Tarificación

Costos de Tecnologías de Generación

La Comisión Nacional de Energía, en adelante la “Comisión”, en cumplimiento con lo establecido en el artículo 162° de la Ley General de Servicios Eléctricos, debe determinar un programa de obras de generación y transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional, que minimice el costo total actualizado de abastecimiento de energía eléctrica, esto es, la suma de los costos esperados actualizados de inversión, operación y racionamiento en el proceso de fijación de precios de nudo de corto plazo. Con este programa de obras se determina la operación del sistema eléctrico para efectos del cálculo de costos marginales que dan lugar a los precios básicos de energía.

Este programa de obras complementa a las obras de transmisión y generación declaradas en construcción por la Comisión y es de carácter indicativo, es decir, corresponde a un ejercicio de optimización de la expansión del sistema a nivel de generación bajo diferentes supuestos de evolución de costos de combustibles, condiciones hidrológicas, alternativas de desarrollo de la matriz energética y evolución de los costos de inversión de las diferentes tecnologías de generación.

Para estos efectos, la Comisión ha trabajado en la identificación de costos estándares y eficientes de inversión y operación para centrales generadoras que utilizan diferentes fuentes de energía, obteniendo de esta forma valores que permiten determinar el programa de obras con información adecuada.

Costos de Unidad de Punta

De acuerdo a lo establecido en el Decreto con Fuerza de Ley N° 4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N° 1, de 1982, del Ministerio de Minería, Ley General de Servicios Eléctricos, modificado por la Ley N° 20.936, en adelante e indistintamente “Ley General de Servicios Eléctricos” o la “Ley”, corresponde a la Comisión Nacional de Energía, en adelante e indistintamente “Comisión” o “CNE”, entre otras tareas, el cálculo de los precios de nudo de energía y potencia definidos en el artículo 162° de la Ley.

De conformidad a lo establecido en el artículo 49° del Decreto Supremo N° 86, de 2012, del Ministerio de Energía, que aprueba el Reglamento para la Fijación de Precios de Nudo, modificado por el Decreto Supremo N° 68, de 26 de junio de 2015, del mismo Ministerio, en adelante “Reglamento de Precios de Nudo”, la Comisión realizará, a más tardar cada cuatro años, un Estudio de Costos de Unidad de Punta para los sistemas eléctricos respectivos, los que podrá contratar conforme a las disposiciones legales, reglamentarias y administrativas vigentes, con el objetivo de determinar los costos de inversión y costos de fijos de operación de la Unidad de Punta de los respectivos subsistemas definidos por la Comisión.

El estudio señalado deberá considerar, al menos, diferentes alternativas de tamaño de unidades, tecnologías, ubicación en el sistema, infraestructura existente, conexión al sistema eléctrico y disponibilidad de insumo primario de generación, entre otros aspectos.

Con el objeto de elaborar el Estudio de Costos de Unidad de Punta, la Comisión mediante la dictación de la Resolución Exenta N° 166, de 25 de mayo de 2020, realizó un llamado a licitación pública y aprobó las Bases Administrativas, Técnicas y Anexos, para la contratación del estudio denominado “Determinación de los Costos de Inversión y Costos Fijos de Operación de la Unidad de Punta del SEN y de los SSMM”. Luego, mediante la dictación de la Resolución Exenta N° 269, de 23 de julio de 2020, la Comisión aprobó el Convenio de prestación de servicios con Unión Temporal de Proveedores Kas Mercado y Regulación S.A. y Krea Energía Limitada, con el objeto que dicho consorcio lleve a cabo el Estudios de Costos de Unidad de Punta, que servirá de base para la determinación, por parte de la Comisión, de los costos de inversión y costos fijos de operación de la Unidad de Punta en los respectivos subsistemas.

En consideración a los antecedentes señalados, y en cumplimiento de lo señalado en el artículo 50° del Reglamento de Precios de Nudo, a continuación, se expone el informe técnico para la determinación de los costos de inversión y costos fijos de operación de la Unidad de Punta del SEN y de los SSMM.

