Distribución Eléctrica: Claves, Tarifas y Concesiones Explicadas

El segmento de distribución se encarga de entregar la electricidad proveniente de los sistemas de transmisión a los consumidores finales.

Características:

Segmento regulado por sus características de monopolio natural.
Presencia de economías de escala y de densidad.
Es servicio público.
Costos e inversión adaptados al crecimiento de la demanda.
Tiene dos funciones: una comercial ligada a la atención al cliente y una técnica ligada a la operación del sistema.
Servicio para clientes regulados (tarifas reguladas) y libres (tarifas negociadas).

Principales Funciones:

Los SD se conforman por líneas y S/E, que permiten distribuir la electricidad hasta los consumidores finales a niveles de tensión adecuados para la seguridad de las personas e instalaciones en las zonas urbanas y rurales.

Servicios Asociados al Negocio:

Distribución de Electricidad: Transporte de electricidad hacia consumidores ubicados dentro de su área de concesión.
Servicios Asociados: Atenciones a clientes no consistentes en venta de energía, como: instalación y mantención de empalmes; arriendo de medidores; mantención alumbrado público, apoyo en poste, etc.
Transporte de energía de terceros: Transporte de energía a clientes libres que contratan su energía directamente con las empresas de generación, a cambio del pago de peajes de distribución.

CLIENTES LIBRES: Consumidores cuya potencia conectada es superior a 2MW, pudiendo optar a ser libre aquellos clientes con una potencia conectada entre 500 kW y 2 MW. Las tarifas son negociadas entre ambas partes.

CLIENTES REGULADOS: Los clientes regulados son aquellos consumidores con una potencia conectada igual o inferior a 2 MW y que están ubicados en el área de concesión de una empresa distribuidora. Para estos clientes la autoridad fija precios.

Concesiones para la Explotación del Negocio

Las EEDD que operan bajo un régimen de concesión de servicio público, tienen obligación de servicio con tarifas reguladas para el suministro a clientes regulados.

Obligaciones y Derechos para las Concesionarias de Servicio Público

Cuando se trata de distribución de Servicio Público:

Se debe tener concesión, la cual es un permiso del Ministerio de Energía.
Las concesiones pueden ser provisionales o definitivas, y son necesarias para establecer, operar y desarrollar la actividad.
Las concesiones pueden superponerse.
Una concesión otorga el derecho a usar bienes nacionales de uso público para líneas aéreas y subterráneas. Además permite imponer servidumbres sobre terceros.
Las concesiones caducan.
Existe obligatoriedad de dar servicio a quien lo solicite dentro de la zona de concesión, pudiendo solicitar Aportes de Financiamiento Reembolsables (AFR).
Derecho a cortar el suministro por servicios impagos, pero no por otras prestaciones como por ejemplo el retail.
Obligación de hacer encuesta de calidad de servicio.
No hay derecho a huelga.

Previo a la Ley Corta II, las EEDD licitaban su suministro de energía exclusivamente a precio regulado (PNCP) fijado semestralmente por la comisión. El precio regulado se traspasaba completamente a los clientes regulados.

La Ley Corta II crea un sistema de licitaciones regulado para el suministro energía. Bajo este sistema las generadoras son libres de ofertar el precio de energía pero considerando un límite máximo. El precio resultante de las licitaciones se conoce como (PNLP). Las EEDD tienen la obligación de disponer permanentemente un contrato de suministro que les permita satisfacer el total de sus consumos regulados a lo menos por los próximos 3 años.

Funcionamiento del Negocio

– Las EEDD compran electricidad a precio de nudo por aquella parte que venden a clientes regulados y compran electricidad a precio libre por aquella parte que venden a clientes libres.

– En cuanto a la venta de energía, el precio que pagan los clientes regulados corresponde a: Precio Nudo + VAD + Peaje STx + CUT (cargo único troncal). Los clientes libres pagan el precio pactado entre las partes junto con el peaje.

Tarificación y Sistema de Precios

Al ser la distribución un monopolio natural, su sistema de precios está regulado y busca cubrir los CMe del negocio lo que en este caso se conocen como Valor Agregado de Distribución (VAD).

El VAD, considera: los costos fijos de administración, las pérdidas medias, inversión y costos de O&M.

El VAD es calculado cada 4 años a través de estudios realizados por la autoridad (Ponderación 2/3) y las EEDD (Ponderación 1/3).

