Regulación del Mercado Eléctrico en Chile

Regulación del Mercado Eléctrico en Chile
Presentación del Sr. Fernando Fuentes Jefe Área Regulación Económica Comisión Nacional de Energía de Chile VIII Reunión Anual Iberoamericana de Reguladores de Energía Río de Janeiro, Brasil 23 a 26 de mayo de 2004

I. Fundamentos de la regulación del mercado eléctrico en Chile
TEMARIO I. Fundamentos de la regulación del mercado eléctrico en Chile 1. Principios de eficiencia 2. Regulación en generación 3. Regulación en transmisión 4. Regulación en distribución 5. Estructura de Cobros y Pagos II. Desafíos futuros

1. Principios de eficiencia i. Generación de competencia donde sea posible. ii. Regulación sólo cuando existen fallas de mercado Condiciones de insuficiente competencia Rol social: acceso a servicio básico Externalidades medioambientales (cumplir normativa) iii. Precios que reflejen costos. iv. Ausencia de subsidios cruzados evitables v. Iniciativa privada como eje del sistema vi. Reglas claras: eficiencia dinámica en inversión

2. Regulación en generación i. Segmento en competencia Generadores venden en tres mercados: regulado, libre y spot. Se fijan tarifas (precio de nudo) para distribuidoras y clientes cuya potencia conectada es inferior a 500 kw. Para el resto de los clientes la tarifa es libre. Tarificación incluye energía y potencia. ii. Precio de Nudo (1) Definición: Precio de energía y de potencia de punta, para las subestaciones desde donde se efectúa el suministro. Se fija cada seis meses (abril y octubre) ¿Por qué se fija este precio? Problema de incentivos de distribuidoras (pass through)

2. Regulación en generación ii. Precio de Nudo (2) ¿Cómo se calcula? Precio de la energía : Proyección de demanda próximos diez años Determinación de plan de obras óptimo Determinación de los costos marginales de corto plazo esperados Precio de la potencia: Se estima en función del costo de inversión de la central de punta; la más barata en inversión y más cara en operación La venta de energía y potencia cubre los costos totales de un parque adaptado a la demanda Rol de la banda Idea fuerza: tarifas no se alejen de los precios de competencia 5% del promedio de los precios libres, últimos cuatro meses

2. Regulación en generación iii. Mercado spot y rol del CDEC Funciones del CDEC Ajustar oferta a la demanda a mínimo costo total de operación requiere de centro coordinador Mercado spot Generador debe vender o comprar al precio spot de energía y el precio de nudo de la potencia Precio spot de la energía es el costo marginal de la última central en operación

3. Regulación en transmisión i. Monopolio natural ii. Ley distingue tres segmentos: transmisión troncal, subtransmisión y transmisión adicional iii. Transmisión troncal (1) Def: líneas y subestaciones necesarias para abastecer la totalidad de la demanda del sistema eléctrico Acceso abierto Variabilidad relevante en la dirección de los flujos Flujos no determinados por consumo de pocos consumidores Cada cuatro años se hará un estudio de transmisión troncal para determinar: El sistema troncal; existente - ampliación y nuevo para distintos escenarios El costo de inversión, operación y mantenimiento

3. Regulación en transmisión iii. Transmisión troncal (2) El procedimiento involucra: Bases del estudio Licitación y supervisión del estudio; comisión colegiada Audiencia pública Panel de peritos Finalmente, el sistema de transmisión troncal existente y sus costos es determinado por Decreto. El CDEC revisa anualmente las ampliaciones y nuevo troncal a partir de los escenarios establecidos en el Estudio (se define por decreto) Para ampliaciones el operador existente esta obligado y licita construcción Para nuevas líneas, se licita construcción y operación