Precios Estabilizados

De conformidad a lo dispuesto en el artículo 9º del Decreto Supremo Nº 88 del Ministerio de Energía, de 2019, que aprueba reglamento para medios de generación de pequeña escala (en adelante, “DS 88/2020”), los propietarios u operadores de los Medios de generación de pequeña escala sincronizados a un sistema eléctrico, tendrán derecho a vender la energía que evacuen al sistema a costo marginal instantáneo, pudiendo acceder al mecanismo de estabilización de precios, y a vender sus excedentes de potencia al precio de nudo de la potencia, debiendo participar en las transferencias de energía y potencia a que se refiere el artículo 149º del D.F.L. Nº 4/20.018, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del D.F.L. Nº 1, de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, en materia de energía eléctrica (en adelante, “Ley”), de acuerdo a las disposiciones contenidas en el citado reglamento y en la normativa vigente.

En virtud de lo dispuesto en el artículo 17º del DS 88/2020, los precios estabilizados a que se refiere el párrafo precedente serán fijados por el Ministerio de Energía, mediante decreto expedido bajo la fórmula «por orden del Presidente de la República», previo informe técnico de la Comisión Nacional de Energía (en adelante, “Comisión”) y regirán a partir de su publicación en el Diario Oficial. Estos precios serán calculados por la Comisión sobre la base de los antecedentes y la simulación de la operación esperada del Sistema Eléctrico Nacional (en adelante, “SEN”) realizada con ocasión de la fijación de Precios de Nudo de Corto Plazo de febrero y agosto de cada año respectivamente.

Para efectos de realizar dicho cálculo, un mes después de la comunicación del informe técnico definitivo del cálculo de los Precios de Nudo de Corto Plazo, la Comisión, deberá comunicar el informe técnico preliminar con el cálculo de los precios estabilizados al Ministerio de Energía y al Coordinador, y éste último lo pondrá a disposición de los Coordinados, debiendo además ser publicado en el sitio web de la Comisión. Los Coordinados tendrán un plazo de diez días para observar dicho informe.

El informe técnico de precios estabilizados deberá contener, al menos lo siguiente:

1. La asignación de bloques de la simulación de Precio de Nudo de Corto Plazo realizada en febrero o agosto de cada año, según corresponda, a los distintos intervalos temporales definidos para el cálculo;
2. Los precios estabilizados de energía por intervalo temporal para las barras donde se determine el Precio de Nudo de Corto Plazo de febrero o agosto de cada año, según corresponda;
3. El ajuste a la banda de mercado definida para los precios estabilizados; y,
4. Las fórmulas de indexación aplicables al precio estabilizado.

Según el procedimiento establecido en el artículo 17º del DS 88/2020 ya citado, la Comisión deberá analizar las observaciones recibidas al informe técnico preliminar de precios estabilizados, las cuales podrán ser acogidas, total o parcialmente, o rechazadas fundadamente, y deberá publicar en su sitio web un informe técnico definitivo con los resultados del proceso de determinación de los precios estabilizados, a más tardar, dentro de los tres meses siguientes a la comunicación del informe técnico definitivo del cálculo de los Precios de Nudo de Corto Plazo, el que deberá ser comunicado al Ministerio de Energía para efectos de la dictación del correspondiente decreto.

Precio Nudo Corto Plazo

Los precios de nudo se fijan semestralmente. Su determinación es efectuada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien a través de un Informe Técnico comunica sus resultados al Ministerio de Energía, el cual procede a su fijación, mediante un Decreto publicado en el Diario Oficial.

La política de costos reales y la ausencia de economías de escala en el segmento generación, permiten fijar como precio el costo marginal de suministro, constituido por dos componentes:

• Precio básico de la energía
  Promedio en el tiempo de los costos marginales de energía del sistema eléctrico operando a mínimo costo actualizado de operación y de racionamiento, durante el período de estudio; y
• Precio básico de la potencia de punta
  Costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del sistema eléctrico considerando las unidades generadoras más económicas, determinadas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico, incrementado en un porcentaje igual al margen de reserva de potencia teórico del sistema eléctrico.

Para cada una de las subestaciones del sistema eléctrico se calcula un factor de penalización de energía y otro de potencia que multiplicado por el respectivo precio básico de la energía y potencia de punta, determina el precio de la energía y potencia en la subestación respectiva;

Precio Nudo Corto Plazo: Indexaciones

Precio Nudo Promedio

Definición Precios de Nudo Promedio
Los Precios de Nudo Promedio (PNP) nacen de las modificaciones al marco regulatorio eléctrico introducidas por la Ley 20.018, o Ley Corta II, y corresponden a los precios que las empresas concesionarias de servicio público de distribución deben traspasar a sus clientes regulados.

