Regulación en el Segmento Generación
– Segmento competitivo, sin barreras de entradas según la legislación (en la práctica se fomentan las ERNC).
– No se necesita un permiso en particular para ingresar a este segmento. A excepción de la geotermia e hidroelectricidad en que se necesitan concesiones.
– Los generadores se desenvuelven en dos mercados: spot (físico) y contratos (financiero).
– Se tiene un proceso regulado para la venta de electricidad a clientes sometidos a regulación de precios (empresas distribuidoras).
– La tarificación incluye energía, potencia y servicios complementarios.
– El mercado spot es dirigido por el CDEC, quien establece la operación de corto plazo y determina la cantidad de energía que despacha cada central.
– Dentro del mercado spot el generador vende o compra a precio spot de energía y a precio nudo de potencia. Donde el precio spot de energía es calculado por el CDEC y el precio de nudo de potencia es determinado semestralmente por la CNE.
– Los precios en contratos con clientes regulados se establecen a partir de un proceso de licitación pública regulado, con techo y plazo prestablecido.
Regulación en el Segmento Transmisión
– Segmento regulado por sus características de monopolio natural (alta inversión y economías de escala).
– Se distingue los sistemas: troncales, subtransmisión y adicional.
– Son necesarias concesiones de transporte para instalarse.
– La transmisión troncal y subtransmisión son servicio público, mientras que la adicional lo es sólo si utiliza bienes nacionales de uso público.
– La ley limita la integración vertical, debe tener giro exclusivo, no puede dedicarse a la generación o distribución.
– Los sistemas de transmisión se desarrollan bajo un régimen de acceso abierto.
– Se entiende como “Acceso Abierto” a la obligación de permitir el uso de una instalación.
– Los sistemas de transmisión pueden ser usados por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias, a cambio del pago de una remuneración.
– En caso de límites técnicos la ley no establece la obligación de expandirse.
– Son usuarios del sistema de transmisión toda empresa eléctrica que inyecte y/o retire electricidad desde el sistema para su comercialización.
– Las empresas que hacen uso de las instalaciones de transmisión deben pagar por su uso, a excepción de las ERNC. (P<20>20>
– El pago que realizan los usuarios debe cubrir los costos de transmisión.
– Por lo tanto en la transmisión se remunera: la inversión, el COMA y las pérdidas a través de los Ingresos Tarifarios y el pago de peajes.
Regulación en el Segmento Distribución
– Segmento regulado por sus características de monopolio natural.
– Para desarrollar la distribución de energía eléctrica se debe tener una concesión (Servicio Público), aunque también se puede distribuir sin ésta a través de permisos municipales (Servicio Privado).
– Cuando se trata de distribución de Servicio Privado
:
i. No se requiere de concesión de servicio público.
ii. No hay tarifas reguladas, salvo para servicios adicionales.
iii. No hay derecho de cruzar bienes nacionales de uso público, ni ser indemnizado por cambio de trazados solicitados por la autoridad.
iv. No se puede usar Aportes de Financiamiento Reembolsables (AFR).
v. Ejemplos: Cooperativas, electrificación rural, etc.
Cuando se trata de distribución de Servicio Público:
i. Se debe tener concesión, la cual es un permiso del Ministerio de Energía.
ii. Las concesiones pueden ser provisionales o definitivas, y son necesarias para establecer, operar y desarrollar la actividad.
iii. Las concesiones pueden superponerse y caducan.
iv. Una concesión otorga el derecho a usar bienes nacionales de uso público para líneas aéreas y subterráneas. Además permite imponer servidumbres sobre terceros.
vi. Es obligación dar servicio a quien lo solicite dentro de la zona de concesión, pudiendo solicitar Aportes de Financiamiento Reembolsables.
vii. Derecho a cortar el suministro por servicios impagos, pero no por otras prestaciones como por ejemplo el retail.
viii. Obligación de hacer encuesta de calidad de servicio.