3. Regulación en transmisión iii. Transmisión troncal (3) ¿Cómo se paga? Las empresas recaudarán anualmente la anualidad del valor de inversión más los costos de operación, mantenimiento y administración Se paga un peaje por tramo; la troncal se divide en: Área de influencia común; más de 75% de la inyección total entre nudos y más del 75% de la demanda total del sistema Área que no es de influencia común Área de influencia común; 80% inyección (generadores) y 20% retiros Resto depende de la dirección del flujo; inyección o retiro (la proporción depende de la estimación del uso futuro modelada)

3. Regulación en transmisión iv. Subtransmisión (1) Def: líneas y subestaciones para abastecimiento exclusivo de grupos de consumidores (libres o regulados), territorialmente identificables Acceso abierto Flujos no atribuibles al consumo de un cliente Cada cuatro años se hará un estudio de subtransmisión para determinar: El valor de los sistemas Los peajes correspondientes a ser pagados El pago por parte de generadoras que inyecten aguas arriba, con flujos hacia el sistema troncal

3. Regulación en transmisión iv. Subtransmisión (2) El procedimiento del estudio es análogo al de la troncal y termina con un Decreto ¿Cómo se paga? Las empresas recaudarán anualmente la anualidad del valor de inversión más los costos de operación, mantenimiento y administración Los que retiran pagarán un peaje de transmisión adicionado al precio de nudo Los que inyectan pagarán a prorrata de sus inyecciones respecto del uso total

3. Regulación en transmisión v. Transmisión adicional Def: instalaciones que permiten a generadores inyectar su producción al sistema o destinadas a suministrar energía a usuarios no sometidos a regulación de precios El pago deberá cubrir todos los costos de inversión y operación mantenimiento y administración. ¿Cómo se paga? Peaje calculado para cubrir los costos mencionados Pagará el que inyecta o que retira, según el caso Si existieran clientes regulados abastecidos directamente por estos sistemas, éstos pagaran una proporción vi. Separación de propiedad respecto de generación y distribución (límite de participación en troncal)

4. Regulación en distribución Monopolio natural Empresa eficiente en calculo VAD Se fijan tarifas cada cuatro años Se ponderan estudios 2/3 – 1/3 Empresa modelo y áreas típicas El valor agregado de distribución considera: Costos fijos de administración, facturación y atención, independientes del consumo Pérdidas medias de distribución en potencia y energía Costos estándares de inversión, mantención y operación Estructura de cargos Cargos fijos: uniforme por tipo de cliente, independiente del consumo Pérdidas: se incrementa el valor de la energía y potencia comprada a precio de nudo (pass through) Inversión, mantención y operación: se agrega a pago de potencia Chequeo de rentabilidad El conjunto de la industria debe tener una rentabilidad en la banda de % => Ajuste en las tarifas

5. Estructura de Cobros y Pagos Generador Compra y vende energía y potencia en el mercado spot (en las distintas barras del sistema) Vende energía y potencia a clientes libres, a precios transados bilateralmente Vende energía y potencia a clientes regulados a precios de nudo (a distribuidoras) Paga al sistema de transmisión en proporción a las inyecciones efectuadas Paga al sistema de transmisión en proporción a los retiros efectuados (contratos con distribuidoras y clientes libres) Cobra a distribuidores por pagos efectuados a la transmisión por retiros destinados a clientes regulados.

5. Estructura de Cobros y Pagos ii. Transmisor Cobra por el uso del sistema a quienes efectúen inyecciones (generadores) y retiros (generadores para abastecer clientes libres y distribuidoras) iii. Distribuidor Cobra por el uso de su sistema a clientes finales regulados Cobra peaje de distribución a clientes libres que retiran desde el sistema de distribución (clientes de un generador) Traspasa a clientes regulados el precio de nudo Traspasa a clientes regulados el pago efectuados a generadores por retiros para abastecer a estos clientes (el generador ha pagado esto al transmisor)

2. Perfeccionar marco regulatorio: procedimiento VAD
II. Desafíos Futuros Agencias Reguladoras i. Independencia (panel de expertos) ii. Superación de asimetrías iii. Transparencia 2. Perfeccionar marco regulatorio: procedimiento VAD 3. Seguridad en abastecimiento energético

Muchas Gracias

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