Los Precios de Nudo Promedio se aplican a partir del 1 de enero de 2010 junto con la entrada en vigencia de los primeros contratos de suministro licitado que establecen los Artículos 131º a 135º de la Ley, y se componen por el promedio ponderado de los siguientes tipos de precios de contratos de suministro:

a.Precios de Nudo de Largo Plazo de energía (PNELP) y potencia (PNPLP): son aquellos que debe pagar una empresa concesionaria de distribución a su suministrador en virtud del contrato de suministro respectivo suscrito a partir de las licitaciones públicas reguladas.

b.Precios de Nudo de Corto Plazo de energía (PNECP) y potencia de punta (PNPCP): son los precios a nivel de generación-transporte fijados semestralmente en los meses de abril y octubre de cada año en virtud del Artículo 160° de la Ley.

Entre las principales características del Precio de Nudo Promedio, se destaca en que es un precio único determinado para cada distribuidora a nivel de generación-transporte, y que se aplica un procedimiento de ajuste de modo tal que el Precio de Nudo Promedio de cualquier distribuidora no puede exceder en más de un 5% el precio promedio de todo el sistema en un punto de comparación.

Su determinación es efectuada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien a través de un Informe Técnico comunica sus resultados al Ministerio de Energía, el cual procede a su fijación mediante la dictación de un Decreto publicado en el Diario Oficial.

Los Precios de Nudo Promedio se fijan en las siguientes ocasiones:

1. Semestralmente, en los meses de abril y octubre de cada año.
2. Toda vez que se produzca la indexación del precio de algún contrato de suministro por una variación sobre el 10% respecto a su precio vigente.
3. Con la entrada en vigencia de algún nuevo contrato de suministro licitado.

Cada proceso licitatorio establece, dentro del marco normativo, sus propias fórmulas de indexación aplicables a los Precios de Nudo de Largo Plazo, cuyos índices respectivos deben ser verificados mensualmente para comprobar la variación de estos precios. La evolución histórica de dichos índices, así como otros documentos normativos, se pueden obtener en el siguiente vínculo:

Índices para el cálculo del Precio de Nudo de Largo Plazo

Valor Agregado de Distribución

El VAD es fijado cada cuatro años por el Ministerio de Energía, previo Informe Técnico de la CNE y corresponde básicamente un costo medio que incorpora todos los costos de inversión y funcionamiento de una empresa modelo o teórica operando en el país, eficiente en la política de inversiones y en su gestión, de modo que el VAD no reconoce necesariamente los costos efectivamente incurridos por las empresas distribuidoras.

A continuación enlaces relacionados a Valor Agregado de Distribucion (VAD)

Proceso de Tarificación Troncal

Tarificación Sistemas Medianos

Tarificación de Subtransmisión

Expansión de Transmisión

Cargo por Servicio Público

El Cargo por Servicio Público se incorpora a las tarifas a partir de las modificaciones del marco regulatorio eléctrico introducidas por la Ley N° 20.936, y corresponde al financiamiento por parte de los usuarios finales, libres y sujetos a regulación de precios, de los presupuestos del Coordinador Eléctrico Nacional, el Panel de Expertos y el estudio de franja que establece el artículo 93° de la Ley General de Servicios Eléctricos.

El Cargo por Servicio Público comienza a aplicar a partir del 1 de septiembre del 2017.

Cargos por Transmisión

De conformidad a lo dispuesto en el artículo 115° del D.F.L. N° 4, de 2006, del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que fija el texto refundido, coordinado y sistematizado del D.F.L. N° 1 del Ministerio de Minería, de 1982, Ley General de Servicios Eléctricos, modificado por la Ley N° 20.936, en adelante e indistintamente “la Ley”, y en el artículo 3° de la Resolución Exenta N° 385 de la Comisión, de fecha 20 de julio, que establece plazos, requisitos y condiciones aplicables a la recaudación, pago y remuneración de los sistemas de transmisión así como la fijación del cargo a que se refiere el artículo 115° de la Ley General de Servicios Eléctricos, en adelante “Resolución Exenta N° 385”, los cargos únicos a que hace referencia dicho artículo, serán calculados semestralmente por la Comisión Nacional de Energía, en adelante “la Comisión”, en el informe técnico respectivo y fijados mediante resolución exenta con ocasión de la determinación de los precios de nudo de corto plazo.

