Diagnóstico para una Nueva Regulación de la Distribución Eléctrica en Chile
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Diagnóstico para una Nueva Regulación de
la Distribución Eléctrica en Chile
Noviembre 2018
Santiago, Chile
Tabla de contenidos
1. Presentación................................................................................................................................ 4
1.1 Objetivos ............................................................................................................................. 4
1.2 Alcances............................................................................................................................... 5
1.3 Referencias .......................................................................................................................... 5
1.4 Estructura ............................................................................................................................ 6
2. Resumen ejecutivo ...................................................................................................................... 7
3. Definiciones y Acrónimos ............................................................................................................ 8
3.1 Definiciones ......................................................................................................................... 8
3.2 Acrónimos ......................................................................................................................... 10
4. Caracterización del Segmento de Distribución Eléctrica Chileno ............................................. 11
4.1 Características Generales .................................................................................................. 12
4.1.1 Servicios de Distribución Eléctrica ............................................................................ 12
4.1.2 Cobertura Eléctrica .................................................................................................... 13
4.1.3 Institucionalidad ........................................................................................................ 14
4.2 Mercado de Distribución ................................................................................................... 16
4.2.1 Empresas distribuidoras presentes en Chile ............................................................. 16
4.2.2 Caracterización de los clientes .................................................................................. 18
4.2.3 Participación de Generación Distribuida................................................................... 20
4.2.4 Servicios Relacionados al segmento de distribución ................................................ 23
4.3 Estructura Tarifaria............................................................................................................ 24
4.3.1 Descripción General .................................................................................................. 24
4.3.2 Procesos de tarificación en el segmento de distribución.......................................... 27
4.3.3 Sistema de Tarifas de Distribución ............................................................................ 31
4.4 Normativa Técnica............................................................................................................. 37
4.4.1 Calidad de Servicio .................................................................................................... 37
4.4.2 Sistemas de Multas y Compensaciones .................................................................... 40
4.4.3 Sistemas de Medida y Monitoreo ............................................................................. 41
5. Diagnóstico para una Nueva Regulación de la Distribución Eléctrica en Chile ......................... 43
5.1 Presentación del Proceso .................................................................................................. 43
5.1.1 Descripción del Proceso ............................................................................................ 43
2
5.1.2 Estructura del Diagnóstico ........................................................................................ 44
5.2 Conceptos Generales ........................................................................................................ 45
5.2.1 Funciones asociadas al Servicio de Distribución ....................................................... 45
5.3 Mercado para Servicios Energéticos: Nuevos Modelos de Negocio ................................. 46
5.3.1 Contexto .................................................................................................................... 46
5.3.2 Nuevos Servicios Energéticos .................................................................................... 48
5.3.3 Nuevos Servicios Relacionados al Segmento de Distribución ................................... 51
5.4 Estructura Tarifaria............................................................................................................ 52
5.4.1 Proceso de Tarificación: Incentivos para la Eficiencia ............................................... 52
5.4.2 Precios y Tarifas de Distribución: Señales Económicas Adecuadas .......................... 57
5.5 Normativa Técnica............................................................................................................. 67
5.5.1 Calidad de Servicio: Apoyo a la Mejora Continua ..................................................... 67
5.5.2 Sistemas de Información: Uso adecuado de la Información ..................................... 71
5.6 Principales Conclusiones del Diagnóstico ......................................................................... 74
6. Propuesta para una Nueva Regulación de la Distribución Eléctrica en Chile ........................... 76
6.1 Lineamientos Generales de Política Pública. .................................................................... 76
3
1. PRESENTACIÓN
Uno de los 10 mega compromisos establecidos en la Ruta Energética 2018 – 2022 corresponde a la
modernización de la regulación del segmento de distribución eléctrica vigente en Chile desde la
década de 1980. Aunque el marco regulatorio actual ha permitido alcanzar una cobertura de
electrificación superior al 99% de la población a lo largo del país, con niveles comparables a países
desarrollados, las nuevas necesidades de la sociedad y su relación cada vez más creciente con la
energía eléctrica, el avance de las distintas tecnologías de generación, almacenamiento y
consumo, la necesidad de desarrollo sostenible y eficiente, hacen necesario revisar la estructura
completa de este segmento, existiendo consenso de la sociedad respecto a la necesidad de esta
modernización.
Para cumplir con la meta propuesta es necesario establecer una metodología de trabajo
participativa, que permita recoger las nuevas realidades del sector energético para así facilitar su
integración de forma eficiente y competitiva a través de la modernización de la regulación
sectorial. En este sentido, este documento tiene como principal objetivo presentar el resultado de
la primera fase de la ejecución de la metodología para llevar a cabo la modificación del marco
regulatorio, haciendo públicas las distintas conclusiones y directrices obtenidas a partir de los
distintos procesos participativos realizados durante los dos años anteriores para levantar un
diagnóstico del segmento de distribución eléctrica chilena.
En lo que sigue, se presentarán los distintos objetivos de este documento estableciendo sus
alcances, junto con indicar las distintas referencias consideradas en su desarrollo y presentar la
estructura utilizada para dar cuenta de los principales hallazgos del Proceso de Diagnóstico.
1.1 Objetivos
Como se indicó precedentemente, los principales objetivos de este documento son caracterizar el
segmento de distribución y presentar las directrices, consideraciones y conclusiones del Proceso
de Diagnóstico. Como resultado de dicho proceso y para efectos de sistematizar la información
obtenida, se establecieron los siguientes objetivos específicos:
Definir y caracterizar los distintos roles y funciones que se deben cumplir para entregar un
servicio de distribución de calidad.
Identificar diversas barreras de entrada para la integración de nuevos modelos de negocio
y servicios energéticos asociados al segmento de distribución.
Identificar falencias del actual esquema regulatorio desde el punto de vista tarifario,
buscando situaciones que generen problemas en la asignación de costos y beneficios.
Exponer las áreas temáticas que se han considerado para el desarrollo de la propuesta
para la modernización de la regulación del segmento de distribución.
