desarrollo conceptual y propuesta de metodologÍa...

con la colaboración de

DESARROLLO CONCEPTUAL Y PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA CALCULAR EL COSTO DE

FALLA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

IINNFFOORRMMEE FFIINNAALL

Preparado para:

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

7 de Enero de 2011

2

DESARROLLO CONCEPTUAL Y PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA

CALCULAR EL COSTO DE FALLA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

INFORME FINAL PRELIMINAR

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 4 2. REVISIÓN DE LA LITERATURA INTERNACIONAL ............................................................. 5

2.1. MARCO CONCEPTUAL ............................................................................................................ 5 2.2. METODOLOGÍAS................................................................................................................... 14

3. REVISIÓN DE ESTUDIOS DE CASO .................................................................................. 24 3.1. CHILE .................................................................................................................................. 24 3.2. COLOMBIA ........................................................................................................................... 30 3.3. ESTADOS UNIDOS ................................................................................................................ 32 3.4. GRAN BRETAÑA ................................................................................................................... 35 3.5. NORUEGA............................................................................................................................ 36 3.6. SUECIA................................................................................................................................ 37 3.7. RESUMEN DE RESULTADOS................................................................................................... 38

4. VALORES USADOS EN LAS REGULACIONES ................................................................. 41 4.1. COLOMBIA ........................................................................................................................... 41 4.2. CHILE .................................................................................................................................. 43 4.3. ESPAÑA............................................................................................................................... 45 4.4. ESTADOS UNIDOS ................................................................................................................ 46 4.5. FRANCIA.............................................................................................................................. 47 4.6. GRAN BRETAÑA ................................................................................................................... 47 4.7. NORUEGA............................................................................................................................ 49

5. EL MARCO REGULATORIO EN CHILE: CONSISTENCIA DE LOS CONCEPTOS DE CFCD, CFLD Y CARGO DE CAPACIDAD........................................................................... 51

5.1. DISPOSICIONES LEGALES Y REGLAMENTARIAS SOBRE COSTO DE FALLA ........... 52 5.2. CONSISTENCIA ENTRE EL SISTEMA DE PRECIO Y EL USO DEL COSTO DE FALLA A

NIVEL GENERACION-COMERCIALIZACION ................................................................. 59 6. PROPUESTAS PARA DETERMINAR EL CF ...................................................................... 70

6.1. METODOLOGÍAS PARA ESTIMAR EL CFLD.............................................................................. 76 6.2. METODOLOGÍAS PARA ESTIMAR EL CFCD ............................................................................. 88

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ....................................................................... 93 ANEXO 1 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................................................. 98 ANEXO 2 CUESTIONARIOS PARA EL RELEVAMIENTO DE ENCUESTAS ................................................ 100 ANEXO 3 MODELO ECONOMÉTRICO PARA ESTIMAR LA DAP (O DAA).................................................. 132 ANEXO 4 MODELOS ECONOMÉTRICOS USADOS PARA .......................................................................... 136 LA DEMANDA DE ENERGÍA .......................................................................................................... 136

TABLAS Y FIGURAS

TABLA 1 COMPARACIÓN ENTRE VARIOS MÉTODOS PARA ESTIMAR COSTOS DE FALLA ........................................24 TABLA 2 ESTUDIO DE CFLD EN CHILE, POR TIPO DE CONSUMIDOR (CNE) (US$/KWH)....................................25 TABLA 3 ESTUDIO DE CFLD EN CHILE, TOTAL SISTEMA (CNE) (US$/KWH) ......................................................25 TABLA 4 ESTUDIO DE COSTO DE RACIONAMIENTO EN COLOMBIA (UPME) ........................................................31 TABLA 5 COSTOS POR CORTE POR USUARIO (EE.UU.) .......................................................................................32 TABLA 6 COSTOS DE INTERRUPCIONES POR TIPO USUARIO (EE.UU.) ................................................................33

3

TABLA 7 REVISIÓN INTERNACIONAL: RESUMEN DE RESULTADOS.........................................................................38 TABLA 8 DISTRIBUCIÓN DE LAS INTERRUPCIONES PROGRAMADAS EN COLOMBIA ..............................................42 TABLA 9 COSTO INCREMENTAL OPERATIVO DE RACIONAMIENTO DE ENERGÍA EN COLOMBIA.............................43 TABLA 10 COSTO DE RACIONAMIENTO APLICADO (SIC-CHILE) ..........................................................................44 TABLA 11 – PENALIDADES A CON EDISON SEGÚN EL RPM (NUEVA YORK, EE.UU.) ........................................47 TABLA 12 CF EN NORUEGA [2003-2006] ............................................................................................................50 TABLA 13 – RESUMEN DE METODOLOGÍAS...........................................................................................................73 TABLA 14 USUARIOS RESIDENCIALES, DATOS PARA DETERMINAR EL TAMAÑO MUESTRAL .................................80 TABLA 15 USUARIOS COMERCIALES EN BT, DATOS PARA DETERMINAR EL TAMAÑO MUESTRAL ........................80 TABLA 16 USUARIOS COMERCIALES EN AT, DATOS PARA DETERMINAR EL TAMAÑO MUESTRAL ........................81 TABLA 17 USUARIOS INDUSTRIALES EN BT, DATOS PARA DETERMINAR EL TAMAÑO MUESTRAL ........................81 TABLA 18 USUARIOS INDUSTRIALES EN AT, DATOS PARA DETERMINAR EL TAMAÑO MUESTRAL ........................81 TABLA 19 TAMAÑO DE LA MUESTRA USUARIOS COMERCIALES E INDUSTRIALES..................................................82 TABLA 20 TAMAÑO DE LA MUESTRA USUARIOS RESIDENCIALES ..........................................................................83 TABLA 21 - ACTIVIDADES DIARIAS, EN HORAS.......................................................................................................90 TABLA 22 - CFCD SECTOR RESIDENCIAL (MÉTODO TRABAJO-OCIO, ALTERNATIVA 1).....................................91 TABLA 23 - CFCD SECTOR RESIDENCIAL (MÉTODO TRABAJO-OCIO, ALTERNATIVA 2).....................................92 TABLA 24 MÉTODOS PROPUESTOS ......................................................................................................................96 TABLA 25 ANEXO 3 - FÓRMULAS DE CÁLCULO PARA LA DAP / DAA PROMEDIO DE LA MUESTRA ..................135

FIGURA 1 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE PRODUCCIÓN Y ENERGÍA NO SUMINISTRADA ................................11 FIGURA 2 ESQUEMA DE INCENTIVOS .....................................................................................................................51


DESARROLLO CONCEPTUAL Y PROPUESTA DE METODOLOGÍA PARA

CALCULAR EL COSTO DE FALLA EN EL SECTOR ELÉCTRICO

INFORME FINAL PRELIMINAR

1. INTRODUCCIÓN

El concepto de falla de suministro de electricidad y su costo asociado es utilizado en diversos países para el diseño, la planificación de la expansión y la operación de sistemas eléctricos, así como componente del sistema de precios, con miras a proveer señales de eficiencia en la producción, transporte, distribución y consumo de este energético. En el caso particular del sector eléctrico chileno, en el cual se ha establecido un sistema de precios a nivel generación basado en un mercado libre y competitivo, con un mercado spot fundamentado en costos marginales de corto plazo, y con un régimen de regulación de los precios de transmisión y distribución basados en costos medios eficientes con estructura marginalista, el costo de falla juega un papel importante.

Así, el marco legal vigente -principalmente la Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE)- considera el costo de falla como un parámetro importante para:

• El dimensionamiento de los sistemas de transmisión troncal y subtransmisión (Artículos 74° y 108° de la LGSE).

• Las transferencias de energía en el mercado spot y valorización de las compensaciones a los consumidores regulados en presencia de un decreto de racionamiento (Artículo 163° de la LGSE).

• Las compensaciones a clientes de distribución por fallas intempestivas que excedan los límites establecidos (Art. 16°-B de la ley N° 18410 que crea la Superintendencia de Energía y Combustibles –SEC-).

• La determinación de los precios de nudo de corto plazo (Artículos 162° y 165° de la LGSE).

• La coordinación de los sistemas medianos (Artículo 173° de la LGSE).

Entre los Reglamentos que hacen uso del concepto de costo de falla están: el Reglamento Eléctrico (DS 327), el Reglamento del Centro de Despacho Económico de Carga de Chile –CDEC- (DS 291), el Reglamento de Planes de Seguridad (DS 97) y la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

Si bien el costo de falla de larga duración, comúnmente llamado costo de racionamiento, ha sido estudiado en algunas oportunidades en los últimos años en nuestro país, se carece de una formalización conceptual y metodología de cálculo del costo de falla de corta y de larga duración, así como de la forma en que estos conceptos interactúan entre sí, con el diseño y operación de sistemas eléctricos, y con el esquema de precios de la

5

electricidad. Tal es el objetivo del estudio encomendado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) a Synex Ingenieros Consultores, el que se está desarrollando con el apoyo de la consultora Mercados Energéticos Consultores. El presente documento corresponde al Informe Final Preliminar del estudio.

Este informe está estructurado en 7 capítulos, incluida la presente Introducción.

• El Capítulo 2 sintetiza los fundamentos microeconómicos y la metodología de cálculo del costo de falla de corta y larga duración que aparecen en la literatura especializada y que han parecido relevantes para la realidad del caso chileno.

• En los Capítulos 3 y 4 se revisan las experiencias en el cálculo y aplicación regulatoria de costo de falla de larga y de corta duración en países tales como, Chile, Colombia, España, Estados Unidos, Francia, Gran Bretaña, Noruega y Suecia.

• El Capítulo 5 identifica en detalle las regulaciones sobre costo de falla de larga y corta duración en la legislación, reglamentación y normativa aplicable al sector eléctrico chileno. Adicionalmente analiza la forma en que se deberían enlazar los conceptos de falla de larga y de corta duración con el cargo por capacidad y con el sistema de precios de la electricidad y compensaciones a consumidores en Chile. A partir de este análisis se comenta la consistencia de las regulaciones vigentes en estas materias.

• En el Capítulo 6 se desarrollan diversas propuestas de metodologías para estimar el costo de falla en Chile.

• Finalmente, en el Capítulo 7 se presentan las conclusiones de este informe.

En anexo se presentan las referencias bibliográficas utilizadas y algunos desarrollos de detalle de temas planteados en el cuerpo del informe.

2. REVISIÓN DE LA LITERATURA INTERNACIONAL

En lo que sigue de este capítulo se presenta una revisión de los fundamentos y de las metodologías utilizadas para la determinación del costo de falla.

En primer lugar se presenta el marco general para la definición del costo de falla. Posteriormente se presenta una descripción de las metodologías utilizadas para la determinación del mismo.