Las tarifas finales para clientes regulados se componen de los precios de generación, transmisión, y los valores agregados por costos de distribución:

El costo que agrega la distribución de electricidad (VAD) está asociado a la potencia y no a la energía suministrada, ya que el dimensionamiento de la red de distribución, y por lo tanto sus costos de inversión y explotación, depende de la potencia suministrada.

La EEDD renta por la capacidad o potencia entregada.

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD): es la componente por la cual se remunera el negocio de la distribución.

Con el VAD la CNE elabora las tarifas para cada distribuidora, estableciendo las distintas opciones tarifarias para los clientes regulados (BT1, BT2, etc.).

La ley establece que al momento del cálculo del VAD la rentabilidad de toda industria de distribución debe estar dentro de una banda del 10% ± 4%.

Proceso de Fijación Tarifaria

La CNE debe calcular las tarifas para los clientes regulados de distribución.

La determinación de tarifas se realiza cada 4 años a través de un estudio, el cual busca determinar el costo medio (VAD) de una empresa distribuidora eficiente operando en el país – Empresa Modelo.

Dentro de los parámetros que incorpora el VAD se encuentran los costos de inversión, para lo cual la ley establece que su cálculo anual (AVI) considera:

El Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las instalaciones adaptadas a la demanda.
La vida útil de esas instalaciones.
Rentabilidad del 10% real anual.

Debido a que las EEDD tienen diferentes características en cuanto a tamaño y densidad de consumo, la ley establece que el VAD se calcule por áreas típicas de distribución (ATD).

Es por esta razón que el estudio de costos cuadrienal considera una empresa modelo y un VAD por área típica.

Una vez definidos los VAD, se definen las tarifas preliminares para el chequeo de la rentabilidad de la industria.

Si la rentabilidad de la industria se encuentra dentro de los límites aceptables, se confeccionan las distintas tarifas para clientes regulado a partir del VAD calculado.

Etapas para la Fijación de Tarifas de Distribución

a) Fijación del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR).

El VNR corresponde al costo de la empresa de distribución de renovar todas las obras, instalaciones y bienes físicos que son utilizados para dar el servicio de distribución.

– La fijación del VNR es el primer paso dentro de proceso tarifario, por lo es calculado cada 4 años, un año antes de cada proceso de fijación tarifaria.

– El cálculo del VNR corresponde a la SEC, la cual recibe los VNR que informan las empresas, pudiendo modifica su valor de acuerdo de la empresa concesionaria en cuestión. (Si no hay acuerdo resuelve el Panel de Expertos).

– El VNR es utilizado en el chequeo de rentabilidad de la industria antes de aceptar las tarifas preliminares.

b) Definición de Áreas Típicas de Distribución (ATD).

Debido a la presencia de economías de densidad presentes en el negocio de la distribución, el proceso tarifario considera agrupar a las empresas en diferentes zonas para establecer en cada una tarifas diferenciadas.

– Estas zonas son las ATD que agrupan en una misma categoría las zonas o EEDD que presentan costos medios (VAD) similares.

– La CNE determina las ATD y clasifica en cada una de ellas a las empresas concesionarias de distribución considerando el VAD real de cada empresa.

– Por lo tanto en una misma ATD se encontrarían empresa con VAD reales similares.

– El criterio para definir la desviación máxima entre un ATD recae en la CNE.

c) Elección de la empresa de referencia.

Para cada Área Típica de Distribución se selecciona una empresa de referencia (empresa real) con la cual se levanta la empresa modelo.

– Por lo tanto la empresa modelo basada en los antecedentes de una empresa real va a impactar en el resto de las empresas del ATD desde el punto de vista de la estructura tarifaria.

– La elección de la empresa de referencia se efectúa sobre la base de criterios económicos y prácticos como disponibilidad y confiabilidad de la información requerida para el estudio.

– La empresa modelo es una empresa ideal, ficticia y con costos eficientes, es decir, abastecimiento de la demanda al mínimo costo técnicamente posible.

– Este concepto busca obligar a las empresas de distribución a operar de manera óptima.

d) Configuración y Costos de la Empresa Modelo.

Para configurar la Empresa Modelo, se diseña una empresa nueva que inicia su operación en la misma zona de concesión de la empresa real tomada como referencia.

Así, la Empresa Modelo considera el territorio operacional, los clientes, consumos y puntos de inyección de energía.

Para el dimensionamiento de las instalaciones de la Empresa Modelo se considera una holgura con el fin de incorporar aumentos de demanda, dentro de la vida útil económica de las instalaciones.