Establecer los objetivos de política pública que deberán resguardarse durante el desarrollo
de la propuesta para la modernización de la regulación del segmento de distribución.
4
1.2 Alcances
Para efectos de presentar el diagnóstico, se ha caracterizado el segmento de distribución en Chile
de manera objetiva y entregando evidencia, ya que se pretende mantener una visión neutra de los
temas discutidos, procurando incorporar las diversas visiones planteadas durante el proceso y
entregar información clara y precisa a través de una definición adecuada de los conceptos
utilizados. Adicionalmente, se evita establecer y descartar a priori soluciones a los problemas
identificados, por no ser esta la instancia adecuada para el análisis y adopción de resoluciones.
1.3 Referencias
Para el desarrollo de este documento fueron consideradas diversas fuentes, entre ellas,
publicaciones académicas, informes técnicos y documentos asociados a talleres participativos.
Estos últimos fueron realizados por el Ministerio de Energía (en adelante, indistintamente
“Ministerio” o “MEN”) y la Comisión Nacional de Energía (en adelante, indistintamente Comisión o
“CNE”), con el apoyo de la Pontificia Universidad Católica de Chile (en adelante, indistintamente
“Universidad Católica” o “PUC”) durante los años 2016 y 2017, contando con la participación
abierta de profesionales de la industria, de la academia y el público en general. Adicionalmente, se
tuvo en cuenta la información obtenida durante las diversas instancias de participación que
tuvieron lugar en el marco de la elaboración de la Ruta Energética 2018-2022.
Para efectos de establecer bases conceptuales generales se utilizaron como referencia los
siguientes documentos:
1. Estudio "Utility of the Future, an MIT Energy Initiative response to an industry in
transition", del Massachusetts Institute of Technology1;
2. Estudio "Utility of the future: A customer-led shift in the electricity sector" de PwC
Australia2.
3. Guía "How 2 Guide for Smart Grids in Distribution Networks", de la International Energy
Agency (“IEG”)3;
4. Presentación "Rethinking electricity distribution regulation" del Profesor Ignacio Pérez-
Arriaga4;
Las demás referencias y fuentes de información específicas utilizadas son citadas en las secciones
correspondientes.
1
Disponible en: energy.mit.edu/uof
2
Disponible en:
https://www.pwc.com.au/industry/energy-utilities-mining/assets/utility-of-the-future-apr14.pdf
3
Disponible en:
https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/TechnologyRoadmapHow2GuideforSmartGri
dsinDistributionNetworks.pdf
4
ETIP/ Consortium Energy Policy Seminar, Universidad de Harvard, marzo de 2004. Disponible en:
https://projects.iq.harvard.edu/files/energyconsortium/files/2014-03-03-harvard-ignacio_perez-
arriaga_slides.pdf
5
1.4 Estructura
Para presentar el diagnóstico realizado se exponen: (i) las principales características del segmento
de distribución chileno en la actualidad; (ii) el Proceso de Diagnóstico incluyendo las distintas
instancias participativas, la metodología de trabajo empleada y los principales hallazgos obtenidos
a lo largo de dicho proceso; y (iii) los objetivos de la política pública que se deben resguardar en el
desarrollo de una propuesta de modernización del marco regulatorio del segmento de
distribución.
6
2. RESUMEN EJECUTIVO
En las últimas décadas ha habido importantes avances en cobertura, calidad y seguridad del
servicio de distribución eléctrica en Chile. El marco regulatorio existente, junto con un diseño
institucional y definición de roles de las distintas autoridades sectoriales, permitieron, entre otras
cosas, que la electrificación del país superara el 99%. Si bien dicha regulación permitió avances
importantes, a través de los distintos análisis efectuados y que se muestran en el presente
documento se observa que la estructura normativa no se ajusta adecuadamente a la realidad
actual, ya que al momento de ser concebida y materializada, las posibilidades actuales, en
términos de tecnologías y recursos disponibles, eran inimaginables. En este nuevo contexto existe
consenso respecto a la necesidad de revisar la estructura completa del segmento, con el fin de
modernizar la regulación de manera que permita integrar las nuevas posibilidades disponibles y no
se creen barreras de entrada artificiales, que impidan el desarrollo de nuevos mercados para
productos y servicios energéticos.
Para dichos efectos, se estableció una metodología de trabajo participativa cuya primera fase
incluyó una serie de talleres y seminarios abiertos a la industria, a la academia, a la sociedad civil y
a expertos técnicos, que permitieron elaborar un diagnóstico de la situación actual del segmento
de distribución. Como resultado de dicho proceso, ha sido posible observar que la distribución en
Chile se ha caracterizado por ejecutar de manera integrada los roles de propiedad, operación y
mantención de las instalaciones, junto con la comercialización de energía y potencia, atención
directa a clientes finales y prestación de servicios asociados. Del mismo modo se han identificado
ciertos espacios de mejora que, para efectos de sistematizar el análisis, han sido agrupados en las
siguientes categorías: mercados para servicios energéticos; proceso de tarificación; precios y
tarifas de distribución, calidad de servicio, y sistemas de información.
Reconociendo los esfuerzos que se hicieron en el pasado y los logros obtenidos, es posible definir
nuevos objetivos y prioridades para seguir impulsando un desarrollo eficiente, seguro y sostenible
de la distribución, considerando que los consumidores pasarán a tener un rol más activo, en que la
eficiencia energética y los pequeños medios de generación distribuida jugarán un rol cada vez más
relevante, y que existe una multiplicidad de posibilidades de nuevos negocios y potenciales nuevos
actores, es que se han definido como ejes de la política pública que guiará este proceso legislativo
de modernización, el desarrollo sostenible y armónico del sector; búsqueda de soluciones
eficientes y flexibles que permitan el desarrollo de nuevos negocios; la protección al usuario,
seguridad, simplicidad y transparencia del segmento; que las tarifas sean eficientes y competitivas;
y seguir avanzando en seguridad y calidad de suministro.