2.1. MARCO CONCEPTUAL

2.1.1. INTRODUCCIÓN

El concepto de costo de falla (CF) se utiliza en la literatura internacional, en forma genérica, para definir y agrupar los costos económicos que pueden afectar a la sociedad en su conjunto cuando el suministro de electricidad no puede ser realizado en la medida requerida por los consumidores. La Energía No Suministrada (ENS) es la cantidad de energía potencialmente demandada (energía presunta) que no puede ser suministrada.

En los mercados de commodities, ante la falta de oferta, aumenta el precio del producto y la cantidad demandada se ajusta automáticamente, retirándose en primer lugar aquellos

6

consumidores con menor utilidad o excedente del consumidor, lo cual es económicamente eficiente, minimizándose así la reducción del beneficio social.

Sin embargo, el sector electricidad tiene determinadas características especiales, debido a las cuales se recurre al concepto de ENS, en vez de la idea más natural de equilibrio entre oferta y demanda:

• Al no poder almacenarse la energía eléctrica, si en el corto plazo hay insuficiente oferta disponible, el sistema corre el riesgo de colapsar.

• La demanda es muy inelástica en el corto plazo, con lo que las señales de precios no siempre resultan suficientes para volver el sistema a una situación de equilibrio.

• Normalmente, no existe un mercado en dónde se transen las interrupciones en la oferta de energía eléctrica.

• Si bien la seguridad de los sistemas eléctricos es muy importante, no es posible determinar con exactitud cuánto valoriza la sociedad esta seguridad. Normalmente, esta información puede ser derivada del mercado. En este marco, la demanda generalmente no puede participar activamente del mercado, y la valorización que ella hace de la energía no suministrada debe ser estimada. El CF resulta entonces la solución utilizada para valorizar las consecuencias para los distintos agentes de la sociedad de no disponer de energía eléctrica.

Los costos económicos que pueden afectar a la sociedad en su conjunto cuando no está disponible el suministro de electricidad son de diversa índole.

El costo de la ENS depende si se trata de un déficit de “capacidad” o de “energía”.

Un déficit de capacidad se refiere a una situación en que la capacidad instalada disponible es insuficiente para cubrir la demanda en un instante determinado. Normalmente tiene su origen en que las unidades de generación disponibles no son suficientes para cubrir la demanda en ese instante. Este tipo de déficit es, en general, de corta duración, y la mayoría de las veces no viene acompañado de aviso previo, por lo que su costo es elevado ya que no es posible discriminar el tipo de consumo afectado por la falla.

Un déficit de energía, por su parte, se refiere a una situación en que la cantidad de energía que sería adquirida en promedio durante un cierto período de tiempo supera la energía disponible en ese mismo lapso. Situaciones de déficit de energía suceden cuando no hay suficiente combustible disponible (en aquellos sistemas con predominio térmico) o problemas de insuficiente caudal afluente a centrales hidroeléctricas de pasada o de agua en los embalses debido a sequías (en sistemas con predominio hidráulico). Estos episodios son, en general, de larga duración y son precedidos de avisos previos a la población1.

Ejemplos de déficit de capacidad fueron los apagones de Nueva York y Roma en el año 2003; mientras que las crisis de Chile, Brasil y California en 1998-99, 2000 y 2001 respectivamente, fueron déficits de energía.

La respuesta de un sistema de potencia frente a una falla en el suministro o calidad

1 Para una discusión entre déficit de capacidad (capacity shortage) y de energía (energy shortage) ver, p.e., Sanghvi (1982) y Anderson y Taylor (1986).

7

depende del tipo de falla y es función de la estrategia que el sistema usa para administrar situaciones de déficit. El impacto para los consumidores puede ir desde una caída en la calidad del servicio (por ejemplo una reducción del voltaje) o directamente una interrupción en el servicio.

Un déficit de capacidad en el sector de generación puede ser gestionado ya sea a través de cortes, o bien reduciendo los niveles de reserva operativos del sistema. Los costos de un déficit de energía a su vez pueden ser gestionados por una elevación de los precios spot que inciden en la oferta de medios de generación de reserva y reducción del consumo, compensaciones a los usuarios por reducción de consumo y finalmente por cortes, aunque este último tipo de mecanismo es notoriamente ineficiente. En general los costos son función de la estrategia que se use para administrar la escasez, correspondiendo los mayores costos a los racionamientos proporcionales a la carga y los menores a los que toman en cuenta el valor marginal para los usuarios.

La literatura distingue entre los costos directos, que son aquellos que ocurren durante el corte, usualmente identificados como los costos que tiene el usuario debido a que su actividad productiva normal o su consumo directo son interrumpidos (pérdida de producción, pérdida de bienestar, reanudación del proceso productivo, deterioro, entre otros); y los costos indirectos, que son aquellos en que incurren los usuarios cuando -dadas sus expectativas sobre los niveles de confiabilidad- deben adaptarse a patrones que son más costosos o menos eficientes, pero también menos susceptibles a las interrupciones del servicio (compra de equipos de emergencia, generadores de respaldo, entre otros). Los costos totales son la suma de los costos directos e indirectos.

Dadas las diversas dimensiones que adopta el problema de la determinación del CF es claro que la tarea de valorizar el mismo es compleja, pues existe una variedad de factores que condicionan su valor. Las principales dificultades se plantean por las siguientes razones:

• Complejidad de modelar la vinculación entre falla de suministro e impacto en el bienestar de las personas así como en las actividades económicas que se ven afectadas, según el tipo de falla.

• El CF varía ante la existencia o no de selectividad en los cortes, o si éstos afectan a todos los consumidores por igual o no.

• Complejidad de establecer los límites aceptables de deterioración de calidad del producto frente a la alternativa de fallar.

2.1.2. APLICACIONES DEL CONCEPTO DE CF

El CF tiene numerosas aplicaciones en el sector eléctrico. A continuación se enumeran algunos de los principales usos:

2.1.3. PEN EL MERCADO MAYORISTA

Valor máximo (“cap”) del precio de la energía en el mercado spot: en mercados con oferta de precios por parte de los generadores, dar un valor a la ENS permite que el precio de la energía nunca supere al CF, es decir que los consumidores no pagarán por la energía más que la máxima utilidad que esperan obtener por su uso. En mercados con despacho basado en costos variables de generación, el precio de la energía tiene un límite dado por el costo de la unidad de mayor costo variable disponible para abastecer

8

un incremento adicional de la demanda. En este caso el CF se establece como un valor regulado que define el precio que alcanza la energía en condiciones de desabastecimiento. En general se establecen diversos valores de CF en función de la profundidad del corte. Su efecto es equivalente al de mercados con declaraciones de precios, esto es: representa el precio máximo al que la demanda estaría dispuesta a comprar. Con esta forma de aplicación, el CF actúa elevando el precio medio de la energía cuando no se puede satisfacer la demanda. En este sentido actúa, desde el lado de la oferta, como una señal para las inversiones en generación, y desde el lado de la demanda, como el máximo valor por el cual se está dispuesto a consumir energía adicional.

Planeamiento de la operación del parque de generación: en los mercados eléctricos en los que el operador del sistema realiza la optimización de la operación, los modelos de cálculo del valor del agua requieren conocer el CF, ya que deben determinar la política de operación que minimice el costo variable de producir la energía más el costo social de no abastecer. Este último se calcula como la esperanza matemática de la ENS multiplicada por el CF. Cabe destacarse que en sistemas hidrotérmicos está siempre presente el trade-off entre guardar el agua (para minimizar el costo futuro de generación térmica o bien la ENS), o usarla a corto plazo para sustituir generación térmica. El CF permite resolver en forma económica este conflicto.

Planeamiento de la expansión de la generación: en el planeamiento de la generación a largo plazo también se presenta el trade-off entre márgenes de reserva y seguridad del servicio. El uso del CF permite resolver dicho trade-off.

Optimización de servicios complementarios: los servicios auxiliares que un sistema eléctrico requiere están fuertemente relacionados con expectativas de calidad del servicio. Por ejemplo, a medida que se incrementa el margen de reserva afectado a la regulación de frecuencia, disminuye el riesgo que la salida intempestiva de una línea o generador produzca un corte al suministro (dentro de ciertos límites), por ejemplo por acción de relés de subfrecuencia. Entonces, teniendo en cuenta que las salidas de servicio de una línea o generadores son eventos aleatorios, a mayor margen de reserva, menor será la probabilidad de tener energía no suministrada. Si se valora la ENS al CF, se puede efectuar una optimización económica de dicho margen, hallando precisamente aquel valor que minimice el costo esperado de ENS más el correspondiente costo de la reserva. Este razonamiento es aplicable a la mayor parte de los servicios auxiliares en un sistema eléctrico. Por lo tanto el uso del concepto de CF permite definir en forma económica los márgenes de reserva. En aquellos casos en que dichos márgenes de reserva se compran por licitaciones, el uso de la CF permite calcular, con un razonamiento similar, el precio máximo que se debe pagar por dicha prestación, procurando no superar al beneficio marginal derivado de la reducción de ENS.

2.1.4. EN TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN:

Planeamiento de redes de transmisión y distribución: asociado a cada red existe un cierto riesgo de falla. Para reducirlo se deben duplicar componentes del sistema o agregar dispositivos que reducen el impacto de las fallas. Para dimensionar eficientemente una red de transmisión se pueden aplicar dos criterios conceptuales alternativos:

a) Que la autoridad regulatoria establezca, mediante un marco normativo detallado,

9

los criterios de diseño (por ejemplo criterio n-1) y los niveles de seguridad y calidad de servicio de la red que el prestador se obliga a mantener. Se supone que los niveles de seguridad y calidad de servicio así determinados reflejan un “adecuado” balance por parte de la sociedad entre costos de inversión en la red y seguridad y calidad de servicio. En este caso, no se requiere explicitar el costo de falla de la red, bastando que el prestador cumpla con las normas de diseño y de seguridad a cumplir. Sí pueden aplicarse penalidades al prestador y/o compensaciones a los usuarios cuando el prestador incumple la norma establecida.

b) Que la autoridad regulatoria establezca el costo de falla a considerar para el diseño de la red, y que el prestador se obligue a compensar a los usuarios o bien a pagar una multa asociada a dicho costo de falla. El nivel óptimo de equipamiento será el que se iguala el costo marginal de la expansión a la ENS evitada valorada al CF.

En el caso de Chile, para el diseño del Sistema Troncal de Transmisión se aplica actualmente el concepto señalado en a), que no requiere la explicitación del costo de falla debido a indisponibilidades de la red (CFCD). Ciertamente, en los estudios de planificación de estos sistemas se usa el CFLD, pero solo como componente de los costos de operación del sistema con el objeto de considerar eventuales insuficiencias de suministro y la necesidad de ampliar una línea o subestación, pero no para el análisis de la seguridad de tales instalaciones.

