Desde el año 1982, el sector eléctrico en Chile está estructurado sobre la base de la iniciativa y la propiedad privada, en un marco de competencia de mercado para la generación y las nuevas obras de transmisión, y de regulación basada en una empresa teórica eficiente para la distribución.

De acuerdo al orden constitucional y a la legislación vigente, las entidades estatales, incluyendo las relacionadas con el sector eléctrico, desempeñan un rol regulador y fiscalizador. La Comisión Nacional de Energía (CNE) define, regula y coordina la política energética, y elabora semestralmente el plan indicativo de obras de inversión en las actividades de generación y transmisión, cuyo cumplimiento no es obligatorio para las empresas del sector. Asimismo, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) fiscaliza el cumplimiento de  las normas de calidad y seguridad del servicio; la Dirección General de Aguas (DGA) otorga los derechos de aprovechamiento de aguas necesarios para las actividades de generación hidroeléctrica; el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción otorga las concesiones para la prestación del servicio público de distribución de energía eléctrica, y la Comisión Nacional del Medio Ambiente (CONAMA) administra el sistema de evaluación de impacto ambiental de los proyectos. Para la construcción y la entrada en operación de centrales termoeléctricas, no se requiere el otorgamiento de concesiones ni de cualquier otro derecho por parte de entidades estatales.

La institucionalidad eléctrica chilena considera un Panel de Expertos como organismo técnico independiente que tiene por rol conocer y resolver en forma expedita las controversias que surgen entre las empresas del sector eléctrico, y entre una o más de estas empresas y las autoridades energéticas.

Las distintas actividades del sector eléctrico se encuentran reguladas por la Ley General de Servicios Eléctricos, DFL N 1/1982 del Ministerio de Minería, con sus modificaciones posteriores: Ley N 19.940/2004, conocida como Ley Corta I, y Ley N 20.018/2005, o Ley Corta II, que mantuvieron inalterados los aspectos medulares del estable modelo eléctrico chileno. Estas leyes fueron refundidas y sistematizadas por el DFL N 4/2007. Asimismo, las actividades del sector eléctrico se encuentran reguladas por los correspondientes reglamentos y normas técnicas.

La actividad de generación está basada principalmente en contratos de largo plazo entre generadores y clientes, que especifican el volumen, el precio y las condiciones para la venta de energía y potencia.

La ley establece dos tipos de clientes de las empresas generadoras: clientes libres y clientes regulados.

Son clientes libres principal y obligatoriamente los consumidores cuya potencia conectada es superior a 2 MW, por lo general de tipo industrial o minero, y adicionalmente aquellos con potencia conectada de entre 500 kW y 2 MW que hayan optado -por un período de cuatro años- por la modalidad de precio libre.  Estos clientes no están sujetos a regulación de precios, y por lo tanto las empresas generadoras y distribuidoras pueden negociar libremente con ellos los valores y condiciones del suministro eléctrico.

Son clientes regulados, por su parte, los consumidores cuya potencia conectada es igual o inferior a 2 MW, y adicionalmente aquellos clientes con potencia conectada de entre 500 kW y 2 MW que hayan optado -también por cuatro años- por un régimen de tarifa regulada. Estos clientes reciben suministro desde las empresas distribuidoras, las cuales deben desarrollar licitaciones públicas para asignar los contratos de suministro de energía eléctrica que les permitan satisfacer su consumo.

De acuerdo a los cambios introducidos a la ley eléctrica en mayo del año 2005, los nuevos contratos que asignen las empresas distribuidoras para el consumo de sus clientes a partir de 2010, deben ser adjudicados a las empresas generadoras que ofrezcan en licitaciones públicas reguladas el menor precio de suministro. Estos precios toman el nombre de precios de nudo de largo plazo, contemplan fórmulas de indexación y son válidos para todo el período de vigencia del respectivo contrato, hasta un máximo de 15 años. En términos más precisos, el precio de nudo de la energía de largo plazo para un determinado contrato corresponde al más bajo precio de energía ofrecido por las generadoras participantes del respectivo proceso de licitación, en tanto el precio de nudo de la potencia de largo plazo corresponde al precio de nudo de la potencia fijado en el decreto de precio de nudo vigente al momento de la licitación.

Sin embargo, puesto que los nuevos contratos de suministro asignados según esta modalidad empezarán a regir gradualmente a partir de 2010, los contratos que se encontraban vigentes al momento de aprobarse la Ley N 20.018/2005 deberán seguir considerando como tarifa, hasta el momento de su expiración, los precios de nudo fijados semestralmente por la autoridad.