7
3. DEFINICIONES Y ACRÓNIMOS
En las siguientes secciones, se presentan los acrónimos y definiciones de los conceptos más
relevantes empleados a lo largo del documento.
3.1 Definiciones
1. Área Típica de Distribución: áreas en las cuales los valores agregados por la actividad de
distribución para cada una de ellas son parecidos entre sí.
2. Clientes Libres: clientes cuya potencia conectada es superior a 500 kW y que pueden
negociar libremente los precios de electricidad con suministradores, fijando las condiciones
de suministro mediante contratos privados.
3. Clientes Regulados: clientes cuya potencia conectada es inferior a 500 kW5 y su suministro
de energía eléctrica y servicios señalados en el artículo 147 de la Ley General de Servicios
Eléctricos están sujetos a fijación de precios y a estándares de calidad previamente
definidos.
4. Cliente Residencial: Cliente Regulado definido como tal en el Informe Técnico que fija las
fórmulas tarifarias para las concesionarias de servicio público de distribución, emitido por la
Comisión Nacional de Energía.
5. Documento de Diagnóstico: documento que tiene como principal objetivo presentar el
resultado de la primera fase de la ejecución de la metodología adoptada para modernizar la
regulación del sector de distribución en Chile, en el que se hacen públicas las distintas
conclusiones y directrices obtenidas a partir de los distintos procesos participativos
realizados durante los años 2016 y 2017.
6. Empresa Modelo: aquella empresa ficticia construida en función de una empresa
representativa de una Área Típica, que opera de forma eficiente y cumpliendo con las
exigencias de calidad de servicio establecidas en la normativa.
7. Equipamiento de Generación: equipamiento de generación de energía eléctrica por medios
renovables no convencionales o de instalaciones de cogeneración eficiente, que se conectan
a la red de distribución a través del empalme de un usuario o cliente final, que inyecta sus
excedentes de energía a la red de distribución a través de los respectivos empalmes y cuya
capacidad instalada no supere los 300 kW.
8. Ley Corta I: Ley N° 19.940 que regula sistemas de transporte de energía eléctrica, establece
un nuevo régimen de tarifas para sistemas eléctricos medianos e introduce las adecuaciones
que indica a la ley general de servicios eléctricos, publicada en el Diario Oficial el 13 de
marzo de 2004.
5
Clientes cuyos empalmes para ser suministrados se encuentren entre 500 kW y 5.000 kW, pueden elegir
adscribirse a una tarifa regulada o negociar libremente su suministro.
8
9. Ley de Equidad Tarifaria: Ley N° 20.928 que establece mecanismos de equidad en las tarifas
de servicios eléctricos, publicada en el Diario Oficial el 22 de junio de 2016.
10. Ley de Transmisión: Ley N° 20.936 que establece un nuevo sistema de transmisión eléctrica
y crea un organismo Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, publicada
en el Diario Oficial el 20 de julio de 2016.
11. Ley General de Servicios Eléctricos: Decreto con Fuerza de Ley Nº 4/20.018, de 2006, del
Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija el texto refundido, coordinado
y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley Nº 1, de Minería, de 1982, Ley General de
Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica, y sus modificaciones posteriores o
disposición que la reemplace.
12. Pequeño Medio de Generación Distribuida: medios de generación cuyos excedentes de
potencia sean menores o iguales a 9.000 kilowatts y mayores a 100 kilowatts, conectados a
instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a instalaciones de una
empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que utilicen bienes nacionales
de uso público.
13. Proceso de Diagnóstico: fase de actividades sucesivas que el Ministerio de Energía junto a la
Comisión Nacional de Energía y con apoyo de la Universidad Católica, implementaron desde
el año 2016 a través de diversos procesos participativos, y cuyo principal objetivo fue sentar
las bases para la discusión del proyecto de ley para modernizar la regulación del segmento
de distribución.
14. Prosumage: generador, consumidor y almacenador de energía, por su traducción en inglés
producer, consumer and storage.
15. Ranking SEC: ranking de las empresas distribuidoras elaborado por la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles a partir los resultados obtenidos de una encuesta a clientes, del
índice de continuidad de suministro y datos de reclamos, indicadores que dan cuenta de la
calidad de servicio entregado a los clientes y usuarios finales.
16. Servicios Relacionados: servicios que por su naturaleza o razones de infraestructura se
vinculan al segmento de distribución, pero que en la actualidad no tienen un tratamiento
regulatorio determinado en dicho sentido, tales como alumbrado público y servicios de
telecomunicaciones.
17. Tarificación Volumétrica: sistema de tarifas eléctricas basado en el volumen de consumo.
9
3.2 Acrónimos
1. CEN: Coordinador Eléctrico Nacional.
2. CNE: Comisión Nacional de Energía.
3. EG: Equipamiento de Generación.
4. ETR: Equidad Tarifaria Residencial.
5. FIC: Frecuencia de Interrupciones a Clientes.
6. FNE: Fiscalía Nacional Económica.
7. LGSE: Ley General de Servicios Eléctricos
8. RGL: Reconocimiento de Generación Local.
9. MEN: Ministerio de Energía.
10. NTD: Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución.
11. PMGD: Pequeño Medio de Generación Distribuida.
12. PNP: Precio Nudo Promedio.
13. SAIDI: System Average Interruption Duration Index. Índice de la duración promedio de la de
las interrupciones del Sistema.
14. SEC: Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
15. SAIFI: System Average Interruption Frequency Index. Índice de la frecuencia promedio de las
interrupciones del Sistema.