En el caso de los sistemas de subtransmisión, la ley chilena tiene una referencia explícita a la necesidad de incluir el costo de falla dentro de la minimización de costos totales, al momento de regularse los cargos de subtransmisión. Aunque este concepto no había sido aplicado anteriormente, en la presente fijación de tarifas (2010) se incluyó la necesidad de considerarlo. De este modo, el uso del costo de falla de corta duración aplicado a los tiempos de interrupción y a las cargas no suministradas está permitiendo determinar los elementos de redundancia en la red y los dispositivos que permiten limitar tales interrupciones.

En el caso del diseño de las redes de distribución se puede aplicar uno u otro concepto. Actualmente en Chile no se aplica directamente el costo de falla de corta duración en la regulación del VAD de distribución, aunque sí se aplica un proxy de dicho costo para compensaciones a clientes por interrupciones de servicio.

2.1.5. EN PRECIOS Y COMPENSACIONES A CONSUMIDORES:

Compensaciones por calidad del servicio: en los mercados reestructurados, las empresas distribuidoras usualmente deben compensar a sus clientes por la energía no suministrada. En ese caso la ENS suele ser pagada al CF. Este criterio es correcto, ya que en promedio los clientes serán compensados por un valor que mejor representa la pérdida de utilidad que tuvieron como consecuencia del corte al suministro. Desde el punto de vista del distribuidor el CF constituye la señal para invertir en mejoras en la calidad del servicio hasta el límite en que la reducción marginal de ENS valorizada al CF iguala a sus costos marginales. Es decir tiende al dimensionamiento óptimo de las redes y el servicio de distribución desde el punto de vista económico.

Diseño de contratos y tarifas: el uso del CF tiene aplicaciones en el diseño de precios , al reconocer la probabilidad de falla en la componente de energía de las tarifas, en tarifas interrumpibles y tarifas especiales (tarifas en tiempo real, tarifas por bloques crecientes, entre otras).

10

Diseño de propuestas de racionamiento en tiempos de crisis: en estas situaciones, las herramientas económicas mediante señales de precios e incentivos son las más eficientes, pudiendo en casos extremos y por plazos determinados aplicarse herramientas de cortes rotativos o selectivos a grupos específicos. En algunos sistemas se aplica una determinada penalidad si la reducción en el consumo de cada consumidor no alcanza un cierto porcentaje de su demanda, con un precio adicional que podría asimilarse, al menos conceptualmente, al costo de racionamiento. En otros sistemas se promueve la “compra” de reducción de consumo a clientes, a precios que reflejan la disposición del usuario a disminuir su demanda.

2.1.6. LOS COSTOS DE FALLA DE CORTA Y LARGA DURACIÓN

El CFCD, en su acepción más usual, representa el costo unitario (por unidad no servida o bien por tiempo de interrupción) en que incurre un usuario por la falla intempestiva, sin preaviso, del bien o servicio que está recibiendo, normalmente a través de una red pública de suministro, en circunstancia que dicho bien o servicio es esencial y por su condición de tal se efectúa con un elevado grado de confiabilidad. El costo en que se incurre en estas circunstancias depende de la condición particular en que se encuentre el usuario, pero puede aseverarse que para el conjunto de los usuarios interrumpidos el costo asociado es muy elevado. El caso de suministro mediante redes de transporte y distribución de electricidad, de agua potable, de servicio de telefonía fija o celular, o bien del servicio público de transporte de personas o de productos, constituye un buen ejemplo del tipo de bien o servicio sujeto a CFCD. No obstante lo anterior, el CFCD también existe en la provisión de servicios no públicos, como puede ser el caso de falla de un equipo esencial en una actividad productiva, o incluso a nivel personal como sería el caso de la falla mecánica de un automóvil cuando una o varias personas se están desplazando en él. El concepto de CFCD puede asociarse directamente al costo de falla de capacidad mencionado anteriormente.

Por su parte el CFLD, también en su acepción más usual, representa el costo unitario en que incurre un usuario por la indisponibilidad pre-anunciada del bien o servicio que está recibiendo. El costo en que se incurre en estas circunstancias, si bien puede ser elevado, es muy inferior al CFCD. Ello por cuanto el usuario y el proveedor pueden prepararse para esta circunstancia, adaptando sus actividades, sustituyendo el bien o servicio interrumpido por un sustituto o bien proveyéndolo a través de un medio alternativo de reserva.

En el caso particular del sector eléctrico, la consideración del CFCD y del CFLD tiene una importante incidencia en el diseño de los sistemas eléctricos, en su operación y eventualmente en el sistema de precios asociados. Ello es válido tanto a nivel generación como transporte y distribución. El concepto de CFLD puede asociarse directamente al costo de falla de energía mencionado anteriormente.

En el capítulo 5 se presenta un análisis de la forma en que ambos costos de falla inciden en el diseño y dimensionamiento de los sistemas eléctricos a nivel generación, así como en su operación y tarificación, con particular énfasis al caso de Chile.

2.1.7. EL NIVEL DE CONFIABILIDAD ÓPTIMO

Inicialmente, el problema de la confiabilidad en sistemas eléctricos era tratado solo desde el lado de la oferta, resultando que el diseño y la planificación se basaba en la minimización de los costos requeridos para alcanzar un determinado nivel de

11

confiabilidad definido previamente de manera arbitraria. Los efectos sobre los consumidores (lado de la demanda) eran ignorados, principalmente debido a las dificultades para medir los beneficios económicos para los usuarios.

El concepto de costo de falla en el diseño y operación de sistemas eléctricos fue desarrollado en diversos países, particularmente en Francia, a partir de la década del sesenta y diversos especialistas, entre otros Munasinghe (1979), formalizaron la consideración del nivel de confiabilidad como una variable cuyo valor óptimo debe ser calculado durante el desarrollo mismo del proceso de planificación.

Este enfoque evalúa en términos económicos la confiabilidad del sistema a través de la valorización de los perjuicios que produce en los usuarios la energía no suministrada, lo que se muestra en el esquema siguiente. Un índice de confiabilidad se lleva en el eje de las abcisas, en tanto en el eje de las ordenadas se representan los costos. La curva de costo de producción o abastecimiento (costo anual de inversión y operación) aumenta con el incremento de la confiabilidad de suministro. En tanto el costo de no suministro para los consumidores disminuye con el incremento de la confiabilidad. La confiabilidad óptima es aquella para la cual el costo social (costo de producción más el costo de la energía no suministrada que afecta a los usuarios) es mínimo.

Figura 1 Optimización de los costos de producción y energía no suministrada

Confiabilidad

Co

sto

($)

Costo energía no suministrada

Costo desuminsitro

Costo social

C*

De acuerdo a estos conceptos, el nivel de capacidad óptima se fija en el punto donde el costo marginal de agregar capacidad al sistema es igual al beneficio marginal de los consumidores por un incremento en la calidad.

Chile, en particular, ha aplicado a partir de principios de los años setenta estos conceptos en la planificación de sistemas eléctricos, aunque su consideración en los sistemas de precios solo se introdujo a principios de los años ochenta.

Paralelamente, ese nivel de calidad define un costo de equilibrio (entre demanda y oferta de calidad), que se corresponde con la tarifa que remunera el servicio recibido. En otras palabras, lo que un planificador de red debe pretender no es necesariamente tener una oferta completamente ininterrumpible (100% segura), cuyo costo sería prohibitivo, sino que lo que puede y debe alcanzar es el punto donde se igualan los costos marginales de la oferta y la demanda de confiabilidad.

El trabajo de Munasinghe (op. cit.) consideró el desarrollo de la planificación de sistemas eléctricos basado en el criterio de determinar el nivel óptimo de confiabilidad, y estableciendo un plan de expansión de largo plazo óptimo que produzca el máximo

12

beneficio social neto. Este criterio requiere determinar tanto los costos del sistema (oferta) como el costo de falla (demanda).

La determinación de los costos de inversiones usualmente se realiza mediante consideraciones económicas y técnicas asociadas con el diseño y la planificación de sistemas eléctricos. La determinación del costo de falla es más compleja y existen diversos métodos para su cálculo, los cuales se presentan en la sección 2.2.

2.1.8. TIPOS DE DÉFICIT Y ESTRATEGIA DE MANEJO

Los déficits en el suministro de electricidad se manifiestan de diversas formas, dependiendo de si trata de fallas intempestivas de corta duración o de fallas de larga duración que resultan previsibles. En el nivel de generación, a medida que la demanda se acerca a la oferta total (incluyendo toda la reserva, los generadores operando en sus niveles máximos, etc.) se deben tomar medidas para reducir la carga y aumentar la oferta, postergando mantenimientos programados y apelando incluso a grupos generadores en manos de consumidores. La disminución del voltaje del sistema y en algunos casos de los niveles de frecuencia ha constituido un método que aparece, en principio, como de menor incidencia desde el punto de vista socio-económico. Sin embargo es importante mencionar que esta medida puede traer serios problemas en el funcionamiento de los sistemas eléctricos, por lo que sólo es recomendable en casos extremos.

Las alternativas más usuales en caso de fallas intempestivas incluyen desde el desprendimiento de algunas cargas hasta interrupciones de servicio en áreas completas, pudiendo, en el peor de los casos, derivar en una interrupción completa de la oferta (apagón).

A juicio del consultor, cuando no se trata de una falla intempestiva, la alternativa más eficiente desde el punto de vista socio-económico es “comprar” reducción de consumo a ciertos usuarios, a través de un esquema explícito de compensaciones o pago por kWh voluntariamente reducido, y aumentar la oferta a través de la generación de grupos de emergencia instalados o que se pueden instalar mediante señales de precios adecuadas. Esta medida ha sido aplicada en diversos países (Chile, Brasil, Argentina). Cabe enfatizar que la misma solo resulta aplicable en fallas de larga duración previsibles, no en fallas intempestivas de corta duración.

Todos estos efectos imponen costos económicos a los usuarios, siendo posiblemente el más fácil de determinar el costo de la interrupción.

De acuerdo con Shanghvi (1982), el costo de falla es el resultado de dos variables: el tipo de déficit y la estrategia de manejo de dicho déficit. Como se señaló anteriormente, el déficit puede ser de capacidad o de energía asociada.

Desde el punto de vista del consumidor los resultados son diferentes dependiendo de la estrategia de manejo empleada por el sistema. Por ejemplo, si es posible manejar la emergencia restringiendo la demanda en horas de punta (mediante señales de precios o por racionamiento), los consumidores reducirán su demanda durante esas horas. Nótese que esta estrategia incluye a la alternativa mencionada en párrafos anteriores respecto a la introducción de un esquema de compensaciones a reducciones voluntarias de consumo.

13

Por otro lado, reducir el margen de reserva del sistema disminuyendo la confiabilidad puede llevar a cortes no anunciados. Esta última estrategia implica un mayor costo para los usuarios que la estrategia anterior. Como ya se comentó, esta estrategia solo es recomendable en casos de extrema necesidad.