Los precios de nudo son determinados cada seis meses por la CNE sobre la base de una comparación entre los precios proyectados y el precio medio ofrecido por las generadoras a clientes libres y a distribuidoras a precio de nudo de largo plazo. En primera instancia, el precio de nudo de energía es fijado sobre la base de las proyecciones de los costos marginales esperados del sistema para los siguientes 48 meses, en el caso del SIC, y 24 meses, en el caso del SING; y el precio de nudo de potencia es determinado a partir del cálculo del precio básico de la potencia de punta. Sin embargo, en segunda instancia, para asegurar que los precios de nudo se mantengan en torno a valores de mercado, se aplica un mecanismo de banda de precios en el caso que los valores teóricos resultantes de esos cálculos de la autoridad, en términos monómicos (por concepto tanto de energía como de potencia), disten 5% o más de los precios medios de mercado. Dicha banda puede fluctuar entre 5% y 30%, dependiendo de la diferencia entre el precio de nudo teórico y el precio medio de suministro que enfrentan los clientes no sometidos a regulación de precios.

En Chile, con la excepción de los pequeños sistemas aislados de Aysén y Punta Arenas, las actividades de generación se desarrollan en torno a dos sistemas eléctricos: el Sistema Interconectado Central (SIC), que cubre desde el sur de la II Región (rada de Paposo) a la X Región (localidad de Quellón), abasteciendo el consumo de aproximadamente 92% de la población nacional; y el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), que abarca la I y II regiones, y cuyos principales usuarios son empresas mineras e industriales. En cada uno de estos grandes sistemas, la generación eléctrica es coordinada por su respectivo e independiente Centro de Despacho Económico de Carga, CDEC, de manera tal de minimizar los costos de operación y asegurar la mayor eficiencia económica del conjunto, cumpliendo a la vez con las exigencias de calidad y seguridad de servicio definidas en la normativa vigente.

Concretamente, para satisfacer la demanda en cada momento y al mínimo costo posible, cada CDEC ordena el despacho de las centrales generadoras estrictamente según sus costos variables de generación, comenzando por las de costo variable menor, y lo hace con independencia de las posiciones contractuales de cada empresa generadora propietaria de esas centrales. Así, a pesar que las compañías generadoras son libres de firmar contratos de suministro con clientes libres y regulados y están obligadas a su cumplimiento, en definitiva la energía necesaria para satisfacer esos contratos es producida por las unidades generadoras de los distintos integrantes del CDEC cuyos costos variables de producción son inferiores al costo marginal del sistema en el momento de realizar el despacho.

Adicionalmente, el diseño del mercado chileno contempla la existencia de pagos por capacidad (o potencia firme), que corresponden a pagos explícitos que reciben los generadores por su contribución a la suficiencia del sistema. Estos pagos son asignados de acuerdo a la disponibilidad que cada generador puede asegurar durante eventos críticos del sistema, particularmente sequías, indisponibilidad de combustibles y fallas de las centrales, y son trasladados al precio final del suministro eléctrico tanto a clientes libres como a clientes regulados.

Producto de lo anterior, se presentan diferencias entre la energía realmente producida y la energía contratada por cada generador, y entre la potencia asignada y la contratada por cada uno de ellos, lo que da lugar a transferencias de energía y de potencia al interior del CDEC entre los diversos actores. En estas transacciones spot, las compañías generadores que, como resultado del despacho económico realizado por el CDEC, presentan una generación propia superior a la comprometida por contratos (empresas excedentarias), venden energía a aquéllas que presentan una producción inferior a la energía contratada con sus clientes (empresas deficitarias). Una situación análoga ocurre con las transacciones de potencia, las cuales son determinadas en forma anual por el CDEC y generan transferencias desde aquellas compañías generadoras que presenten excedentes de potencia firme con respecto a sus compromisos de potencia de punta con sus propios clientes, hacia aquéllas que por el contrario resultan deficitarias. Las transferencias físicas y monetarias son determinadas por el CDEC, y se valorizan, en el caso de la energía, en forma horaria al costo marginal resultante de la operación del sistema. En el caso de la potencia, su precio corresponde al precio de la potencia de punta, el cual es calculado semestralmente por la Comisión Nacional de Energía.

La ley permite a las compañías generadoras y clientes regulados convenir reducciones o aumentos voluntarios y temporales del consumo de energía eléctrica, mediante incentivos. Se busca así facilitar que en situaciones de escasez esos clientes se vean motivados a ahorrar energía eléctrica y a hacer uso eficiente de la que consumen.

Por otra parte, en cuanto a la actividad de transmisión de energía eléctrica en alta tensión, la ley asegura a los propietarios de redes de transmisión el derecho a recuperar todos sus costos de capital, operación, mantenimiento y administración. Lo hace dividiendo la red de transmisión en tres subsistemas: troncal, compuesto por las líneas de transmisión que son imprescindibles para posibilitar el abastecimiento integral del sistema eléctrico; de subtransmisión, integrado fundamentalmente por los tendidos eléctricos que permiten abastecer los consumos en zonas de concesión de empresas distribuidoras; y adicional, integrado por líneas destinadas esencial y principalmente al suministro de energía eléctrica a clientes libres o a evacuar la energía de centrales generadoras.