16. TDLC: Tribunal de Defensa de la Libre Competencia.
17. TIC: Tiempo de Interrupciones a Clientes.
18. UTA: Unidad Tributaria Anual.
19. VAD: Valor Agregado de Distribución.
20. VNR: Valor Nuevo de Reemplazo.
104. CARACTERIZACIÓN DEL SEGMENTO DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA CHILENO
En la década de 1980, la regulación eléctrica chilena estableció una distinción conceptual entre los
segmentos de generación, transmisión y distribución, reconociendo el potencial competitivo del
primero y el carácter inherentemente monopólico de los dos últimos. Posteriormente, con la
dictación de la Ley Corta I, se prohibió la participación de las empresas de transmisión con
instalaciones de carácter nacional –ex troncal– en los otros dos segmentos, mientras que aquellas
empresas con actividades en distribución y generación, solo pueden participar en el segmento de
transmisión nacional cumpliendo ciertos límites de participación de mercado6, establecidos en su
momento para evitar conductas anticompetitivas en el segmento de generación. De esta manera,
mientras en generación existe un mercado abierto donde se permite la comercialización a nivel
mayorista y no existe una planificación centralizada, en el caso de la transmisión y la distribución
se trata de mercados regulados, donde se busca explotar las economías de densidad y redes para
transferir los beneficios a los consumidores finales.
Con todo, la regulación de la distribución establecida en la década de 1980 y las políticas públicas
en las décadas posteriores, tuvieron como principal objetivo electrificar y aumentar cobertura a lo
largo del país. En los últimos años, el desarrollo de la regulación a través del establecimiento de
exigencias técnicas, ha buscado alcanzar una mejora en la calidad de servicio, siempre bajo
condiciones de eficiencia económica.
A continuación, se presentarán (i) las principales características del segmento de distribución que
se ha desarrollado en Chile como resultado de la regulación existente; (ii) una descripción del
mercado de distribución, considerando empresas distribuidoras existentes en el país; (iii) una
caracterización de los clientes y otros agentes presentes en el mercado; (iv) una explicación de la
estructura tarifaria, describiendo el proceso tarifario y las tarifas de distribución; (v) aspectos
asociados a la calidad de servicio de los sistemas de distribución; y finalmente (vi) el manejo de
información asociada al segmento de distribución
6
De acuerdo a lo establecido en el artículo 7 de la LGSE.
114.1 Características Generales
4.1.1 Servicios de Distribución Eléctrica
De acuerdo a la regulación vigente, las empresas distribuidoras son remuneradas: (i) por distribuir
energía eléctrica; (ii) por el tránsito de energía por sus redes para el abastecimiento de Clientes
Libres; y (iii) por prestar servicios asociados a la distribución.
Respecto del servicio de distribución eléctrica propiamente tal, actualmente las funciones de las
empresas distribuidoras consisten en:
Suscribir contratos para asegurar el suministro de sus Clientes Regulados.
Planificar, construir operar y mantener redes para distribuir energía y potencia a sus
clientes, cumpliendo con las exigencias de calidad de servicio.
Realizar todas las laborales administrativas y comerciales para el cobro del servicio de
distribución eléctrica, de acuerdo a las tarifas vigentes.
Atender los reclamos, consultas y solicitudes de los clientes de acuerdo a la normativa
vigente.
Por su parte, en relación al servicio de transporte de energía y potencia para Clientes Libres
conectados en sus redes o que se conecten a las instalaciones de la empresa mediante líneas
propias o de terceros, las empresas distribuidoras deben:
Conectar en sus redes a los clientes que se ubiquen dentro de su zona de concesión,
entregando la misma calidad de servicio que reciben los Clientes Regulados.
Disponer, operar y gestionar los equipos y mediciones asociadas a los consumos de
energía y potencia de los Clientes Libres.
Realizar las labores administrativas para llevar a cabo el cobro de peajes por uso del
sistema de distribución, de acuerdo a las tarifas vigentes.
Finalmente, respecto de los servicios asociados, la regulación ha reconocido un total de 297
servicios no consistentes en suministro de energía asociados a la distribución eléctrica, y se ha
establecido una fijación de precios para estos. Entre los principales servicios asociados que se
reconocen se encuentran los siguientes8:
7
Decreto N° 13 T de 2018 del Ministerio de Energía que fija precios de servicios no consistentes en
suministros de energía, asociados a la distribución eléctrica, publicado en el Diario Oficial el 24 de julio de
2018.
8
“Estudio del Cálculo de Componentes del Valor Agregado de Distribución Cuadrienio Noviembre 2016-
Noviembre 2020” y “Estudio de Costos de Servicios Asociados al Suministro de Electricidad de Distribución”
realizado por el consultor INECON para la Comisión Nacional de Energía, en Enero 2017. Cabe hacer
presente que la Ley N° 21.076 de 21 de febrero de 2018 introdujo una modificación a la Ley General de
Servicios Eléctricos estableciendo que los medidores y empalmes forman parte de la red de distribución o de
aquel que preste el servicios de distribución. Sin perjuicio de lo anterior, la remuneración de estas
12 Arriendo de empalme.
Arriendo de medidor.
Apoyo en postes a proveedores de servicios de telecomunicaciones.
Atención de emergencia de alumbrado público.
Aumento de capacidad de empalme.
Cambio o reemplazo de medidor.
Un aspecto importante a mencionar es que la mayoría de estos servicios pueden ser prestados por
otras empresas, con o sin relación societaria con las concesionarias de distribución eléctrica, sólo
pudiendo cobrar en forma posterior a la realización efectiva de los mismos, incluyendo de manera
desglosada el cobro correspondiente. Ejemplo de estos servicios pueden ser aquellos que
entregan los Organismos o Laboratorios de Certificación Autorizados (“OLCA”), los servicios
postales, gastos notariales entre otros.
4.1.2 Cobertura Eléctrica
La cobertura eléctrica nacional ha aumentado permanentemente en las últimas décadas;
actualmente, según los últimos datos de la encuesta CASEN 2017, un 99,47% de la población del
país tiene acceso a la electricidad, aunque con cierta disparidad si se distingue entre zonas rurales
y urbanas. En el caso de las zonas urbanas, el 99,7% de la población tiene acceso a energía
eléctrica mientras que en las zonas rurales, donde el aumento de la cobertura ha sido impulsado a
través de programas especiales9, este porcentaje es menor, llegando al 97,6%. Sin perjuicio de lo
anterior, los niveles que se presentan son bastante cercanos al de países desarrollados y es de los
más altos en América Latina. El detalle con el nivel de cobertura por región se presenta en la TABLA
1 siguiente.