En el caso de las redes, son los cortes de capacidad los que resultan relevantes, los cuales en general están relacionados con salidas de servicio de las líneas o subestaciones. Las salidas de servicio en las redes de transmisión en principio no debieran resultar en cortes debido a la alta redundancia de las instalaciones. Estas redes suelen operar sobre la base del criterio de contingencia (N-1) que requiere que una falla en algún componente aleatorio del sistema no lleve a un corte del suministro.

En las redes de distribución la contingencia es mucho menor, por lo que aquí la falla normalmente implica un corte (aunque el tamaño del corte es de mucha menor extensión que en transmisión). El diseño de las redes también está relacionado con la estrategia de manejo: por ejemplo las redes malladas son más seguras que las radiales, pero también más costosas.

2.1.9. VARIABLES QUE AFECTAN EL CF

Según la literatura internacional2 existen diversos factores que influyen sobre el CF:

• El tipo de consumidor afectado. Ante interrupciones de similar magnitud ocurridas en el mismo momento, las distintas clases de usuarios experimentarán costos eventualmente muy diferentes: una interrupción en un hospital tiene consecuencias distintas que una interrupción en un hogar o en una planta industrial; un corte no programado de 1% de la demanda en un distrito financiero, en horas de trabajo, impacta de manera muy diferente a las instituciones financieras que a los hogares localizados en esa zona.

• El nivel de confiabilidad percibido: cuanto más alto sea, los usuarios están menos dispuestos a tomar medidas preventivas (equipo de respaldo) y mayor es el daño causado por la interrupción.

• El momento en el que se interrumpe el servicio. La estación, el día de la semana y la hora del día en el que se corta la electricidad determina el tipo de actividad que se interrumpe. Para los hogares, por ejemplo, un corte a las 8 pm tiene un fuerte impacto, ya que afecta las actividades de recreación y domésticas; mientras un corte a las 3 am tendrá un impacto mucho menor. Los industriales se ven muy poco impactados por cortes de suministro en horas en que sus industrias no están produciendo.

• La duración del corte. Algunos daños (por ejemplo, la pérdida de archivos de computación) son inmediatos y no dependen de cuan larga sea la interrupción, mientras otros (por ejemplo, la pérdida de horas de trabajo) son proporcionales a la duración; otros efectos se producen luego de transcurrido un tiempo (por ejemplo, la pérdida de la comida en el refrigerador). En general, dependiendo del tipo de carga que se desconecta, el costo de racionamiento es creciente con la duración del mismo. En consumos residenciales, a medida que se

2 Nooij et al (2007), Ajodhia (2002), entre otros.

14

prolonga el corte se incrementa el perjuicio. En cambio, en algunos procesos industriales se asigna mucho valor a interrupciones de muy corta duración, ya que esto les significa tener que reiniciar el proceso productivo con pérdidas significativas de insumos y productividad.

• La notificación de la interrupción del servicio. Los cortes intempestivos (no programados): al ser sorpresivos no permiten que los consumidores modifiquen sus hábitos de consumo y por lo tanto sus costos son en general elevados. La única manera de mitigarlos es con la adquisición de equipos de emergencia, como sistemas UPS o plantas diesel de arranque rápido. Los cortes programados, dado que se anuncian, permiten un grado importante de reprogramación de las actividades normales de los consumidores y por lo tanto sus costos son inferiores a los racionamientos intempestivos.

• La magnitud del corte. Existe un impacto muy diferente si el corte es total o abarca sólo una parte del suministro del usuario, o si abarca un área reducida o una parte importante del sistema. En general, para los pequeños consumidores sólo es económico una interrupción total, mientras que los grandes usuarios con medición y equipamiento adecuado podrían estar preparados para interrupciones parciales.

• La frecuencia de las interrupciones. Paradójicamente, cortes poco frecuentes en general ocasionan costos muy superiores que cortes frecuentes y la razón es sencilla: cortes frecuentes obligan a los consumidores a internalizar los mismos y, por lo tanto, tomar las precauciones que estén a su alcance.

2.2. METODOLOGÍAS

Dado que normalmente no existe un mercado en donde las interrupciones de energía eléctrica se intercambien, no hay un precio de mercado mediante el cual se muestre el costo marginal por minuto de interrupción del servicio. En este contexto, en la literatura internacional es posible identificar diversos enfoques para estimar el costo de falla.

En términos generales es posible agrupar los mismos en:

i. Métodos indirectos:

a. Intercambio trabajo-ocio (usuarios residenciales).

b. Curva de demanda (todos los tipos de usuarios).

c. Valor agregado por kWh (usuarios industriales y comerciales).

d. Costos de oportunidad (usuarios industriales y comerciales).

e. Costos de respaldo (usuarios industriales y comerciales).

ii. Métodos directos:

a. Encuestas

i. relevamientos exante.

ii. relevamientos expost (estudios de caso)

15

2.2.1. ESTIMACIÓN MEDIANTE LA TEORÍA DEL INTERCAMBIO TRABAJO – OCIO

Este enfoque, utilizado por Munasinghe para determinar el CF del sector residencial en el ya referido estudio, está basado en la teoría del intercambio trabajo/ocio.

Munasinghe considera a los hogares como unidades productivas. Las actividades que utilizan electricidad en mayor medida son: actividades domésticas (limpiar, cocinar, etc.), alimentación y ocio. Las primeras son susceptibles de reprogramar, lo que minimiza los costos de corte. La actividad de alimentación podría verse obstaculizada cuando el corte se produce en el momento en que se está preparando o consumiendo la comida. Si la interrupción es de corta duración, el costo del corte es solo la molestia de una comida tardía, pero si la interrupción es de larga duración, el corte podría significar un gasto inesperado para los hogares, que deberán comprar la comida. En zonas donde las expectativas de corte son altas, las familias podrían tener costos indirectos asociados a la compra de aparatos no eléctricos para cocinar.

Por último, el ocio es la actividad que tiene mayor impacto sobre el costo de la interrupción. En primer lugar, el tiempo de ocio es limitado y fijo para un determinado período del día (usualmente en la tarde), particularmente para los hogares de ingresos más bajos. En segundo lugar, algunas de las actividades que se desarrollan durante los ratios de ocio, como leer un libro en la noche o mirar televisión, necesitan electricidad como insumo, el cual no es sustituible al menos en el corto plazo.

Dado que la pérdida de ocio es el componente principal del costo de falla del sector residencial es posible desarrollar un modelo basado en la teoría del intercambio trabajo – ocio para estimar la pérdida de bienestar de los hogares ante la interrupción del servicio.

El modelo asume que las actividades domésticas que se realizan durante el día pueden ser reprogramadas fácilmente ante una interrupción del servicio, y son realizadas más tarde restándole tiempo al ocio. Los hogares se enfrentan a dos tipos de consecuencias: la pérdida de opciones para utilizar su tiempo de ocio; y la pérdida de bienes (por ejemplo, los alimentos de la heladera, cuando el corte es largo). Según este enfoque se asume que durante una interrupción todo el tiempo de ocio se pierde. Para estimar el valor marginal del ocio perdido se utiliza el modelo de Becker (1965). Así, se considera que los individuos no solo obtienen utilidad del dinero y de los bienes, sino de una combinación de bienes (adquiridos con dinero) y del tiempo. La utilidad marginal del dinero decrece cuando crece la cantidad de dinero de la que se dispone, mientras la utilidad del tiempo libre crece con el número de horas trabajadas. Entonces, existe una cantidad óptima de tiempo para dedicar al trabajo. En el óptimo, el valor marginal del ocio es igual al salario horario.

La teoría del intercambio trabajo-ocio también es utilizado por Nooij (2007) para estimar el CF del sector residencial en los Países Bajos.

2.2.2. ESTIMACIÓN A TRAVÉS DE LA CURVA DE DEMANDA

El CF también puede estimarse a partir de la función de demanda de energía por parte de los distintos consumidores. Para su cálculo es necesario en primera instancia estimar los parámetros que caracterizan la demanda de energía, en particular las elasticidades precio e ingreso de la demanda tanto en el corto como en el largo plazo.

Siguiendo el trabajo de Benavente et. al. (2005) es posible definir tres CF diferentes:

16

• El CF marginal, que refleja el valor del kWh asociado a un racionamiento del consumo para una cierta profundidad. Asumiendo que el racionamiento es anunciado con anticipación y que se administra de manera tal que se restringen los consumos menos valiosos este costo está asociado a un racionamiento eficiente.

• El costo medio de falla, representa el valor promedio de los kWh que se dejan de consumir si el racionamiento es eficiente.

• El costo medio por cortes, corresponde al valor promedio de los kWh que se dejan de consumir cuando la restricción se administra mediante cortes de suministro. A diferencia de los dos costos anteriores, en este caso el racionamiento no es eficiente.

En términos generales, se puede denominar como d a la función de demanda de energía de un consumidor durante el período de tiempo relevante asociado a una restricción de energía. Esta función de demanda relaciona la cantidad de energía demandada (q) por el usuario en función del precio de la energía (p) y su ingreso (y):

A partir de la cual es posible plantear la ecuación inversa de demanda donde se expresa el precio de la energía al cual el usuario demanda q kWh y también es función del ingreso:

Llamando p0 al precio de la energía durante el período de racionamiento, q0 al consumo normal (sin restricciones) de energía al precio p0, y0 al ingreso del usuario y λ a la fracción de energía racionada, el consumo del usuario bajo el escenario de racionamiento es igual a (1- λ)xq0= qλ kWh. Bajo el supuesto de que el racionamiento es eficiente, el CF marginal es el precio al cual el usuario demandaría qλ kWh. Este CF lo representaremos por el símbolo vλ y depende de la magnitud de la restricción λ, el ingreso del usuario, la cantidad de energía demandada y su precio bajo condiciones normales (sin restricciones), y0, q0 y p0 respectivamente, y las elasticidades-precio e ingreso de la demanda de energía para el período de restricción.

Asumiendo que la demanda de energía se puede representar mediante una función log-lineal o Cobb Douglas:

Donde

A partir de estas expresiones, calcular el CF marginal (CdFMg) implica hallar la solución vλ a la siguiente ecuación no lineal:

Los parámetros β y γ en las expresiones anteriores corresponden a la elasticidad-precio y elasticidad-ingreso de la demanda respectivamente.

Para calcular el costo medio de falla correspondiente al racionamiento eficiente, es

17

preciso calcular el valor total de los kWh racionados. Una alternativa es hacerlo mediante la variación equivalente. Esto implica suponer que el valor total de la energía racionada es igual al monto de dinero que el usuario estaría dispuesto a pagar para que le devolvieran todo el consumo restringido.