Regulación tarifaria:–
Las tarifas son reguladas y se determinan a través del VAD, basado en una empresa que funciona de manera eficiente.
– El VAD es el costo medio del negocio y considera: los costos fijos de administración, las pérdidas medias, inversión y costos de operación y mantenimiento.
– Las tarifas se fijan cada 4 años a través de estudios, en donde éstos se ponderan en 2/3 para el regulador y 1/3 para el regulado.
– La empresa modelo es una empresa ficticia, con diseño óptimo, en donde el modelo asegura el autofinanciamiento de la empresa.
– El conjunto de la industria debe tener una rentabilidad en la banda de 10 ± 4%, de lo contrario se ajustan las tarifas para estar en este rango.
– Existen peajes de distribución (clientes libres).
– El TDLC puede calificar los servicios asociados al suministro eléctrico que deben tener regulación de precios.
– Algunos de los servicios asociados con regulación de tarifas son: apoyo en poste, arriendo empalme y/o medidor, atención emergencia AP, aumento capacidad empalme, cambio de medidor, certificado deuda, conexión, etc.
– Los conflictos suscitados por estos servicios pueden ir al Panel de Expertos.
MODULO III Modelos Tarifarios Utilizados en la Industria Eléctrica
1.
Tarificación a costo marginal → modelo utilizado en el segmento de generación con el cual se valorizan las transacciones de energía y potencia entre generadores. (Previo a la aplicación de la ley corta II, este sistema establecía el precio para clientes regulados).
Para cualquier empresa el costo marginal indica el costo de producir una unidad adicional de un bien e indica cuanto se incrementan los costos totales (CT) de la firma al producir esta última unidad.
2.
Tarificación a costo medio → sistema de tarificación aplicado en los segmentos de distribución y transmisión. Se utiliza para establecer el pago que deben realizar los clientes regulados a la empresa de distribución. También determina los ingresos para los sistemas de transmisión troncal y subtransmisión.
El costo medio (CMe) corresponde los costos por unidad de producción CMe=CT/Q
3.
Licitaciones Reguladas→ modelo para establecer el precio de las transacciones de energía entre generadores y distribuidoras tras la aplicación de la ley corta II. Además se aplica para valorizar las nuevas obras de transmisión troncal.
-CMg cruza en pto mínimo a las curvas de costos variables medios (CVMe) y costos medios (CMe).
-Cuando el CMg < cme=»» →=»» cme=»» decrecen.=»» existen=»» economías=»» de=»» escala=»» debido=»» a=»» recursos=»» no=»» utilizados=»» al=»»>
-Cuando el CMg > CMe → CMe crecen. Se producen deseconomías de escala debido a la capacidad limitada de recursos o insumos
-El costo marginal es el precio mínimo que los productores deben recibir como incentivo para ofrecer en venta otra unidad de ese mismo bien o servicio.
-En un mercado competitivo tanto productores como consumidores toman el precio de mercado como un dato, ya que ninguno puede influir en este parámetro.
– Un mismo bien o servicio se vende al mismo precio para TODOS los consumidores.
-El precio viene dado (variable exógena) por lo que el objetivo de la firma será determinar aquél nivel de producción (Q*) que maximice sus utilidades.
tal que el costo de producir una unidad adicional (CMg) es igual al precio (P) de mercado. Este precio es igual al ingreso adicional (IMg) que obtiene la empresa por la venta de esa unidad. P = CMg(Q*)
Determinacion curva de oferta
– Si P > CMg, la empresa aumenta su utilidad si la producción aumenta (el ingreso por vender una unidad adicional excede al costo de producirla).
– Si P < cmg,=»» la=»» empresa=»» aumenta=»» su=»» utilidad=»» si=»» se=»» disminuye=»» la=»» producción=»» (el=»» ingreso=»» por=»» vender=»» una=»» unidad=»» adicional=»» es=»» menor=»» al=»» costo=»» de=»»>
– Cuando P = CMg, la empresa maximiza su utilidad ya que tanto un aumento como una disminución de la producción disminuyen la ganancia económica.