TABLA 1: PORCENTAJE DE ELECTRIFICACIÓN A NIVEL REGIONAL
Región del País Acceso a
(año 2017) electricidad
Región de Tarapacá 97,4%
Región de Antofagasta 99,0%
Región de Atacama 98,4%
Región de Coquimbo 98,9%
Región de Valparaíso 99,6%
instalaciones y las condiciones de aplicación de las tarificas asociadas a ellas se determinarán en los decretos
tarifarios referidos en los artículos 120, 184 y 190 de la misma ley.
9
Programa de Electrificación Rural 1994-2000, Programa de Electrificación Rural 2001-2006, Programa
Remoción de Barreras para la Electrificación Rural con Energías Renovables 2001-2011, Programa de
Energización Rural y Social 2008-2015, Fondo de Acceso a la Energía 2014-2017, Agenda de Energía y
Programa de Acceso a la Energía para zonas aisladas, entre otros.
13Región del Libertador 99,3%
Región del Maule 99,2%
Región del Biobío 99,6%
Región de La Araucanía 98,5%
Región de Los Lagos 99,4%
Región de Aysén 98,8%
Región de Magallanes 99,4%
Región Metropolitana 99,8%
Región de Los Ríos 99,6%
Región de Arica y Parinacota 98,5%
FUENTE: E NCUESTA C ASEN 2017
4.1.3 Institucionalidad
Respecto a la institucionalidad asociada al segmento de distribución, se destaca el rol del
Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía y el de la Superintendencia de Electricidad
y Combustibles (en adelante indistintamente “Superintendencia” o “SEC”) pertenecientes al
estado y el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional.
En el caso del Ministerio de Energía, sus principales tareas respecto del segmento de distribución
son las siguientes:
Elaborar y coordinar los planes, programas y normas para el buen funcionamiento y
desarrollo del sector, así como establecer la política pública en materias de energía.
Velar por el cumplimiento de la normativa y asesorar al Gobierno en todas aquellas
materias relacionadas con la energía.
Dictar los decretos tarifarios a partir de los informes técnicos elaborados por la Comisión
Nacional de Energía, donde se efectúan los cobros correspondientes a las tarifas
reguladas.
En el caso de la CNE sus funciones principales en relación a este segmento consisten en:
Desarrollar las licitaciones de suministro de energía de largo plazo para el abastecimiento
desde el mercado mayorista de energía.
Realizar el proceso de tarifación determinando el Valor Agregado de Distribución (“VAD”),
los peajes por usos de los sistemas de distribución –para Clientes Regulados y Libres– y las
tarifas de los servicios asociados a la distribución.
Calcular los Precios de Nudo Promedio de energía y potencia, los cuales determinan el
precio que debe traspasar una empresa concesionaria de distribución a sus Clientes
14Regulados, así como también los precios a facturar entre una empresa concesionaria de
distribución y su suministrador.
Verificar la rentabilidad de la industria.
Establecer las normas técnicas aplicables al segmento de distribución para fijar, entre
otros, los estándares de calidad de servicio que deben entregar las empresas
distribuidoras.
Por otro lado, las principales funciones de la Superintendencia consisten en:
Fiscalizar el cumplimiento de la normativa vigente en el segmento de distribución,
respecto de la calidad de servicio que reciben los clientes finales.
Recopilar toda la información necesaria para la aplicación de la regulación vigente.
Fijar los costos de explotación, ingresos de explotación y calcular el VNR de las empresas
concesionarias de distribución.
Adicionalmente corresponde mencionar la existencia del Panel de Expertos, órgano creado por la
Ley Corta I, cuya función es pronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre
aquellas discrepancias y conflictos que se susciten con motivo de la aplicación de la regulación
eléctrica que deben ser sometidos a su consideración conforme a la Ley, y sobre las demás
controversias que dos o más empresas del sector eléctrico, de común acuerdo, sometan a su
decisión. Por otra parte, el Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional en su
función de coordinación y operador del sistema tiene un rol en la actividad de distribución en
tanto las empresas distribuidoras, los PMGD y los Clientes Libres tienen calidad de coordinados.
Finalmente, es importante referirse al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia y la Fiscalía
Nacional Económica, que, si bien no son organismos especializados en materias eléctricas, están
llamados a defender y promover la libre competencia en todos los mercados, por lo que su
existencia es relevante para resguardar el funcionamiento competitivo del sector.
154.2 Mercado de Distribución
4.2.1 Empresas distribuidoras presentes en Chile
Actualmente existen veintiséis empresas distribuidoras en el país que entregan el servicio de
distribución a través del desarrollo de redes adaptadas a la realidad de cada zona en sus
respectivas áreas de concesión.