Tomando en cuenta la especificación anterior para la función de demanda, el costo medio de falla a partir de la variación equivalente (CdEMeVE) se calcula como:

Una segunda alternativa para valorizar los kWh racionados es mediante la variación compensadora. Esta alternativa implica suponer que el valor total del consumo racionado es igual al monto que el usuario está dispuesto a pagar para no disminuir su consumo. Nuevamente, bajo el supuesto de una demanda Cobb-Douglas, el costo medio de falla a partir de la variación compensadora (CdFMeVC) se calcula como:

Un caso especial es aquel donde se asume que el efecto ingreso es nulo o despreciable. En ese caso la variación equivalente y la variación compensadora coinciden y el CF medio sin efecto ingreso (CdFMesei) se puede calcular como:

Por último, se considera el caso del racionamiento no eficiente, donde se realizan cortes de suministro. En ese caso es posible asumir que el CF refleja la pérdida del bienestar del usuario cuando la restricción es total por una fracción λ del tiempo. Para ello es preciso

determinar el precio al cual el consumidor elegiría demandar 0 kWh y se calcula como:

Donde

En este caso el CF no depende de la profundidad de la restricción y representa una cota superior para el CF medio cuando los cortes de suministro son anunciados con anticipación ya que se estima que los usuarios debieran poder reprogramar al menos parte de su consumo. En cambio si el corte fuera intempestivo, el CF puede ser superior a la expresión anterior dado que el consumidor puede ser afectado a la mitad de una actividad o proceso. El CF medio por cortes siempre es superior al CF medio eficiente.

Se han omitido los desarrollos matemáticos necesarios para derivar las expresiones anteriores dado que se encuentran fuera de los objetivos del presente informe. Sin embargo, los mismos se encuentran muy bien presentados en Benavente (op. cit.).

18

2.2.3. ESTIMACIÓN POR RATIO VALOR AGREGADO / CONSUMO ELECTRICIDAD

Telson (1975) propone determinar el efecto de una interrupción temporaria en el servicio eléctrico sobre las actividades económicas (comercio e industria) de un área geográfica determinada considerando como límite superior del CF de corta duración, el ratio entre el producto bruto de estos sectores y el consumo de electricidad de los mismos, considerando datos agregados del área afectada por el corte. Dicho valor constituye, no obstante, un límite superior por las siguientes razones: a) dado que se excluye al sector residencial, el ratio asume que dichos usuarios no contribuyen al producto bruto, asignándole a éstos el mismo CF que el de los sectores comercial e industrial, lo cual parece ser una sobrevaluación; b) se asume que el servicio eléctrico se verá afectado tan pronto disminuya la capacidad de generación, cuando en realidad existen alternativas (reducciones de voltaje, cortes selectivos) que no implican interrupciones totales del suministro; c) la hipótesis de que se pierde toda la producción por cada kWh no servido, implícita en la relación lineal entre el producto y el consumo, no tiene en cuenta que el corte puede representar retrasos o pérdidas parciales.

Como alternativa plantea considerar el ratio entre los salarios del sector comercial e industrial y sus respectivos consumos eléctricos, considerando que cuando aumentan los tiempos de interrupción cae la productividad del trabajo en la medida en que las firmas están pagando salarios por horas en la que no se produce –debido a los cortes. Al igual que el anterior, este cálculo también debe considerarse como un límite superior, ya que además de los argumentos ya presentados, el ratio no tiene bajo consideración que cuando se reanuda el servicio puede aumentar la productividad por sobre los niveles normales.

Estos indicadores agregados no pueden utilizarse para comparar distintas regiones, en la medida en que algunas pueden ser más electro-intensivas que otras.

2.2.4. ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS DE OPORTUNIDAD

Munasinghe (op. cit.) propuso medir el costo de una interrupción del servicio eléctrico de los usuarios industriales basándose en la aplicación del concepto de costos de oportunidad de corto plazo.

Clasifica los costos directos que enfrentan estos usuarios –durante las horas de trabajo- en dos grandes categorías: a) pérdidas en materias primas y de inventario en proceso; y b) reducción de la producción durante el corte, incluyendo los costos de reinicio.

a) El costo de pérdidas en materias primas (CPM) de una firma dada durante un año puede medirse como:

Donde:

f es la frecuencia de cortes por año,

di es la duración del corte i,

v(di) es el valor agregado perdido (de los insumos trabajo y capital), expresado como fracción del valor agregado por hora trabajada

19

m(di) es el valor perdido de otros insumos (materias primas), expresado como fracción del valor agregado por hora trabajada, expresado como fracción del valor agregado por hora trabajada

Q es el valor agregado total anual,

h son las horas de operación anuales.

b) El costo de interrumpir la producción se puede medir como el costo de oportunidad de tener recursos inactivos -capital y trabajo- (CIP):

Donde

y son las fracciones de producción normal no producidas durante el período de interrupción y reinicio respectivamente,

γ(di) es el tiempo de reinicio para un corte de duración di.

Si existe capacidad ociosa, una fracción λ del valor agregado puede hacerse utilizando la capacidad productiva más intensamente que lo normal después del corte, recuperando

una parte del costo de falla (o CF): .

Las empresas que no producen durante las 24 horas del día también tienen la opción de producir una fracción ρ de la producción pérdida trabajando fuera de las horas normales (horas extras). Las horas extras necesarias para recuperar la producción perdida están dadas por:

Siendo el costo de oportunidad por producir en horas extras igual al:

Donde L es el valor agregado anual del trabajo, y es la tasa salarial para horas extras y normales, respectivamente, y se asume que no hay costo de oportunidad de usar capital durante las horas extras.

Por último, considerando la posibilidad de la existencia de capacidad ociosa y de la producción en horas extra, una medida general del costo de falla (CF) para una industria puede representarse por:

Dado que en la mayoría de los casos λ=0 y ρ=0:

20

En resumen, para un tipo de industria dada, el costo de falla resultante dependerá de la frecuencia media y de la duración de los cortes en el área de servicio. Por ejemplo, en algunos procesos industriales, las materias primas se arruinan instantáneamente cuando se interrumpe el suministro; en otras la interrupción puede durar una cierta cantidad de tiempo antes de que los insumos se destruyan. En el primer caso, el CF es solo función de la frecuencia, mientras en el segundo es función tanto de la frecuencia como de la duración.

En áreas donde el nivel de confiabilidad de servicio es malo, los usuarios –especialmente aquellos muy sensibles a los cortes- pueden desear mejorar la seguridad del suministro instalando generación propia. También podrían modificar su proceso productivo reorganizándolo durante las horas del día con menor probabilidad de cortes. Todos los costos adicionales asociados con nuevos equipos o modificaciones en el proceso productivo normal deben ser considerados costos indirectos. Estos costos indirectos, sin embargo, son muy difíciles de cuantificar.

2.2.5. ESTIMACIÓN MEDIANTE COSTOS DE RESPALDO

Los usuarios (especialmente industriales y comerciales) pueden tomar acciones preventivas instalando capacidad de respaldo (autogeneración). Bental y Ravid (1982) sugieren que una firma maximizadora de beneficios invertirá en equipos de respaldo hasta que la ganancia esperada del kWh marginal autogenerado sea igual a la pérdida esperada del kWh marginal que no es suministrado. Así, el costo marginal de producir su propia energía puede ser un estimador del CF.

El costo de falla con este criterio puede definirse como el costo adicional por unidad de energía [kWh] incurrido por los usuarios al no disponer de energía, y tener que generarla con equipos de respaldo. Este método se basa en el principio de la preferencia revelada, donde el costo de una interrupción puede ser inferido a partir de las acciones tomadas por los usuarios para mitigar las pérdidas inducidas por la electricidad no suministrada, acciones tales como la inversión en potencia de reserva. La decisión de adquirir o alquilar generación alternativa de reserva es un ajuste de largo plazo. La compra de un generador puede ser vista como el pago de una prima sobre una póliza de seguro contra el riesgo de interrupciones del servicio. Los daños absolutos debido a una interrupción, en el caso de un seguro incompleto, pueden ser vistos como el deducible sobre la póliza.

Además de los costos de capital, el uso de dicho equipo implica un gasto adicional de combustible para la operación.

Los costos de autogeneración podrían ser un buen estimador de la voluntad marginal de pago por parte de la industria y los comercios por una oferta ininterrumpida de electricidad y, por lo tanto, constituyen una buena aproximación del costo de falla para estos sectores.

Una dificultad que presenta el criterio del costo de la unidad de respaldo para estimar el CF, es que las decisiones de inversión en generación de respaldo no solo están motivadas por el beneficio asociado a restricciones de suministro de largo plazo, sino que

21

también por el beneficio de evitar cortes intempestivos de suministro; en este sentido, el CF obtenido con este criterio sobreestimaría dicho costo como costo de falla de larga duración. Una alternativa es estimar el costo de una unidad térmica de punta para reducir un porcentaje a determinar de energía no suministrada (ENS) para todo el sistema.

2.2.6. ESTIMACIÓN DIRECTA MEDIANTE ENCUESTAS

Estos métodos están basados en encuestas y obtienen información sobre el costo de falla o pérdida en la calidad de servicio a través del contacto directo con los usuarios. Los métodos de encuestas se dividen en ex post y ex ante en función si el análisis se refiere a una falla concreta en el servicio o a una falla hipotética3.

• Relevamiento ex post de una falla en el servicio. Este método recurre a casos de cortes totales de suministro (apagones o racionamiento) para estimar el costo de los mismos.

Una forma de evaluar el costo de falla es hacerlo estudiando una interrupción del suministro eléctrico que haya tenido gran impacto en las actividades industriales y sociales de una comunidad (apagón o racionamiento prolongado). Esto se efectúa mediante la realización de un caso de estudio poco tiempo después del hecho, identificando y evaluando los costos directos e indirectos del corte de suministro.

Un ejemplo de un relevamiento ex post es el estudio de Serra y Fierro (1997, que estimaron el costo de falla en Chile sobre la base de una muestra tomada durante las restricciones eléctricas ocurridas en el país en 1989 (ver Sección 4.2). Cabe mencionar que este racionamiento fue el resultado de un sequía que afectó la disponibilidad de agua en los embalses; en este contexto, debe ser entendido como una falla de larga duración. La descripción del mismo y sus resultados se incluyen en la Sección 4.2 del presente informe.

Una ventaja del caso de estudio es que se analiza un caso real, y no una situación hipotética. El método permite identificar los efectos de la interrupción. Sin embargo, dado que cada caso es particular, se dificulta alcanzar un valor medio representativo.

Otro estudio de relevancia es el realizado para la California Energy Commission – Survey Research Center (1997), mediante el cual se realizaron encuestas telefónicas a una muestra de usuarios residenciales, comerciales e industriales para determinar los efectos de la interrupción en el suministro eléctrico ocurrida en California el 10 de agosto de 1996 (aproximadamente el 44% de los usuarios). Los resultados incluyeron información sobre las experiencias de cortes enfrentadas por los usuarios, las pérdidas financieras, el uso de equipos de respaldo, satisfacción con el servicio y la importancia de contar con un sistema confiable. El estudio encontró que a) los usuarios se enfrentaron a pocos cortes; b) para los usuarios residenciales el daño es mayor durante los fines de semana, mientras para los usuarios comerciales y industriales el daño es mayor durante la semana; c) la mayoría de los usuarios

3 Ver, por ej. Ajodhia (2002).

22

no sufrió pérdidas financieras durante el corte del 10 de agosto; aunque algunos pocos usuarios comerciales e industriales enfrentaron pérdidas del orden de los USD 50,000 a USD 5,000,000; d) algunos usuarios comerciales e industriales tienen equipos de respaldo que usaron el día del corte; e) la mayoría de los consumidores está satisfecho con el servicio; f) entre el 85.5% y el 95.0% de los usuarios dijo que la confiabilidad es importante y algunos estarían dispuestos a pagar mayores tarifas para tener mayor confiabilidad.

