1. Sector eléctrico
1.1. Uno de los criterios generales es la libertad de precios en aquellos segmentos donde se observan condiciones de competencia.
1.2. premisa básica que las tarifas deben representar los costos reales de generación, transmisión y de distribución de electricidad asociados a una operación eficiente, de modo de entregar las señales adecuadas tanto a las empresas como a los consumidores, a objeto de obtener un óptimo desarrollo de los sistemas eléctricos.
1.2.1. Así para suministros a usuarios finales cuya potencia conectada es inferior o igual a 5.000 kW, son considerados sectores donde las características del mercado son de monopolio natural y por lo tanto, la Ley establece que están afectos a regulación de precios.
1.2.2. Alternativamente, para suministros a usuarios finales cuya potencia conectada superior a 5.000 kW, la Ley dispone la libertad de precios, suponiéndoles capacidad negociadora y la posibilidad de proveerse de electricidad de otras formas, tales como la autogeneración o el suministro directo desde empresas generadoras.
1.2.3. Al primer grupo de clientes se denomina cliente regulado y al segundo se denomina cliente libre, aunque aquellos clientes que posean una potencia conectada superior a 500 kW pueden elegir a cual régimen adscribirse (libre o regulado) por un período de 4 años.
1.3. la Ley distingue dos niveles de precios sujetos a fijación:
1.3.1. Precios a nivel de generación-transporte, denominados «Precios de Nudo» y definidos para todas las subestaciones de generación-transporte desde las cuales se efectúe el suministro. Los precios de nudo tendrán dos componentes: precio de la energía y precio de la potencia de punta
1.3.1.1. Hay un Reglamento de precio nudo
1.3.1.2. 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.
1.3.1.3. 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:
1.3.1.3.1. precio básico de la energía
1.3.1.3.2. precio básico de la potencia de punta
1.3.2. Precios a nivel de distribución. Estos precios se determinarán sobre la base de la suma del precio de nudo, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, un valor agregado por concepto de distribución y un cargo único o peaje por concepto del uso del sistema de transmisión troncal.
1.3.2.1. 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.
1.4. Precio a usuario final = Precio de Nudo + Valor Agregado de Distribución + Cargo Único por uso del Sistema Troncal
1.4.1. (+ cargo por servicio público)
1.5. Los generadores pueden comercializar su energía y potencia en alguno de los siguientes mercados:
1.5.1. Mercado de grandes consumidores, a precio libremente acordado
1.5.2. Mercado de las empresas distribuidoras, a Precio de Nudo, tratándose de electricidad destinada a clientes de precio regulado; y
1.5.3. Coordinador eléctrico a costo marginal horario
2. objetivo general
2.1. emular mercado competitivo
2.1.1. reconociendo que se trata de un instrumento "tosco" y que, por lo tanto, constituye una mera aproximación.
3. Riesgos específicos a tener en consideración respecto a la:
3.1. eficiencia operativa corto plazo
3.1.1. peligro: traspaso íntegro e inmediato de ahorros x eficiencia
3.1.2. respuesta: periodicidad (regulatory lag)
3.2. preservación inversiones largo plazo
3.2.1. peligro: comportamiento oportunista del regulador
3.2.2. respuesta:
3.2.2.1. costo marginal largo plazo
3.2.2.2. reglas e instituciones adecuadas y estables
3.3. calidad
3.3.1. peligro (p' usuario): ... se ahorre en calidad
3.3.2. respuesta:
3.3.2.1. fijar estándares de calidad y seguridad
3.3.2.2. enforcement
3.3.2.2.1. regulador
3.3.2.2.2. usuarios
3.3.2.2.3. otras empresas
3.3.2.3. precios adecuados (balance)
4. Tradeoff gral:
4.1. lograr precios no abusivos (eficientes),
4.2. pero que no inhiban la inversión y dess industria
4.3. [es un tema de incentivos]:
4.3.1. específicos de tárificación
4.3.2. gral:
4.3.2.1. riesgo institucional y normativo
4.3.2.2. aprovechamiento de oportunidades de competencia
5. Método tarifario
5.1. antiguo modelo de tarificación
5.1.1. tarificación de tipo contable, sin incentivos para eficiencia económica
5.1.1.1. se regulaban servicios innecesarios (ej.: generación eléctrica dada integración vertical de la empresa pública concesionaria)
5.1.1.2. no se distinguía el costo económico de servicios de diferente nivel de costo, dando lugar a subsidios cruzados.
5.1.1.3. ej.: art. 144, inciso 1º, del DFL Nº 4, de 1959: "La Comisión de Tarifas fijará las tarifas de las empresas eléctricas de servicio público, de modo que ellas produzcan a las empresas una utilidad neta anual de 10% sobre el capital inmovilizado vigente de la respectiva concesión".
5.2. distintos modelos teóricos
5.2.1. retorno inversión
5.2.2. Price cap: RPI - X
5.2.3. EME
5.3. EME (chileno)
6. Problemas y desafíos
6.1. en particular
6.2. en gral
6.2.1. asimetría de información
6.2.2. diversificación (o conglomeración)
6.3. respuestas regulatorias
6.3.1. restricciones estructurales a la propiedad
6.3.2. empresa proveedora debe estar formalmente constituida como
6.3.2.1. Sociedad Anónima (regida por normas de S.A. abiertas)
6.3.2.2. tener objeto único
6.3.3. restricciones en la forma de contratar en caso de operaciones por más de cierta cantidad de dinero