-Para P > CVMe mínimo, la oferta viene dada por los costos marginales.
– Para P < cvme=»» mínimo,=»» la=»» cantidad=»» ofertada=»» es=»»>
– La firma comienza a producir cuando P > CVMe mínimo y la mejor alternativa es producir siguiendo los costos marginales.
– Para precios entre los CVMe y los CMe, la empresa produce las menores pérdidas.
-Para precios mayores a los CMe, la empresa genera utilidades.
En una empresa eléctrica los costos marginales son igual a los costos variables, ya que éstos últimos están representados por una recta (CT = a + bxQ; CMg = b = CV).
Equilibrio en Mercados Competitivos
– El equilibrio de mercado de corto plazo se alcanza cuando la cantidad ofertada es igual a la cantidad demandada de acuerdo al precio que determina el mercado.
– En este punto el beneficios social marginal (demanda) es igual al costo social marginal (oferta) por adquirir y producir el bien respectivamente.
1) Equilibrio
– La eficiencia de un modelo de mercado ya sea competencia perfecta, monopolio u oligopolio, se puede medir a través del beneficio que obtienen compradores y vendedores.
– El modelo más eficiente será aquél que maximice este beneficio.
– El beneficio de los consumidores corresponde al ahorro en que incurren respecto al precio umbral que están dispuestos a pagar por un bien. Éste beneficio se conoce como excedente de los consumidores.
– El beneficio de los productores es igual al pago que éstos reciben por sobre el precio mínimo al cual están dispuestos a vender determinada cantidad → excedente de los productores.
– El excedente total será la suma de los excedentes de los productores y consumidores, y corresponde a una medida del bienestar social.
– El pto de equilibrio en un mercado competitivo lleva a la eficiencia ya q produce q el beneficio adicional q recibe la sociedad por adquirir un bien es igual al costo adicional q se ocupa para producirlo.
– En el punto de equilibrio de corto plazo (intersección curva demanda oferta) se tiene:
1. Un uso eficiente de los recursos para toda la sociedad
2. La maximización del excedente total (independiente como se reparte el excedente entre productores y consumidores).
3. Se cubre la demanda al costo más bajo, o de otra manera, se está pagando el precio mínimo por el cual los oferentes están dispuestos a vender.
– Si Q < cantidad=»» equilibrio,=»» habrán=»» compradores=»» para=»» los=»» cuales=»» el=»» bien=»» tendrá=»» un=»» valor=»» superior=»» al=»» costo=»» de=»» producirlo=»» o=»» productores=»» recibiendo=»» un=»» pago=»» por=»» sobre=»» el=»»>
Tanto consumidores como productores aumentan su beneficio si aumenta la cantidad.
Como no se está maximizando los excedentes se produce un costo social.
– Si Q > Cantidad Equilibrio, las transacciones implicarían para el productor un costo superior al valor que obtiene el comprador. Las transacciones producirían pérdidas, las cuales se pueden recuperar si disminuye la cantidad.
– Los productores maximizan sus utilidades eligiendo un nivel de producción tal que el costo marginal es igual al precio de mercado → CMg (Q*) = P.
– Entonces, la oferta de una empresa viene dada por la curva de costos marginales (para precios mayores a sus CVMe).
– El equilibrio de mercado de corto plazo se alcanza cuando la cantidad ofertada es igual a la cantidad demandada de acuerdo al precio que determina el mercado.
– En el punto de equilibrio se logra un uso eficiente de los recursos (mínimo costo de abastecimiento), junto con la maximización del bienestar social.
Tarificación marginalista en el sector generación
– Dentro de la industria eléctrica, el segmento de la generación se desarrolla en un mercado competitivo.
– Entonces la operación eficiente del sistema se alcanza cuando el nivel de producción, que seleccionarían los generadores para maximizar sus utilidades, es aquél en que CMg(Q*) = P.
