tribunales Ambientales y el Servicio de Biodiversidad y Áreas Silvestres Protegidas. Dentro de estos cambios se encuentra la reformulación de las sanciones. Adicionalmente, existen numerosas leyes, reglamentos, decretos y ordenanzas municipales que pueden regular nuestras operaciones, o el desarrollo de nuevos proyectos, con fines de protección del medio ambiente.


Código de Aguas:


Los derechos de agua se rigen por el Código de Aguas, que define cómo éstos se pueden adquirir, cuáles son sus características y cómo se pueden constituir y usar legalmente. Los derechos de agua son otorgados por la Dirección General de Aguas o “DGA”. El Código de Aguas fue modificado en el año 2005 para establecer, entre otras cosas, el pago de una patente por no uso de derechos de agua.

 

Principales Instituciones

Tres entidades gubernamentales principales velan por la aplicación y el cumplimiento de la Ley de Electricidad: el Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). El Ministerio de Energía tiene como objetivo fundamental elaborar y coordinar planes, políticas y normas para el buen funcionamiento y desarrollo del sector, velar por su cumplimiento y asesorar al Gobierno en todas aquellas materias relacionadas con la energía. La CNE es un organismo técnico encargado de analizar precios, tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas de generación, transporte y distribución de energía y, entre otras funciones regulatorias, prepara una recomendación del plan de expansión del sistema para 10 años que debe ser coherente con los precios de nudo calculados. La SEC tiene por objetivo fiscalizar y supervigilar el cumplimiento de las disposiciones legales y reglamentarias, y normas técnicas sobre generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles líquidos, gas y electricidad.

 

Modelo de Operación del Sector

La operación del sector se basa en un esquema de costo marginal (costo que incurre el sistema para suministrar una unidad adicional de demanda), que incluye, a su vez, los criterios de eficiencia y seguridad en la asignación de los recursos.


Para cumplir con el objetivo de “eficiencia”, las empresas generadoras coordinan sus operaciones a través del CDEC (Centro de Despacho Económico de Carga), que busca minimizar los costos de operación y falla del sistema eléctrico, además de velar por la calidad y seguridad del servicio prestado por las empresas de generación y transmisión. El objetivo principal del sistema de despacho del CDEC es asegurar que la demanda de electricidad esté servida por las unidades más eficientes disponibles en cada instante.


El CDEC despacha las plantas en orden ascendente de sus respectivos costos variables de producción, comenzando con las plantas de más bajo costo. El costo variable de la unidad más cara que se encuentra operando representa el costo marginal del sistema y determina el precio de la energía en el mercado spot en cada instante y se mide en US$/MWh. Las plantas con costos variables más bajos que el precio spot ganan un margen por la producción entregada al sistema. En cambio, la última unidad que se encuentre marginando sólo podrá recuperar sus costos variables de producción porque sus costos variables son iguales al precio spot. En cada momento, las empresas generadoras satisfacen sus compromisos contractuales de venta con electricidad despachada por el CDEC, ya sea producida por ellos mismos o comprada a otras empresas generadoras a través del mercado spot.


Para poder cumplir con el objetivo de “seguridad”, el modelo de tarificación también contempla un “cargo por potencia” que corresponde a una remuneración adicional para los generadores que mantienen disponibles sus plantas y que busca dar incentivos para disponer de capacidad de respaldo en el sistema. La CNE fija el precio de la potencia cada seis meses y se mide en US$/KW por mes. El precio se determina en función de una tasa de rentabilidad sobre el monto de inversión en una unidad termodiésel eficiente para absorber las demandas en hora de punta. Dado que la demanda máxima del sistema es inferior a la capacidad total instalada, el CDEC calcula anualmente el total de la remuneración por potencia asociada con la demanda máxima del sistema y la distribuye proporcionalmente entre los generadores en función de su “capacidad firme”.

 

Para determinar esta "capacidad firme", el CDEC toma en consideración estadísticas de disponibilidad de cada planta y asume un escenario hidrológico seco para las centrales hidráulicas, entre varios otros factores. Los generadores cobran el cargo por potencia a sus clientes, y el CDEC se encarga de reliquidar periódicamente las diferencias entre los generadores para asegurar que cada uno se quede con los ingresos por potencia proporcionales a su capacidad firme.

 

Modelo de Comercialización del Sector

Las empresas generadoras pueden elegir entre: (i) comprometerse a vender energía a clientes a través de contratos (en general de mediano/largo plazo); (ii) vender su producción de energía a otras empresas generadoras deficitarias en el mercado spot; (iii) u optar por una combinación de ambos. Los generadores pueden firmar contratos con tres tipos de clientes:

 


Como se menciona anteriormente, los excedentes o déficit de energía y potencia entre los compromisos contractuales y la generación y capacidad firme propia se saldan entre los generadores en el mercado spot. Las diferencias entre los consumos de clientes y la producción propia se producen dado que las órdenes de despacho son exógenas a cada generador, tal como lo presentamos en el modelo de operación del sector.

 

Regulación del Sector Transmisión

Para inyectar electricidad al sistema y suministrar energía y potencia eléctrica a clientes, se utilizan instalaciones de transmisión de nuestra propiedad y de terceros. La legislación clasifica al sistema de transmisión en tres tipos: Sistema de Transmisión Troncal, Sistema de Subtransmisión y Sistema de Transmisión Adicional. Se establece una metodología transparente, participativa y regulada en la determinación de las tarifas por el uso de los Sistemas Troncal y de Subtransmisión, y deja el uso de los Sistemas Adicionales a una negociación bilateral entre propietario y usuario.


La ley otorga a los Sistemas de Transmisión Troncal y a los Sistemas de Subtransmisión el carácter de servicio público y consecuentemente este tipo de instalaciones tiene acceso abierto, es decir, el propietario no puede restringir la conexión a ningún usuario interesado. Las empresas transmisoras recuperan su inversión a través de tarifas que, dependiente del tipo de instalaciones, se cobran a los generadores, a los clientes o a ambos. Las tarifas de Transmisión Troncal y de Subtransmisión son reguladas y se fijan cada cuatro años por decreto del Ministerio de Energía.