En particular, el artículo 115° de la Ley, que regula el pago de la transmisión, establece que los sistemas de transmisión nacional, zonal y de transmisión dedicada utilizada por parte de usuarios sujetos a regulación de precios serán remunerados a través del respectivo cargo por uso que será recaudado de los consumidores finales libre y regulados.

Por su parte, el artículo 72°-7 de la Ley, relativo a servicios complementarios, dispone que las remuneraciones de las inversiones asociadas a nueva infraestructura serán financiadas por los usuarios finales, a través de un cargo de servicios complementarios, el cual deberá ser incorporado al cargo único al que se refiere el artículo 115° de la Ley.

De igual forma, el artículo 99° bis de la Ley, referido a la expansión, desarrollo, remuneración y pago de los sistemas de interconexión internacional, señala que las instalaciones asociadas a las interconexiones internacionales serán remuneradas a través de un cargo a clientes finales que deberá ser incluido en el cargo al que hace referencia el artículo 115° de la Ley.

Asimismo, en virtud de lo establecido en el artículo 2° de la Resolución Exenta N° 385, el cargo único para la remuneración de la proporción no utilizada por centrales generadoras existentes en los sistemas de transmisión para polos de desarrollo definido en el artículo 116° de la Ley, será calculado y fijado en la misma oportunidad que el cargo establecido en el artículo 115° de la Ley.

Finalmente, se deberá considerar lo dispuesto en el artículo vigesimoquinto transitorio de la Ley 20.936, en relación al régimen de recaudación, pago y remuneración del sistema de transmisión.

Previsión de Demanda Eléctrica

La Comisión, de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley N°2.244, de 1978, debe analizar técnicamente la estructura y nivel de los precios y tarifas de bienes y servicios energéticos, así como monitorear y proyectar el funcionamiento actual y esperado del sector energético. Para lo anterior, la Comisión debe elaborar una previsión de demanda de energía eléctrica, la cual será utilizada en la determinación del precio de nudo de corto plazo, como también podrá ser utilizada en los demás procesos que desarrolle.

El Informe de Previsión de Demanda considera tanto a clientes regulados como a clientes libres. La previsión de demanda de los clientes regulados se desarrolla en el marco de los procesos de licitación de suministro y, en particular, del Informe de Licitaciones regulado en el Decreto N°106, de 2015, del Ministerio de Energía, modificado por el Decreto N°67, de 2017, cuyos resultados son recogidos en el Informe de Previsión de Demanda. Por su parte, la previsión de clientes libres se realiza en el Informe de Previsión de Demanda, de manera que éste comprende la previsión de ambos clientes.

Valorización Sistemas Transmisión

Costos de Falla

Para determinar la operación óptima de cada sistema eléctrico, la Comisión deberá utilizar en cada proceso tarifario valores representativos del costo en que incurre cada sistema ante diferentes niveles de déficit de suministro, los que se denominarán costos de falla esperados, en adelante «costo de falla».

Para determinar los niveles de déficit señalados y su valor económico, la Comisión realizará, a más tardar cada cuatro años, Estudios de Costos de Falla de larga y corta duración para los sistemas eléctricos respectivos, los que podrá contratar conforme a las disposiciones legales, reglamentarias y administrativas vigentes, con el objetivo de recoger los cambios que experimenten los principales factores de costo que componen dichos niveles de déficit.

Los Estudios de Costos de Falla deberán considerar el análisis del comportamiento ante situaciones de déficit de clientes industriales de diferentes tamaños, actividad económica y ubicación geográfica, entre otros aspectos. Respecto de los clientes comerciales y residenciales, la metodología de análisis podrá emplear herramientas o algoritmos matemáticos que representen de manera consistente y armónica la forma cómo estos consumidores se ven afectados al no contar con suministro eléctrico.

Dentro del período de cuatro años, los costos para cada nivel de déficit deberán actualizarse en cada proceso tarifario, mediante fórmulas que den cuenta del cambio en el valor de sus principales componentes de costo.