En la TABLA 2 se presentan las empresas distribuidoras del país a partir de ciertos indicadores
básicos que permiten caracterizarlas de manera general:
TABLA 2: CARACTERIZACIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EXISTENTES EN CHILE
Zona VNR N° S/E
Número de kms de Ranking
Empresa Concesión
Clientes
(en millones Primaria
red SEC
2
(km ) de pesos) s
CHILQUINTA 5.084 597.602 $ 240.883 25 9.267 10
EMELCA 174 5.718 $ 784 1 181 7
LITORAL 179 60.964 $ 23.277 8 1.015 4
ENEL DISTRIBUCIÓN 2.066 1.879.933 $ 771.047 42 66.503 20
EEC 60 26.819 $ 6.231 1 385 15
TILTIL 65 3.862 $ 2.851 3 166 6
EEPA 27 59.786 $ 19.885 3 544 2
LUZANDES 2 2.309 $ 3.145 1 30 30
CGE 54.847 2.849.458 $ 1.066.965 199 72.257 26
COOPERSOL 9 1.073 $ 2.165 0 0
COOPELAN 3.773 22.864 $ 27.285 4 3.264 5
FRONTEL 24.712 353.193 $ 221.333 33 31.171 22
SAESA 15.218 432.558 $ 216.723 33 22.113 19
EDELAYSEN 1.028 44.119 $ 25.294 6 3.274 24
EDELMAG 92 61.450 $ 24.908 5 1.103 3
CODINER 5.163 14.221 $ 18.427 7 16.165 27
EDECSA 361 6.100 $ 10.246 5 652 1
CEC 475 11.199 $ 8.774 3 810 11
LUZLINARES 2.915 33.427 $ 24.622 7 2.965 21
LUZPARRAL 2.072 24.252 $ 27.130 4 3.543 13
16COPELEC 10.909 59.759 $ 49.463 9 11.262 29
COELCHA 4.112 14.508 $ 16.602 4 3.012 28
SOCOEPA 1.811 7.274 $ 10.685 2 1.588 14
COOPREL 1.238 6.751 $ 9.563 2 1.772 16
LUZOSORNO 4.374 22.720 $ 29.213 9 4.719 18
CRELL 2.431 26.947 $ 16.645 1 2.778 23
TOTAL 143.196 6.628.866 $ 2.874.145 417 260.540 NA
FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE E LECTRICIDAD Y C OMBUSTIBLES. (O CTUBRE 2018)
Los indicadores considerados se definen de la siguiente manera:
Zona Concesión (km2): corresponde a la extensión de las zonas de concesión otorgadas a
cada empresa distribuidora.
Número de Clientes: corresponde al número total de Clientes Regulados conectados en la
zona de concesión de cada empresa distribuidora.
VNR: Corresponde al Valor Nuevo de Reemplazo de todas las instalaciones de la red de
distribución de cada empresa distribuidora a octubre 2018.
N° S/E Primarias: corresponde al número de subestaciones primarias propiedad de las
empresas distribuidoras desde donde se abastecen para suministrar a sus clientes y
usuarios finales.
km de red: largo total de la red de media y baja tensión de cada empresa distribuidora en
su respectiva zona de concesión.
Ranking SEC: ranking de las empresas distribuidoras elaborado por la Superintendencia.
A partir de los valores presentados en la TABLA 2, si se consideran el número de clientes y el VNR,
las tres empresas más grandes son CGE, ENEL DISTRIBUCIÓN y CHILQUINTA, en el mismo orden
para los dos criterios considerados. Por otra parte, de acuerdo al Ranking SEC, las mejores tres
empresas son EDECSA seguida de EEPA y EDELMAG.
Adicionalmente, de acuerdo los datos contenidos en la TABLA 2, se puede indicar que:
Existe un total de 6.600.000 Clientes Regulados, aproximadamente, en un área de 143.196
km2 de concesiones, en la cuales se han desarrollado redes con un total de 417
subestaciones primarias y 260.000 km de líneas, con un valor nuevo de reemplazo de
2.874.145 millones de pesos.
Más de veinte empresas tienen un número superior a 10.000 clientes, entre las cuales
cinco empresas tienen más de 100.000 clientes.
Las cinco empresas con mayor número de clientes representan el 92% del total de
clientes, el 87% del VNR, y el 70% –aproximadamente– del total de subestaciones y largo
de líneas.
17Por otro lado, es importante señalar que un número importante de empresas distribuidoras se
encuentra concentrado en cuatro grupos económicos y una federación de cooperativas, cuyas
características son las siguientes:
TABLA 3: CARACTERIZACIÓN DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS EXISTENTES EN CHILE
Zona Número VNR
N° S/E kms de
Empresa Concesión de (en millones de
Primarias red
(km2) Clientes pesos)
CGE 54.939 2.910.908 $ 1.091.873 204 73.360
CHILQUINTA 10.611 722.345 $ 326.158 49 17.442
ENEL 2.128 1.909.061 $ 780.423 44 66.918
SAESA 45.332 852.590 $ 492.562 81 61.278
COOPERATIVAS 24.748 149.302 $ 139.017 25 24.486
FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE E LECTRICIDAD Y C OMBUSTIBLES (O CTUBRE 2018).
De acuerdo a lo presentado, los dos mayores actores del mercado son el grupo CGE y ENEL pues
presentan los valores más altos en todos los indicadores considerados, salvo en el tamaño de la
zona de concesión y el número de subestaciones primarias para ENEL. Esto se explica pues su zona
de concesión corresponde en gran parte a la Región Metropolitana, donde se encuentra la zona
urbana más densamente poblada del país.
4.2.2 Caracterización de los clientes
Desde el punto de vista de los Clientes Regulados, es interesante ver cómo se distribuyen en las
distintas comunas del país, más aun teniendo en cuenta que la regulación clasifica las redes
considerando como unidad a clasificar cada par comuna-empresa existente. Para ello, se presenta
el GRÁFICO 1 en el que se muestra el total de Clientes Regulados por comuna considerando el 10%
de las comunas con más clientes del país.
18GRÁFICO 1: NÚMERO DE CLIENTES POR COMUNA DEL PAÍS
FUENTE : MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
En el GRÁFICO 1 se puede ver que las tres comunas con más clientes se encuentran en la ciudad de
Santiago, con más de 150.000 clientes en cada caso. Se trata de zonas densamente pobladas
donde también existe una alta densidad de redes eléctricas con el objeto de entregar el
suministro. En este sentido, el 10% de las comunas con más Clientes Regulados representan
aproximadamente 40% del total de Clientes Regulados.
En el GRÁFICO 2 siguiente, se presenta el consumo de energía por comuna, considerando el 10% de
las comunas con mayor consumo eléctrico del país, y se agrega una diferenciación por tipo de
tarifa para cada comuna. Al igual que en el caso anterior, se puede apreciar que Santiago lidera la
estadística, siendo la comuna con mayor consumo eléctrico del país. Sin embargo, en segundo
lugar aparece la comuna de Las Condes, que respecto del número de clientes se encuentra en
quinto lugar. Esto se puede explicar por el mayor consumo energético que presentan los Clientes
Regulados de dicha comuna. Finalmente, la comuna de Maipú se mantiene también en tercer
lugar. En los 3 casos citados, el consumo mensual de electricidad de los Clientes Regulados supera
los 60 [GWh/mes], siendo en la mayoría de los casos la tarifa BT1A aquella en la que se observa el
mayor consumo.