• Encuestas ex ante a usuarios. Valuación contingente y análisis conjunto. Este método se basa en el uso de una encuesta, aplicada en forma directa o indirecta (vía telefónica o vía medios electrónicos), para conocer la estimación de los costos de pérdida o de oportunidad incurridos por parte de distintas categorías de usuarios debido a problemas de suministro eléctrico de distinta duración, profundidad y periodicidad en el tiempo.

Es una metodología de uso frecuente a nivel internacional, particularmente para recoger información del costo de falla, en general para consumidores industriales4. La conveniencia de la misma radica en el hecho que recoge directamente la información proporcionada por los usuarios afectados por las interrupciones parciales o totales de suministros, los cuales son quienes mejor pueden realizar la evaluación y valorización del costo de falla que directa o indirectamente los afecta en sus procesos productivos o actividades cotidianas. Además, quienes son directamente afectados pueden evaluar en forma más certera las decisiones de inversión o cursos de acción a ser adoptados para hacer frente a las interrupciones de suministro de largo plazo.

Bajo el método de valuación contingente, los usuarios son encuestados acerca del valor que le darían a la confiabilidad del sistema si hubiese un mercado para ella. Se les pide a los usuarios encuestados que indiquen su voluntad de pago (willingness-to-pay, WTP) por mayores niveles de confiabilidad, y su voluntad de aceptar menores niveles de confiabilidad (willingness-to-accept, WTA). El método de análisis conjunto, es similar al de valuación contingente, con la salvedad que las estimaciones son derivadas en forma indirecta. Se les solicita a los usuarios encuestados que ordenen de acuerdo a su preferencia diferentes combinaciones excluyentes de precio y confiabilidad o calidad. Beenstock et. al. (1998) compararon los resultados derivados del sistema de “análisis conjunto” versus los derivados de valuación contingente. Encontraron considerable resistencia a las respuestas en el caso de la valuación contingente. Los consumidores respondieron mejor al enfoque tipo análisis conjunto, quizá debido a que es menos confrontacional. A su vez el enfoque análisis conjunto” se presta menos para comportamientos estratégicos. Los autores encontraron que las estimaciones derivadas de la valuación contingente son, en general, menores que las derivadas del análisis conjunto.

Una de las grandes ventajas del método directo radica en que permite procesar los resultados para obtener una información particular necesaria para un análisis específico, por ejemplo el costo de falla en función de su profundidad y clasificación de clientes en

4 Ver, por ej., Energy Research Institute (2001) para una aplicación en Tailandia, o CEIDS (2001) para un estudio de EE UU.

23

una zona geográfica determinada. La desventaja en comparación a otras metodologías, es la necesidad de emplear una mayor cantidad de recursos y coordinación para la aplicación y procesamiento de la información de la encuesta.

Vale notar que la gran mayoría de las experiencias internacionales de evaluación del costo de falla vía encuestas apuntan a la determinación del costo de falla de corto plazo, con horizontes que van desde una hora a no más allá de uno o días de interrupción. Por lo que el diseño de un enfoque directo con miras a determinar el CF de largo plazo debe hacerse con una óptica diferente, apuntando a meses de restricciones y no fallas de unas horas o días al año.

2.2.7. COMENTARIOS FINALES SOBRE METODOLOGÍAS PARA DETERMINAR EL CF

La valorización económica del CF está determinada por diversos factores, tales como la confiabilidad y seguridad de los sistemas eléctricos, las tecnologías de los procesos productivos, la disponibilidad de sustitutos a la energía eléctrica, diversos factores económicos y demográficos y la percepción de los usuarios sobre la interrupción de las actividades dependientes del suministro de electricidad.

La mayor experiencia internacional se centra en evaluar los efectos de corto plazo.

Respecto a las metodologías, dado que no existe una que domine claramente a las demás, es importante entender las ventajas y limitaciones de cada una de ellas. Siguiendo a Hsu, Ghana y Chen (1994), la siguiente tabla presenta una comparación de diferentes métodos considerando cinco criterios:

• Fundamentos teóricos (FT)

• Verificación de resultados (VR)

• Disponibilidad de información (DI)

• Costo de medición (CM)

• Implicaciones de política y aplicabilidad (IP)

A modo de ejemplo, el método que usa el valor agregado por unidad de consumo eléctrico para estimar el costo de falla, tiene un soporte teórico bajo. Por ejemplo, usar el PIB de una industria con relación a su consumo de energía eléctrica, solo da una medida de la productividad media de ese insumo para la industria. Su relación con el costo de falla es baja, ya que refleja el producto creado en condiciones de producción normales. El método no requiere de mucha información y por ende los costos de medición son bajos. Y, lo que es más importante, en términos de aplicabilidad, el método es limitado.

24

Tabla 1 Comparación entre varios métodos para estimar costos de falla

Enfoque Método Tipo de costo de falla estimado FT VR DI CM IP

Indirecto Valor agregado/kWh

Costo promedio de una industria o economía Bajo Medio Alto Bajo Bajo

Indirecto Excedente del consumidor

Costo promedio por tipo de consumidor Bajo Alto Alto Bajo Medio

Indirecto Costos de respaldo

Costo promedio de cada consumidor Medio Alto Alto Bajo Bajo

Directo (encuestas) Análisis de falla Costo promedio Medio Medio Bajo Alto Alto

Directo (encuestas) Costos directos Costo promedio para

cada consumidor Medio Medio Medio Alto Alto

Directo (encuestas)

Valuación contingente y

análisis conjunto

Costo marginal para cada consumidor Medio Medio Medio Alto Alto

Fuente: Hsu, Ghana y Chen (1994)

3. REVISIÓN DE ESTUDIOS DE CASO

3.1. CHILE

3.1.1. ESTUDIO 1 (2009)

En el año 2009, SYSTEP (2009) finalizó un estudio para determinar y actualizar el CFLD del suministro eléctrico del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) en función de su profundidad y duración.

El estudio consideró como supuesto de trabajo que los cortes de suministro son programados y anunciados con la suficiente anticipación por parte de los agentes involucrados (1 mes), dado el contexto de largo plazo del estudio. Esto implica que los usuarios cuentan con el suficiente tiempo e información para tomar las decisiones y medidas tendientes a aminorar el impacto de las restricciones del suministro eléctrico.

Para valorizar el costo de falla en cada sector y escenario de racionamiento, se combinaron metodologías directas e indirectas para distintos grupos de clientes.

Para el caso de los clientes residenciales y comerciales se aplicó una metodología econométrica de estimación del excedente del consumidor. En particular, se utilizó la metodología propuesta por Benavente et. al. (2005). Para estimar las elasticidades precio e ingreso de la demanda se utilizaron modelos de regresión lineal con datos de panel, utilizando como variables explicativas el precio de venta de la energía, el nivel de ingreso familiar, el precio de energéticos sustitutos y un número determinado de rezagos de la variable dependiente.

Para el caso de los grandes clientes del SING, que en total no sobrepasan las 50 empresas (en su mayoría, empresas mineras, aunque también se incluyen en este grupo

25

algunas industrias y transporte portuario), se realizaron encuestas directas utilizando un cuestionario que recoge y valoriza las acciones que tomaría cada empresa para enfrentar diferentes escenarios de racionamiento. El objetivo general de la encuesta fue evaluar los costos que ocasionaría para las empresas del SING en caso de verse enfrentadas a racionamiento con diferentes niveles de profundidad y duración. Se evaluaron cuatro niveles de profundidad (5%, 10%, 20% y 30%), cada uno para racionamientos con duraciones de 1 mes, 2 y 10 meses.

Por otro lado, existen aproximadamente 600 clientes de tarifas AT4 en el SING que representan clientes industriales medianos o pequeños. Debido a que se encontraron dificultades para seleccionar una muestra representativa de estos clientes, y considerando que el consumo de los mismos es marginal respecto al total, se estimó el CF a partir de los costos de respaldo, utilizando información de una encuesta nacional sobre el uso de energía dirigida al sector industrial manufacturero nacional realizada recientemente por la CNE5, y considerando los consumos medidos de energía y potencia del año 2008.

En la tabla siguiente se muestran los resultados obtenidos en este estudio, para cada sector:

Tabla 2 Estudio de CFLD en Chile, por tipo de consumidor (CNE) (US$/kWh)

Duración/Sector Residencial Comercial Industria (1) Transporte (1) 1 mes 0.944 0.801 0.422 0.262

2 meses 0.813 0.784 0.373 0.203 10 meses 0.662 0.771 0.274 0.155

Fuente: SYSTEP (2009); Nota (1): 20% de profundidad

El costo de falla del sistema se obtuvo como el promedio ponderado de los costos de falla de cada sector (residencial, comercial, industrial), para un mismo escenario de duración y profundidad del racionamiento eléctrico. Se utilizó como ponderador el consumo relativo de energía de cada sector con respecto al consumo total del sistema, para el año 2008. En la tabla siguiente se muestran los resultados para distintas profundidades de corte:

Tabla 3 Estudio de CFLD en Chile, total sistema (CNE) (US$/kWh)

Duración/profundidad 5% 10% 20% 30% 1 mes 0.421 0.348 0.376 0.330

2 meses 0.321 0.275 0.316 0.265 10 meses 0.221 0.208 0.262 0.227

Fuente: SYSTEP (2009).

5 Comisión Nacional de Energía; 2009; Estudio de Demanda Energética para el Sector Industrial Manufacturero y Minero de Chile.

26

3.1.2. ESTUDIO 2 (2005)

Benavente et. al. (2005) estiman el costo de falla para el sector residencial a partir de la curva de demanda (ver sección 2.2.2). Los autores deducen el costo de falla a través de los parámetros de la curva de demanda, utilizando elasticidades precio e ingresos estimadas con un modelo econométrico de ajuste parcial.

El costo de falla se calculó para restricciones de tres y nueve meses, considerando racionamientos de hasta 10%, y considerando dos situaciones: (i) que el costo de falla es eficiente (el racionamiento es anticipado y se dejan de consumir los kWh menos valiosos), y (ii) se raciona mediante cortes (o de una restricción muy grande).