Los costos de las instalaciones consideradas en la empresa modelo deben ser óptimos y en función de las disponibilidades del mercado.

Para la valorización de los costos de empresa modelo se usan los precios vigentes.

A partir del diseño de la empresa modelo se calcula el VAD eficiente para cada ATD con el cual se establecen las tarifas preliminares.

e) Tarifas básicas preliminares.

Con el VAD de las empresas modelo de cada ATD se pueden definir tarifas básicas preliminares.

Estas tarifas preliminares se utilizan para que las EEDD puedan calcular los ingreso que darían origen su aplicación.

Las tarifas básicas preliminares además de considerar el VAD eficiente, incorpora:

Precios de nudo en el punto de conexión de las instalaciones.
Factores de coincidencia; se utiliza para determinar la potencia a comprar por la distribuidora y se origina a que los consumidores tienen sus demandas máximas en diferentes momentos entre sí.
Número de horas de utilización de la potencia; se utiliza para poder asignarle una demanda de potencia a los consumidores que tienen sólo medidores de energía.

f) Chequeo de rentabilidad.

– La ley asegura un rango de rentabilidad para el conjunto de empresas entre 6% y 14%, en función de sus costos y activos reales.

– Para los costos y activos reales se considera el VNR de cada empresa, junto con sus costos de explotación que han sido aprobados por la SEC.

– Para el Chequeo de Rentabilidad se consideran la tarifas básicas preliminares, un horizonte de 30 años con ingresos y costos de explotación fijos, y se considera un valor residual de las instalaciones igual a cero.

– Los ingresos se obtienen a partir de la aplicación de las tarifas básicas preliminares a los vectores de demanda informados por las empresas.

– A partir de los ingresos, costos de explotación e inversión (VNR), la rentabilidad de la industria viene dada por la tasa interna de retorno (TIR) del conjunto de parámetros de todas las empresas.

– Si la rentabilidad está fuera de rango, se ajustan los VAD eficientes de modo de redefinir las tarifas y en consecuencia los ingresos del negocio, para así estar dentro del rango.

g) Indexación de las tarifas.

– Los VAD definitivos son indexados en función de los precios de nudo y de los índices de precios de los principales insumos de distribución.

– Existen tantas fórmulas de indexación como empresas y sectores de distribución.

– Cada vez que las empresa reajustan sus tarifas, deberán comunicar los nuevos valores a la CNE y SEC.

– Las tarifas continúan vigentes mientras no sean fijadas las nuevas fórmulas tarifarias, y tienen carácter retroactivo. Es decir una vez publicada las nuevas fórmulas tarifarias, éstas comienzan a operar desde el vencimiento del período de tarifas anteriores.

– Tales reliquidaciones se ajustan según interés corriente a la fecha de publicación de las nuevas tarifas.

h) Estructura Tarifaria.

La estructura tarifaria a nivel de cliente final de distribución, se compone de:

Precios de nudo establecidos en el punto de conexión con las instalaciones de distribución.
Cargo único por concepto de uso del sistema de transmisión troncal.
Valor agregado por concepto de costos de distribución.

El precio resultante que paga el usuario final corresponde al costo de utilización por parte del cliente de los recursos empleados a nivel de generación, transporte y distribución.

i) Clasificación Tarifaria.

A partir de los VAD definidos en el proceso tarifario se establecen opciones tarifarias (BT1, BT2, etc).

Estas opciones son diferentes formas de tarificación según las características de uso de potencia en los consumos.

La CNE configura opciones tarifarias para: alta y baja tensión, si el cliente tiene o no medidor de potencia y si éste permite discriminar entre consumos en horario de punta y fuera de punta.

En primer lugar las opciones tarifarias se clasifican según nivel de tensión:

– Consumos de AT: usuarios conectados a un voltaje entre 400 V y 23 kV.

– Consumos de BT: usuarios conectados a un voltaje igual o menor a 400 V.

Además de clasificación por nivel de tensión, las tarifas se clasifican según; uso de la potencia, junto con la forma de medir el consumo:

Tarifa Simple: sólo mide el consumo de energía(BT1)
Tarifa con Potencia Contratada: se mide el consumo de energía y la potencia es contratada por el clientes en un monto dado(BT2 y AT2).
Tarifa con Potencia Leída: se mide el consumo de energía y la potencia es leída con un medidor especial para este efecto (BT3 y AT3).
Tarifa Horaria: Se mide el consumo de energía, y la potencia puede ser contratada o leída, distinguiéndose la potencia en horas de punta (mayor costo) de la potencia fuera de horas de punta (menor costo) (BT4.1/BT4.2/BT4.3 y AT4.1/AT4.2/AT4.3)

Los clientes pueden elegir libremente cualquier opción tarifaria, según ciertas restricciones en base las características de sus consumos, pero deberán permanecer en la opción respectiva durante 12 meses.