19GRÁFICO 2: CONSUMO DE ENERGÍA POR COMUNA DEL PAÍS Y TIPO DE TARIFA
FUENTE : MINISTERIO DE ENERGÍA EN BASE A DATOS DE PNP JULIO 2018
4.2.3 Participación de Generación Distribuida
En Chile la regulación contempla dos categorías de sistemas de generación distribuida:
• Equipamiento de Generación (“EG”): consistente en equipamiento de generación de
energía eléctrica por medios renovables no convencionales o de instalaciones de
cogeneración eficiente, que se conectan a la red de distribución a través del empalme de
un usuario o cliente final, que inyecten sus excedentes de energía a la red de distribución a
través de los respectivos empalmes y cuya capacidad instalada no supere los 300 kW.10
• Pequeño Medio de Generación Distribuida (“PMGD”): son medios de generación cuyos
excedentes de potencia sean menores o iguales a 9.000 kilowatts y mayores a 100
kilowatts, conectados a instalaciones de una empresa concesionaria de distribución, o a
instalaciones de una empresa que posea líneas de distribución de energía eléctrica que
utilicen bienes nacionales de uso público.
Para cada uno de estos sistemas de generación, existen normas técnicas que regulan los procesos
de conexión de las instalaciones y aspectos técnicos respecto de su operación, principalmente
consideraciones de diseño de las instalaciones que velan por su seguridad y la del sistema.
10
El límite original de 100 [kW] fue ampliado mediante la Ley N° 21.118 que modifica la Ley General de
Servicios Eléctricos, con el fin de incentivar el desarrollo de las generadoras residenciales, publicada en el
Diario Oficial el 17 de noviembre de 2018.
20Desde el punto de vista del tratamiento regulatorio, existen esquemas diferenciados para
reconocer y valorizar las inyecciones de energía de estos sistemas de generación. Mientras en el
caso de los EG, se reconocen los excedentes al precio de la energía de la tarifa asociado al cliente
respectivo y con ciertas restricciones –se busca promover el autoconsumo más que la inyección–,
los PMGD comercializan su energía en el mercado mayorista y tienen la calidad de coordinados. En
particular, pueden optar por vender su energía al precio del mercado spot o a un régimen de
precio estabilizado de la energía que busca dar una señal de estabilidad en el largo plazo para los
desarrolladores de este tipo de proyectos con el fin de facilitar su acceso a financiamiento.
En la TABLA 4 se presenta un catastro de los sistemas de generación distribuida existentes en el
país, para cada región, y es posible notar que, a octubre de 2018:
• Existe un total de 4.262 proyectos de generación distribuida que suman una capacidad
instalada del orden de 640 MW11.
• Las tres regiones con mayor cantidad de proyectos de EG son las regiones III, RM y VII en
orden decreciente, mientras que para el caso de PMGD son la VIII, RM y X Región en ese
mismo orden.
• En el caso de EG, siete regiones tienen más de cien proyectos conectados mientras que
para los PMGD existen nueve regiones con más de diez proyectos.
TABLA 4: CATASTRO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA CONECTADOS POR REGIÓN
Potencia Potencia
Cantidad de Cantidad de
Región agregada de EG agregada de
EG PMGD
en kW PMGD en MW
Tarapacá 20 321 9 32
Antofagasta 80 633 1 9
Atacama 2.022 1.676 3 6
Coquimbo 80 955 21 77
Valparaíso 269 2.545 23 59
Libertador General
102 2.604 16 75
Bernardo O’Higgins
Maule 292 3.901 18 44
Biobío 101 843 30 87
La Araucanía 70 534 20 48
Los Lagos 50 272 26 65
Aysén del General
7 66 0 0
Carlos Ibáñez del
11
Corresponde a la potencia instalada de los proyectos acogidos a los regímenes de PMGD o Netbilling.
21Campo
Magallanes y la
15 27 0 0
Antártica Chilena.
Metropolitana de
735 6.276 29 95
Santiago
Los Ríos 30 154 15 23
Arica y Parinacota 30 417 0 0
Ñuble 148 758 0 0
Total general 4.051 21.981 211 622
FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD Y COMBUSTIBLES. OCTUBRE 2018.
En la TABLA 5 se presenta el catastro de proyectos PMGD conectados a las redes de distribución
por cada región del país y por tipo de energético primario. Se puede ver que las dos tecnologías
con mayor penetración son la hidráulica y la solar fotovoltaica con setenta y seis y setenta y tres
proyectos en cada caso, seguidos por los proyectos diésel que corresponden a cuarenta.
Adicionalmente y de acuerdo a las condiciones geográficas del país, la mayor cantidad de
proyectos solares se encuentran en el norte del país y los proyectos hidráulicos en el sur.
TABLA 5: DESCRIPCIÓN DE LA PENETRACIÓN DE PMGD POR TIPO DE TECNOLOGÍA Y REGIÓN
Región Biogás Biomasa Diésel Eólica PV Gas GNL Hidro Total
Tarapacá 2 3 4 9
Antofagasta 1 1
Atacama 3 3
Coquimbo 4 15 2 21
Valparaíso 6 11 2 1 3 23
Libertador
General
3 1 12 16
Bernardo
O’Higgins
Maule 1 1 7 2 7 18
Biobío 3 2 4 4 3 1 13 30
La Araucanía 7 13 20
Los Lagos 11 15 26
Metropolitan
2 2 16 1 8 29
a de Santiago
Los Ríos 2 2 11 15
22Total 9 3 38 5 73 5 2 76 211
FUENTE: SUPERINTENDENCIA DE E LECTRICIDAD Y C OMBUSTIBLES. O CTUBRE 2018.