Calificación Instalaciones de Transmisión

Tarificación Art. 52 Reglamento de Valorización

Tarificación Art. 12º y 13º Trans. Ley 20.936

Tarifas de Costos de Conexión

De conformidad a lo dispuesto en el inciso cuarto del artículo 79° de la Ley, se establece que el Coordinador es el responsable de aprobar la conexión a los sistemas de transmisión en aquellas subestaciones existentes, o en las definidas en la planificación de la transmisión que hace referencia el artículo 87°, o en aquellas que la Comisión apruebe en virtud de lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 102° y previa verificación que la solución de conexión propuesta permita cumplir con los criterios de operación optima y acceso abierto del sistema respectivo. Además, con excepción del sistema dedicado, le corresponderá al Coordinador establecer los pagos que deberá realizar la empresa que solicita hacer uso de instalaciones de transmisión al propietario de dichas instalaciones, a partir de la aplicación de las tarifas que determine el Ministerio de Energía, previo informe de la Comisión, por conceptos de Costos de conexión, estudios y análisis de ingeniería o derechos de usos de dichas instalaciones, así como los requisitos técnicos y plazos para realizar dichas obras, conforme a lo que determine el reglamento.

Respecto a los sistemas de transmisión dedicados, en el inciso séptimo del artículo 80° de la Ley se establece que los costos producto de la conexión a dichas instalaciones que están asociados a estudios y análisis de ingeniería que correspondan serán a cargo de la empresa solicitante los que deberán ser consistentes con lo señalado en el inciso cuarto del artículo 79° de la Ley y reflejar precios de mercado en procesos abiertos y competitivos.

Finalmente, el artículo segundo transitorio de la Resolución Exenta N° 154 indica que mientras no se dicte el respectivo acto administrativo por parte del Ministerio de Energía, las tarifas y la definición de los costos de conexión, estudios y análisis de ingeniería o derechos de usos de dichas instalaciones, serán determinados por el Coordinador, debiendo reliquidarse los pagos que se efectúen conforme lo dispuesto en el presente artículo una vez fijadas las tarifas por parte del Ministerio.

Obras Urgentes de Transmisión

De conformidad a lo dispuesto en el inciso segundo del artículo 102° de la Ley, se establece que las empresas eléctricas que interconecten sus instalaciones de transmisión al sistema eléctrico sin que estas formen parte de la planificación de que trata el artículo 87° serán consideradas como obras existentes para efectos de su valorización, siempre y cuando la ejecución de estas obras haya sido autorizada previa y excepcionalmente por la Comisión, previo informe fundado que justifique la necesidad y urgencia de la obra y su exclusión del proceso de planificación de la transmisión, aprobado por el Coordinador, de acuerdo a lo que señale el reglamento. Estas instalaciones serán adscritas transitoriamente por la Comisión a uno de los segmentos señalados en el artículo 73° hasta la siguiente calificación cuatrienal a que hace referencia el artículo 100°, conforme lo establezca el reglamento.

Por su parte, actualmente el proceso está regulado por el Decreto Supremo N° 37 de 2019 que Aprueba Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión, del Ministerio de Energía. En particular, el párrafo V del Capítulo 2 del Decreto Supremo N° 37 contiene los plazos, requisitos y condiciones para la aplicación de la autorización de ejecución de obras necesarias y urgentes.

Declaración en Construcción

La Comisión, en conformidad a lo establecido en el artículo 72°-17 de la Ley N° 20.936 de 2016, recibirá las solicitudes de los propietarios u operadores de las nuevas instalaciones de generación y transmisión que deseen conectarse al Sistema Eléctrico, y otorgará el permiso correspondiente a aquellas instalaciones que cuenten con, a lo menos, los permisos sectoriales, órdenes de compra, cronograma de obras y demás requisitos establecidos en el reglamento, que permitan acreditar fehacientemente la construcción de dichas instalaciones.

Por su parte, actualmente el proceso está regulado por los Decretos Supremos N° 125 de 2017 – Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico; y Decreto Supremo N° 88 de 2019 – Reglamento para Medios de Generación de Pequeña Escala, ambos del Ministerio de Energía. En particular, el artículo 19° del Decreto Supremo N° 125 contiene los antecedentes requeridos para proyectos no calificados como Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), en tanto los antecedentes requeridos para los proyectos PMGD se encuentran contenidos en el artículo 69° del Decreto Supremo N° 88.

Finalmente, cabe indicarse que el artículo 21° del Decreto Supremo N° 125 de 2017, establece que la Comisión dentro de los últimos 5 días hábiles de cada mes, dictará una resolución mediante la cual se declararán en construcción todas aquellas instalaciones que cumplan con los requisitos establecidos en la Ley y en la normativa para obtener dicha declaración.