BT1: Opción tarifaria para clientes conectados en baja tensión cuya potencia sea inferior a 10 kW.

La tarifa BT1 se compone de los siguientes cargos:

Cargo fijo mensual: cubre costos de lectura, facturación, reparto y cobranza de boletas y es independiente del consumo.
Cargo único por uso del sistema troncal: costo en el que incurre la EEDD por el transporte de energía a través del sistema troncal.
Cargo por energía base: entre oct y marzo, se obtiene multiplicando los kWh registrados del medidor por el precio unitario de energía. De abril a septiembre este cargo se aplica a los kWh por debajo del limite de invierno.
Cargo por energía adicional de invierno: se aplica entre ABRIL y SEPT a cada kWh adicional que exceda el límite de invierno y el consumo total sea mayor a 430 kWh.

Los consumos mensuales efectuados entre el 1° de abril y 30 de septiembre estarán afectos al Cargo por Energía Adicional de Invierno, cada vez que se cumpla con las siguientes dos condiciones:

Se sobrepasen 430 kWh, en el consumo total mensual.
Se sobrepase el Límite de Invierno establecido para el cliente.

Si no se cumplen cualquiera de las dos condiciones anteriores, no hay recargo por energía adicional de invierno.

Límite de Invierno: corresponde al mayor valor que resulta de comprar 350 kWh, con el promedio mensual de energía consumida en el período comprendido entre octubre y marzo inmediatamente anterior, incrementado en un 20%. Es calculado para cada clientes y se informa en la boleta.

BT2/AT2

Opción tarifaria para clientes conectados en la tensión respectiva (BT o AT) con medidor simple de energía y potencia contratada.

La potencia contratada rige por 12 meses y podrá ser utilizada sin restricciones en cualquier momento durante el período de vigencia de dicha potencia contratada.

La BT2 o AT2 se compone de los siguientes cargos:

Cargo fijo mensual
Cargo único por uso del sistema troncal y por energía: ídem BT1.
Cargo por potencia contratada: se obtendrá multiplicando los kW contratados por su precio unitario. Se cobra independiente del consumo y el precio unitario de la potencia varía según el grado de utilización en horas punta (Presente en Punta o Parcialmente Presente en Punta).

BT3/AT3

Opción tarifaria para clientes conectados en la tensión respectiva (BT o AT) para clientes con medidor simple de energía y demanda máxima leída.

La demanda máxima leída del mes, es el mayor valor de las demandas integradas en período sucesivos de 15 minutos.

La BT3 o AT3 se compone de los siguientes cargos:

Cargo fijo mensual y Cargo único por uso de sistema troncal y por energía: ídem BT1.
Cargo por demanda máxima: corresponde a la demanda más alta que resulta de comprar la demanda máxima del mes respectivo con el promedio de las dos demandas más altas registradas en meses que contengan horas punta en los últimos 12 meses. O en su defecto corresponde al 40% del mayor de los cargos por demanda máxima registrado en los últimos 12 meses si este valor fuese mayor que el calculado anteriormente.

BT4/AT4

Opción tarifaria para clientes conectados en la tensión respectiva (BT o AT) con medidor simple de energía y demanda máxima contratada o leída, y demanda máxima contratada o leída en horas de punta del sistema eléctrico.

La principal diferencia con las tarifas anteriores es que la incorporación de la clasificación horaria.

Esta opción tarifaria a su vez incorpora tres modalidades: 4.1, 4.2 y 4.3.

BT/AT 4.2

: además de los cargos básicos* considera cargos por demanda máxima contratada en horas punta y demanda máxima contratada.

BT/AT 4.2: además de los cargos básicos considera cargos por demanda máxima leída de potencia en horas punta y demanda máxima contratada.

BT/AT 4.3: además de los cargos básicos considera cargos por demanda máxima leída de potencia en horas punta y demanda máxima de potencia suministrada. (en los meses fuera de punta la demanda máxima leída será el promedio de las dos mayores del período anterior)