4.2.4 Servicios Relacionados al segmento de distribución
Adicionalmente a los servicios asociados a la distribución, para los cuales se considera un
tratamiento regulatorio y por ende un proceso de tarifación, existen otro tipo de servicios para los
cuales la Ley General de Servicios Eléctricos no establece un tratamiento específico, como es el
caso del alumbrado público. En efecto, aunque existe una normativa que data de la década de
1980, esta es de carácter netamente técnico y solo establece especificaciones para iluminarias de
calles, carreteras y sectores residenciales, y exigencias mínimas para el montaje y tipo de
luminarias12.
En la práctica y de acuerdo a lo que ha sostenido la Contraloría General de la República13, es
responsabilidad de las municipalidades de cada comuna, contratar el servicio de alumbrado
público asumiendo los respectivos costos de mantención, reposición y consumo de las luminarias
ubicadas en un bien nacional de uso público.
Adicionalmente, el año 2015 se publicó el reglamento sobre alumbrado público de vías de tránsito
vehicular14. Su artículo primero establece los requisitos mínimos aplicables al diseño, construcción,
puesta en servicio, operación, mantenimiento y toda otra acción necesaria para el correcto
funcionamiento del alumbrado público para la iluminación de vías de tránsito vehicular, con el
objetivo de satisfacer las condiciones básicas, necesarias y eficientes para la iluminación de
calzadas.
12
NSEG 9. En.71. Alumbrado Público En Sectores Urbanos; NSEG.21 E. n. 78. Alumbrado Público En Sectores
Residenciales; y, NSEG 15.E.n. 78. Electricidad. Especificaciones para iluminarias de calles y carreteras.
13
De acuerdo a lo establecido por la Contraloría General de la República, Dictamen N° 86185, de 31 de
diciembre de 2013, los costos asociados al alumbrado público serán de cargo de las respectivas
municipalidades en la medida que ésta los estime necesarios en función del cumplimiento de las
obligaciones que en la materia le corresponden.
14
Decreto Supremo N° 2, de 2014, del Ministerio de Energía, que aprueba el reglamento de alumbrado
público de vías de tránsito vehicular. Publicado en el Diario Oficial el 4 de diciembre de 2015.
234.3 Estructura Tarifaria
4.3.1 Descripción General
La estructura tarifaria que establece la regulación busca asignar de manera adecuada el uso que
hacen los clientes de los servicios entregados en los tres segmentos del mercado eléctrico. Es
decir, la tarifa final de los Clientes Regulados incluye un componente por generación, otro por
transmisión y otro distinto por distribución.
En el segmento de generación, para asegurar el suministro de energía desde el mercado
mayorista, la regulación contempla un sistema de licitaciones públicas, realizadas por la Comisión
en conjunto con las empresas distribuidoras, que permiten establecer contratos de suministro de
largo plazo entre estas últimas y empresas generadoras. El mecanismo ha sido diseñado buscando
generar señales de largo plazo que fomenten la inversión en el segmento de generación, junto con
generar mayor competencia para el suministro eléctrico de los Clientes Regulados, con el objeto
de lograr precios eficientes al momento de la licitación. Los precios se indexan y ajustan en función
de diversas variables, entre ellas están los cambios por variaciones en los indexadores asociados y
aquellas derivadas de los cambios por el tipo de cambio.
Además, la Ley indica que los concesionarios de servicio público de distribución deberán traspasar
a sus Clientes Regulados, los precios de generación que resulten de promediar los precios vigentes
para dichos suministros, conforme a sus respectivos contratos. Dicho de otra manera, en función
de los distintos contratos adjudicados en los procesos de licitación de suministro señalados, se
establece semestralmente un precio promedio de la energía por empresa distribuidora. En caso
que el precio promedio de energía de una concesionaria sobrepase en más de 5% el promedio
ponderado del precio de energía calculado para todas las concesionarias de los sistemas eléctricos,
cuya capacidad instalada de generación sea superior a 200 MW, el precio promedio de tal
concesionaria deberá ajustarse de modo de suprimir dicho exceso, el que será absorbido en los
precios promedio de los demás concesionarios, a prorrata de la respectiva energía suministrada
para Clientes Regulados. Estas diferencias son saldadas a las distribuidoras a través de ajustes y
recargos, por lo que en la práctica a nivel agregado los distribuidores efectúan un pass through de
sus compras de energía hacia los Clientes Regulados.
En el siguiente gráfico se presenta un detalle con el resultado de los últimos procesos licitatorios:
24GRÁFICO 3: EVOLUCIÓN DE PRECIOS OFERTADOS EN LICITACIONES DE ENERGÍA
FUENTE: COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA
Como se indicó anteriormente, los contratos de las licitaciones, en términos generales, son de
largo plazo15 y los montos a licitar en cada proceso se definen en función de la diferencia entre la
demanda esperada y los volúmenes de suministro previamente contratados. La energía adjudicada
se divide en bloques pudiendo existir bloques horarios, estacionales u de otras modalidades. Por
su parte, en cada proceso de licitación se define como precio de la potencia aquel precio vigente, a
partir de lo definido en la correspondiente fijación del precio de nudo de corto plazo. En este
sentido, y a diferencia de la energía, el precio de nudo de la potencia es un precio regulado, que
no se deja a la competencia y que es definido administrativamente por la autoridad en un proceso
tarifario. Los precios de energía y potencia resultantes de los procesos de licitación se denominan
precios de nudo de largo plazo.
15
De acuerdo al artículo 135 bis en casos debidamente justificados se pueden implementar licitaciones de
corto plazo, las que pueden establecer condiciones distintas tanto para los plazos de la convocatoria a
licitación, como para los plazos de inicio y/o período de suministro de los contratos. A su vez, el artículo 135°
quinquies establece la posibilidad y las reglas de licitaciones de cortísimo plazo, donde el período de
duración del contrato no podrá exceder de tres años, esto en aquellos casos que la Comisión prevea, para el
año siguiente, que el consumo efectivo de energía de una concesionaria de servicio público de distribución,
destinado a abastecer a sus clientes sometidos a regulación de precios, resulte superior al suministro
contratado de energía disponible para tales efectos.
25También puede leer