En el caso de los sistemas troncales y de subtransmisión, cada cuatro años la CNE establece tarifas reguladas que son calculadas tomando como base estudios de valorización y expansión de cada una de estas redes, que son realizados por consultores independientes. Estos estudios valorizan las instalaciones existentes, y además recomiendan obras para realizar en los próximos diez años. Sin embargo, principalmente para el caso del sistema troncal, es la interacción del mercado la que finalmente determina qué obras son desarrollas, dado que se considera también la opinión del CDEC y de la CNE, y que en caso de controversias la materia es sometida a la resolución del Panel de Expertos. Las obras son finalmente asignadas por menor canon (cobro anual) en licitaciones abiertas convocadas por cada CDEC.

Valorizaciones del sistema de transmisión

Durante el año 2006 se iniciaron los primeros procesos de tarificación de los sistemas troncal y de subtransmisión del SIC y del SING, en el marco de lo dispuesto por la ley N 19.940/2004. Ambos concluirán durante el año 2007 y tendrán una vigencia de cuatro años.

En materia de transmisión troncal, desde la perspectiva de AES Gener fue relevante la discusión relativa al plan de obras de ampliación, en particular sobre el eventual desarrollo de la subestación Nogales, al norte de Quillota. En ella podría inyectar su generación la futura central Nueva Ventanas, del grupo AES Gener.

En cuanto a subtransmisión, luego de una discrepancia surgida entre diversas empresas y la CNE, el Panel de Expertos esencialmente respaldó la postura de AES Gener y sus filiales respecto a mantener los criterios utilizados por los consultores que llevaron a cabo los estudios de valorización de instalaciones y de cálculo de peajes por inyecciones de energía.

Participación global en el SIC y el SING

La potencia total instalada para el suministro eléctrico en Chile, considerando las centrales de todas las empresas integrantes del CDEC-SIC y del CDEC-SING, alcanzaba al cierre de 2006 a 12.401 MW. El 41% de esa potencia era hidroeléctrica, y el 59% restante, termoeléctrica.

De ese total, el grupo AES Gener aportaba 2.431,7 MW, equivalente a una participación de 19,62%, considerando 2.161 MW de capacidad termoeléctrica y 270,7 MW de capacidad hidroeléctrica

Cabe precisar que a fines de enero de 2007 la participación del grupo AES Gener se había incrementado formalmente a 2.559,1 MW, considerando el inicio de la operación comercial de la central Los Vientos, directamente de propiedad de AES Gener, y el aumento de 2,4 MW en la potencia de la central de cogeneración Constitución, de Energía Verde. El grupo AES Gener consolidó así su posición como el segundo mayor generador del país y su principal generador termoeléctrico.

Ambos cálculos consideran la central Salta, de la filial TermoAndes, que se ubica en el noroeste argentino y está conectada al SING mediante una línea de transmisión. Por el contrario, no incluyen la potencia equivalente a 3,7 MW de la central térmica Mostazal, de Energía Verde, que produce sólo vapor.

Sistema Interconectado Central

La potencia total instalada en el SIC, considerando las centrales de todas las empresas integrantes del CDEC, alcanzaba al cierre de 2006 a 8.805 MW, equivalentes al 70,5% de la potencia total instalada en Chile. El 59% de esa potencia es hidroeléctrica, y el 41% restante, termoeléctrica.

La hidrología sigue siendo un factor relevante para el SIC, ya que la condición de los afluentes y el nivel inicial de los embalses determinan en gran medida el despacho de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas. El año 2006 se inició con una disponibilidad 24,6% mayor de energía hidráulica embalsada respecto del año anterior, alcanzando el 1 de enero de 2006 a 8.377 GWh. Al término del año el sistema contaba con agua embalsada suficiente para generar cerca de 9.653 GWh, 15% más que al 31 de diciembre del año 2005.

Durante los primeros cuatro meses de 2006, se observaron menores costos marginales que en igual período de 2005, principalmente producto de la favorable hidrología de esos meses. No obstante, durante el mes de mayo se presentaron altos costos marginales, debido al agotamiento de los principales embalses a raíz de la falta de precipitaciones a esa fecha. A partir del mes de junio, la condición hidrológica mejoró considerablemente con el aumento de las lluvias durante el invierno, produciendo una baja en los costos marginales del sistema durante el resto del año. El 69,6% de la demanda de energía anual fue abastecido por centrales hidroeléctricas, mientras que el 30,4% restante fue abastecido con generación termoeléctrica.

La producción total de energía eléctrica durante 2006 en el SIC alcanzó los 40.358,5 GWh, 6,3% superior a la registrada en 2005.

La generación máxima bruta en el SIC durante el año 2006 fue 6.059 MW, el 25 de abril a las 20:00 horas. Dicha generación fue 5% más alta que la registrada el año anterior. Si se consideran sólo las horas de punta del SIC, la demanda máxima en dichas horas alcanzó a 5.327 MW y se registró el día martes 8 de agosto a las 20:00 horas, lo que representó un aumento de 13,1% respecto al año 2005.