Los resultados encontrados fueron:

• El costo de falla marginal (corresponde al valor del kWh marginal para racionamientos del consumo, suponiendo que el racionamiento se anuncia con anticipación y que se administra de tal forma que se dejan de consumir los kWh menos valiosos) a tres meses va de 0.11 USS/kWh para un racionamiento de 1% hasta 0.38 USS/kWh para un racionamiento de 10%. A nueve meses dichos extremos son 0.10 USS/kWh 0.20 USS/kWh, respectivamente.

• El costo de falla por corte de suministro (considerando cortes programados) es igual a 0.62 USS/kWh a tres meses, y de 0.33 USS/kWh a nueve meses.

• Aunque las estimaciones del costo de falla dependen en parte de las formas funcionales elegidas, el estudio permitió extraer algunas conclusiones de carácter general:

• El costo de falla es mucho menor cuando se raciona en forma eficiente.

• El efecto ingreso no es importante.

• El costo de falla depende del precio inicial: es proporcional al mismo y varía en la misma dirección. Intuitivamente: se consumirá energía hasta que el beneficio marginal de un kWh adicional sea igual al precio de la energía.

• El costo de falla depende también de la elasticidad precio de la demanda: cuanto más elástica al precio sea la función de demanda menor es el costo de falla, pues un alza moderada en el precio permite que la demanda caiga en una magnitud importante.

3.1.3. ESTUDIO 3 (1997)

Serra y Fierro (1997) realizaron un estudio sobre el costo de falla en Chile sobre la base de una muestra tomada de las restricciones eléctricas ocurridas en el país en 1989. Los resultados mostraron que una restricción equiproporcional en un mes de 10% conlleva un costo de falla de 0.077 US$/kWh. Este valor aumenta a 0.22 US$/kWh si se considera una restricción equiproprocional de 30% en 10 meses. Y cae a 0.032 US$/kWh cuando se considera una restricción selectiva. Ambos valores estaban por encima del costo aplicado por la legislación vigente en ese entonces. Los resultados también muestran que los costos por interrupción exhiben importantes fluctuaciones intersectoriales, lo que implica que la aplicación de una restricción equiproporcional para todas las firmas (tal como lo requiere la legislación chilena) es altamente ineficiente.

27

El estudio, dado que se basó en datos recogidos en un período preciso: julio 1989 a abril 1990 estimó el costo de corto plazo, diferenciándose este del costo de largo plazo, relacionado con las respuestas de los agentes para adaptarse al grado de confiabilidad que el sistema les da.

Se realizaron 200 encuestas, utilizando una muestra aleatoria que excluyó a las empresas con los mayores consumos, las cuales fueron incluidas en la muestra. La muestra representaba el 95% del consumo industrial de la zona servida. Las entrevistas dividieron los costos asociados con: (i) pérdidas de ventas, (ii) cambios en el uso de materias primas, (iiii) cambios en empleo y salarios, (iv) cambios en el uso de combustibles, (v) costos de bienestar asociados con ahorro de energía en áreas no esenciales, (vi) costos financieros asociados con variación de inventarios, y (vii) costos de capital de equipos comprados para enfrentar la restricción.

Los costos promedio por interrupción para las firmas entrevistadas se utilizaron para calcular los costos medios por interrupción en cada sector. El factor ponderador fue el volumen de la compra de electricidad revelado por cada firma cuando fue entrevistada. En el escenario de restricción de 10% en un mes, el costo medio de la interrupción varía entre 0.005 US$/kWh y 0.835 US$/kWh, dependiendo del sector. En el escenario de restricción de 20% en un mes, el costo por interrupción se eleva en 22 de los 28 sectores comparado con el escenario del 10%. Si estos costos parecen bajos, es necesario recordar que ellos corresponden a interrupciones planificadas.

En este estudio, los costos por interrupción también fueron estimados utilizando el método del excedente del consumidor. En este caso, el costo neto por interrupción fue 0.0086 US$/kWh para una restricción del 10%. Los autores explican la diferencia por una combinación de dos factores. La calidad de los datos para el método del excedente del consumidor no era buena y de esta manera ellos tuvieron que usar una especificación de elasticidad precio constante.

3.1.4. ESTUDIO 4 (1986)

La CNE (1986) llevó a cabo un estudio del CFLD en Chile analizando separadamente los sectores residencial, comercial e industrial y minero.

Para el caso de los usuarios residencial y comerciales, el CF se obtuvo a partir de las elasticidades-precio obtenidas para cada uno de ellos en el estudio de demanda de electricidad efectuado por la CNE, suponiendo curvas de demanda de elasticidad constante.

Así, el CF medio se obtuvo a partir de la siguiente expresión:

Donde

P es el precio de la electricidad.

e es la elasticidad-precio de la demanda.

X es la proporción de energía eléctrica restringida.

El CF marginal, por su parte, se obtiene de la siguiente expresión:

28

En la práctica, la CNE realizó los cálculos para diversos escenarios de energía eléctrica restringida (X), desde 1% a 15%, y considerando dos escenarios de elasticidad-precio de la demanda (-0.07 y -0.15 para el sector residencial; y -0.05 y -0.1 para el sector comercial).

Para el caso de los usuarios del sector industrial y minero el CF se estimó sobre la base de dos indicadores: el costo de remuneraciones pagadas por cada kWh consumido en el proceso productivo; y el valor agregado en el proceso productivo por kWh de consumo. El primer indicador supone que la pérdida de producción que origina la falla puede recuperarse trabajando sobre-tiempo una vez recuperado el suministro normal, o bien que durante el tiempo que dura la restricción la industria puede cambiar a un proceso más intensivo en uso de mano a obra para mantener la producción. El segundo indicador estima el costo de oportunidad del sector.

Adicionalmente al estudio del CF desde el punto de vista de los usuarios, la CNE llevó analizó paralelamente la oferta, para determinar la influencia del CF en las decisiones de inversión de generación, considerando distintos escenarios de crecimiento de la demanda. El estudio concluyó que la fecha de instalación de la próxima central generadora en Chile es poco sensible al CF. Por otro lado, utilizando el modelo de operación económica del SIC se determinó la magnitud de los racionamientos esperados expresados como porcentaje de la demanda.

Finalmente, para determinar el costo de falla global para el SIC, se consideraron dos estrategias de racionamiento: una que considera que la energía fallada se distribuye entre todos los consumidores en la proporción en que la demanda de cada uno contribuye a la demanda total (racionamiento proporcional); y otra que consiste en racionar los consumos de forma tal que se minimice el costo total de racionamiento.

Los resultados obtenidos en este informe para las dos estrategias de racionamiento analizadas y los porcentajes de racionamiento esperados en el SIC (menores al 4% de la energía anual), ubican el costo medio de falla, para cortes programados, entre los 0.07 y 0.14 USD/kWh (valores de 1986)

3.1.5. ESTUDIO 4 (1973)

El estudio realizado por Jaramillo y Skoknic (1973) estimó valores máximos y mínimos del CFLD en Chile.

El valor máximo se calculó recurriendo a relaciones obtenidas a partir de información económica general. Específicamente se estimó un valor global, el cual debe ser interpretado como un valor máximo, relacionando el Producto Geográfico Bruto (PGB) y el consumo eléctrico (C). En este caso la elasticidad-ingreso (e) del consumo puede escribirse como:

Entonces, el costo marginal de la restricción, K, es:

29

En segundo lugar se realizó un análisis por sectores de consumos suponiendo que es posible una restricción absolutamente selectiva de los consumos que opera en orden creciente de costo por kWh restringido, lo que lleva implícita la restricción a la población de los diferentes bienes y servicios que consume en el mismo orden. Dado que en la práctica del sistema chileno esto no es posible, este valor debe ser considerado un valor mínimo, inferior al real.

Para el sector industrial se estimó el CF a través del impacto de una reducción del consumo del sector en el PGB, y los cálculos se realizaron utilizando la matriz insumo producto y datos de consumo por rama industrial.

Al igual que el cálculo global, este método asume que existe una relación tecnológica estricta entre producción y consumo de electricidad. Así:

Donde Cj representa el consumo eléctrico específico del sector j, y bij el coeficiente de la matriz para el sector destino i del sector j.

Entonces, la pérdida del valor agregado total al restringirse un kWh adicional de consumo se puede medir mediante la siguiente expresión:

Para el sector residencial, el cálculo se hizo considerando el costo de la energía puesto en medidor del cliente, el costo de la instalación domiciliario, el costo de los artefactos eléctricos y el consumo de energía eléctrica.

Para el sector comercial se consideró un valor similar al del sector residencial, dada la similitud de los consumos en punta de ambos sectores. El consumo de estos usuarios, sin embargo, es marginal dentro del consumo total de electricidad.

Dado que los cálculos resumidos en los párrafos anteriores no tienen en cuenta las preferencias de los consumidores, no lleva a la maximización del bienestar de la población. Por esto, Jaramillo y Skoknic consideran que un cálculo detallado que tenga esto en cuenta debería realizarse por niveles decrecientes de ingreso y considerando las elasticidades-ingreso de la demanda para cada tramo de ingreso.

En este caso el costo del kWh restringido (K) cuando se producen cortes de suministro y se tiene en cuenta la maximización del bienestar de la población debe ser considerado un valor medio, y puede representarse mediante la siguiente expresión:

Donde:

ei es la elasticidad-ingreso de la demanda del sector de destino i

30

bij son los coeficientes de la matriz de requisitos directos e indirectos

Cj es el consumo eléctrico específicos del sector proveedor j

eE es la elasticidad-ingreso del sector de electricidad

ΠE es el precio del kWh residencial

ri es la proporción del sector i en el gasto de las personas

rE es la proporción del sector electricidad en el gasto de las personas

Kc es el costo de la restricción del sector comercial

α es la proporción del consumo eléctrico industrial y de las familias

β es la proporción del consumo eléctrico comercial (α+β=1)

Los autores llegaron a que el CFLD cuando se consideraba una restricción selectiva, minimizando la pérdida de valor agregado del país, era del orden del 20% de resultante de considerar una restricción proporcional al consumo de cada sector usuario.

Los resultados de CFLD obtenidos en este informe (a valores de 1973) se resumen a continuación:

• El valor máximo (estimado mediante relaciones económicas) no superaría los 1.9 USD/kWh.

• El valor mínimo (el racionamiento se efectúa en forma totalmente selectiva, restringiendo primero a aquellos consumidores con menor costo) sería:

o 0.03 USD/kWh para restricciones entre 0% y 6% de la demanda,

o 0.17 USD/kWh para restricciones entre 6% y 10% de la demanda,

o 0.25 USD/kWh para restricciones entre 10% y 32% de la demanda.

• El valor medio (maximización del bienestar) sería:

o 0.03 USD/kWh para restricciones hasta 6% de la demanda,

o 1.00 USD/kWh para restricciones superiores al 6% de la demanda.