– Este punto corresponde al equilibrio de mercado en donde se maximiza el bienestar social propiciando el funcionamiento eficiente del sistema, cubriendo la demanda eléctrica a mínimo costo (exigencia legal).
– Si la condición CMg(Q*) = P, favorece al funcionamiento eficiente en competencia, entonces:
1. El segmento de la generación establece el precio de sus productos (energía y potencia) a partir de los costos marginales respectivos.
2. Tanto el precio de potencia como de energía en el mercado spot quedan determinados por los costos marginales de satisfacer la demanda de potencia punta y energía respectivamente.
3. Los costos marginales corresponde al costo incurrido por el sistema eléctrico completo para satisfacer una unidad adicional de consumo.
– Si P > CMg del sistema, se dejarían de consumir unidades de energía y se incentiva el despacho de centrales con costos variables altos (tendencia a sobre instalaciones)
– Si P = CMg del sistema, el despacho de las centrales satisface exactamente la demanda a mínimo costo.
– Si P < cmg=»» del=»» sistema,=»» los=»» usuarios=»» aumentarían=»» sus=»» consumos=»» y=»» las=»» centrales=»» con=»» costos=»» variables=»» superior=»» al=»» precio=»» no=»» se=»» despacharían=»» o=»» deberían=»» ser=»» subsidiadas=»» (desincentivo=»» de=»»>
Determinación Precio Spot de Energía
– El precio spot de energía corresponde al costo que el sistema eléctrico incurre para suministrar una unidad adicional de energía en una barra determinada → Precio Spot Energía = CMg Sistema.
– La curva de costos marginales u oferta se construye a partir de los costos variables de cada central. (costos variables para centrales térmicas y costos de oportunidad del agua).
– Para su cálculo se considera la operación real del sistema determinada por la Dirección de Operaciones (DO) del CDEC.
– Entonces, para cada hora, el costo marginal real se calculará como el promedio ponderado de los costos variables de las centrales que estuvieron despachando realmente durante dicha hora.
– El costo marginal real se vincula a la barra de referencia del sistema para luego determinar el costo marginal de resto de las barras utilizando los factores de penalización respectivos.
– El precio de energía constituye una aplicación del costo marginal de corto plazo.
-El CMg se actualiza cada una hora y depende: Nivel de demanda – Capacidad instalada y disponibilidad del parque generador – Capacidad instalada y disponibilidad de los sistemas de transmisión – Disponibilidad y precio de los combustibles – Valor marginal del agua en los embalses del sistema – Pérdidas en los sistemas de transmisión – Costo de Falla.
Determinación Precio de Potencia
– El precio de potencia se determina a partir de la inversión adicional (marginal) requerida para suministrar 1 kW más en las horas de demanda máxima o punta del sistema.
– Para determinar esta inversión adicional se toma como referencia el costo unitario de instalación de una turbina de gas operando con petróleo diésel. Se utiliza este equipo ya que se considera el más económico para suministrar potencia en horas punta.
– Este precio corresponde una aplicación del costo marginal de largo plazo.
– Se calcula el precio de potencia para la barra del sistema en que resulta más económico instalar potencia. Para el resto de las barras se refiere el precio anterior utilizando los factores de penalización (factores que toman en cuenta las pérdidas marginales de energía y potencia en las líneas de transmisión).
– Por lo tanto, el precio de potencia es igual al costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del sistema eléctrico en la subestación seleccionada, incrementada en un porcentaje igual al margen de reserva de potencia teórico (MRT).
– El precio de potencia se determina en Abril y Octubre por la CNE por medio de los
Informes Técnicos Definitivos (ITD).
– Es la CNE quien determina el tipo de unidades generadoras más económicas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda ´máxima anual del sistema.
– La remuneración por potencia permite mantener unidades de respaldo, las cuales dan seguridad al sistema. Entones, las unidades de respaldo son remuneradas sin importar su despacho o costo variable.