3.2. COLOMBIA

En Colombia, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)6 actualizó la información base para el cálculo de los costos de racionamiento del sector eléctrico, mediante un “Estudio de costos de racionamiento de electricidad y gas natural” llevado a cabo en el año 2003 (ver sección 4.1). La metodología original está basada en encuestas a distintos tipos de usuarios, y mide los costos de racionamiento (tanto programados como no programados) para diferentes momentos del día, duración y prolongación en el tiempo.

Se utilizó el método de Valoración Contingente para estimar la disposición a pagar de los usuarios residenciales cuando sus demandas no son flexibles, por evitar un racionamiento en el momento y hora en que la demanden.

6 La UPME es una unidad administrativa especial y nacional, cuyo objeto es realizar la planificación del desarrollo y aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros, y producir y divulgar la información minero-energética requerida.

31

La metodología utilizada para la estimación de los costos de racionamiento consistió en resolver un problema de minimización de los costos totales para el grupo de consumidores sometidos al racionamiento, sujeto a un conjunto de restricciones. Tales restricciones consideran situaciones físicas como la imposibilidad de dirigir el racionamiento hacia un sector dado independientemente de los demás y situaciones de tipo operativo que comprometan la seguridad y estabilidad del sistema.

Se consideraron tres casos: el Caso 1 corresponde a la aplicación de una política en la cual no existen restricciones de ninguna índole para programar el racionamiento entre los distintos sectores que participan. El Caso 2 supone igual racionamiento (en porcentaje) para todos los sectores, no importando sus costos individuales El Caso 3 corresponde a la aplicación de una política racional para el racionamiento y por lo tanto tiene en cuenta restricciones genéricas.

Los costos se estimaron para niveles de racionamiento que van de 1% a 40%. En la tabla siguiente se resumen los resultados obtenidos:

Tabla 4 Estudio de Costo de Racionamiento en Colombia (UPME)

Costo de racionamiento (US$/kWh) Nivel de Racionamiento

Caso 1 Caso 2 Caso 3 1% 0.057 0.284 0.093 10% 0.075 0.321 0.151 20% 0.086 0.391 0.281 30% 0.115 0.539 0.461 40% 0.159 0.747 0.665

Fuente: UPME; Nota: los datos están en expresado en US$ de diciembre de 2003

La encuesta realizada utilizó el siguiente formato de pregunta:

♦ Teniendo en cuenta sus ingresos personales o familiares y el hecho de que existen otras actualizaciones por las que se le podría pedir dinero ¿estaría usted dispuesto a pagar la cantidad de X pesos por evitar un racionamiento de electricidad del tipo Y?

Luego, para quienes respondieron Si a la pregunta anterior se indagó:

♦ Teniendo en cuenta que pararía como mínimo XX pesos, ¿cuál sería la cantidad máxima que estaría dispuesto/a a pagar?

En cambio, si respondió No a la pregunta 1 se indagó:

♦ Teniendo en cuenta que pagaría menos de XX pesos, ¿cuál sería la cantidad máxima que estaría dispuesto/a a pagar?

Finalmente, para quienes respondieron un valor 0 a la pregunta anterior, se preguntó:

♦ ¿Por qué motivo no está dispuesto a pagar?

En este caso también se realizó una encuesta piloto donde se realizaron preguntas abiertas de valoración contingente. A los efectos de la encuesta definitiva, la elección de

32

los distintos valores a emplear en la pregunta dicotómica se definió a partir de los resultados obtenidos en la piloto.

3.3. ESTADOS UNIDOS

A continuación se resumen los resultados de cuatro estudios de CF realizados para Estados Unidos.

3.3.1. ESTUDIO 1 (2004)

Eto et. al (2004) calcularon el costo de una interrupción en EE.UU. expresando el costo anual de una interrupción como una función de: (i) el número de usuarios por tipo y región; (ii) la duración y la frecuencia de las interrupciones experimentadas anualmente por los usuarios (SAIDI7, SAIFI8 y MAIFI9); y (iii) el costo para los usuarios de las interrupciones, según tipo de evento, tipo de usuario y región.

El costo para los usuarios de las interrupciones fue tomado de un estudio de nivel nacional en el año 2003 por Population Research Systems (PRS), LLC y Lawrence Berkeley National Laboratory. Este estudio consistió en 24 encuestas a clientes independientes llevadas a cabo por 8 empresas eléctricas de EE.UU. durante 13 años (1990 – 2003). Se utilizaron técnicas de regresión múltiple (Modelo Tobit) para combinar los datos de la encuesta mediante ecuaciones que expresen el costo de cortes por usuario como funciones de múltiples parámetros independientes (tipo de usuario, región, duración del evento, entre otras). Se consideraron más de 2,000 encuestas a industrias y comercios grandes; 5,200 encuestas a industrias y comercios medianos y pequeños y 11,000 encuestas a usuarios residenciales.

Los resultados obtenidos en este estudio se muestran en la tabla siguiente. Los mismos se presentan en US$ por corte por usuario usuarios, y corresponden a cortes intempestivos (no programados):

Tabla 5 Costos por corte por usuario (EE.UU.)

Duración Residencial Comercial Industrial Cortes momentáneos 2.18 605 1,893

1 hora 2.70 886 3,253 Cortes sostenidos 2.99 1,067 4,227

Fuente: Eto et. al. (2004); Nota: son US$ de 2002

Eto et. al (2004) obtuvieron como resultado que el costo anual de una interrupción a nivel nacional es de US$ 80 billones, siendo los usuarios comerciales los que tiene mayor participación (72%), seguidos por la industria (26%). Los residenciales impactan

7 Por System Average Interruption Duration Index. 8 Por System Average Interruption Frequency Index. 9 Por Momentary Average Interruption Frequency Index.

33

marginalmente, teniendo una participación en el costo de apenas el 2%.

Una conclusión importante del estudio de estos autores es que el costo de la interrupción tiene más relación con la frecuencia que con la duración: cortes de corto plazo, momentáneas, de menos de 5 minutos de duración, tienen un mayor impacto en el costo total de interrupciones (67% del total) que cortes menos frecuentes pero sostenidos, de duración mayor a 5 minutos (33%).

Por otro lado, los autores detectaron que existen vacíos importantes en la información disponible que utilizaron para el cálculo, por lo que realizaron análisis de sensibilidad con el objeto de determinar cómo afecta al costo de interrupciones cambios en determinadas variables (modificando los indicadores de frecuencia y duración, valorizando el costo en verano, durante días de semana en la tarde o durante fines de semana en por la noche). Los análisis de sensibilidad ubicaron el costo de una interrupción entre US$ 22 billones y US$ 135 billones.

3.3.2. ESTUDIO 2 (2002)

Otro estudio relevado fue el realizado por Balducci et. al. (2002), quienes estimaron los costos de una interrupción por tipo de usuario en EE.UU. Para el análisis utilizaron información de una encuesta realizada por la Universidad de Saskatchwen en 1992 y 1996 a usuarios canadienses de los sectores gobierno, bancos, seguros, inmobiliario, salud y otras industrias de servicios, los cuales fueron traducidos en US$ y normalizados utilizando la variable kW.

Los autores estimaron los costos de una interrupción como una función de la duración del corte, y considerando costos intempestivos (no programados).

En la tabla siguiente se muestran los resultados obtenidos, en US$/kW:

Tabla 6 Costos de interrupciones por tipo usuario (EE.UU.)

Duración Sector

20 min. 1 hora 4 horas

Industrial 6.29 13.93 29.94

Comercial 4.74 12.87 44.37

Residencial 0.03 0.15 1.64

Transporte 8.91 16.42 45.95

Promedio ponderado 3.59 8.76 24.9

Fuente: Balducci et. al. (2002);Nota: son US$ de 2002

Los costos de interrupción más altos son los del sector transporte (16 US$/kW para un corte de 1 hora) seguidos por los de la industria (14 US$/kW) y comercio (13 US$/kW). Los usuarios residenciales incurren en costos que son apenas una pequeña fracción del resto de usuarios (0.15 US$/kW).

34

3.3.3. ESTUDIO 3 (2001)

En el año 2001, el EPRI encargó y publico un estudio (CEIDS, 2001) que estimó el costo económico de las interrupciones del servicio eléctrico a nivel total nacional10.

Se entrevistaron 985 firmas estadísticamente representativas de los siguientes sectores: economía digital, fábricas de procesos continuos y servicios esenciales, acerca de la duración y la frecuencia de los cortes y el impacto de los mismos en sus negocios. Se les pidió que provean estimaciones de costos de diversos escenarios de interrupciones (por ej. 1 segundo, 3 minutos, 1 hora) durante días de semana a la tarde en verano, con o sin previo aviso.

Las firmas fueron elegidas considerando su sensibilidad a cortes de electricidad, así como su importancia para la economía estadounidense.

Para cada escenario de corte, los entrevistados debían estimar el costo en que incurrían debido a diversos factores, tales como recursos inactivos, pérdida de materia prima, daños en equipos y producción perdida o no vendida.

De esta forma, la encuesta permitió estimar el costo anual de una interrupción como función de la duración y la notificación previa. Para explorar la hipótesis de que los costos de una interrupción son menores cuando se planifica, se incluyeron en las entrevistas dos escenarios adicionales (1 hora de corte precedida por una notificación previa de 24 horas, y 1 hora de corte precedida por una notificación previa de 1 hora).

De acuerdo a este estudio, cortes (no planificados) mayores implican mayores costos para los negocios, aunque el costo no es una función lineal de la duración. El costo promedio (individual) de un corte de 1 segundo es de US$ 1,477; el costo promedio de un corte de 3 minutos es de US$ 2,107; mientras el costo promedio de un corte de 1 hora es de US$ 7,795. Cabe mencionar que los autores encontrar gran variabilidad en los resultados de acuerdo con el tipo de negocio.

Cuando se notifica previamente el corte, el costo de una interrupción de 1 hora informada con 1 hora de antelación baja a US$ 6,918.

Los resultados fueron extrapolados para representar una estimación del total nacional asumiendo que el costo experimentado por la población no encuestada era entre un 20% y 50% del costo de la población encuestada.

El valor total estimado de costos por interrupciones del servicio fue de entre US$ 104 a US$ 164 billones11.

De acuerdo con Eto et. al. (2004) este estudio subestimó o sobreestimó el costo de una interrupción del servicio el EE.UU. debido a:

i. No tuvo en cuenta que el costo de una interrupción del servicio varía según el día (laborable o no), la hora del día y la estación. Los costos asociados con un día de semana en verano a la tarde son típicamente los más altos porque virtualmente todos los negocios están en horas de trabajo y con el aire acondicionado en uso. En este sentido, el estudio sobreestima el costo de una interrupción.

10 Eto et. al. (2004) ok

35

ii. El estudio asume que el costo de los usuarios no encuestados es entre un 25% y un 50% del costo de los usuarios entrevistados. Según Eto et. al. (2004) otros estudios han demostrado que la variación entre empresas puede ser de hasta 10 veces. Dado que cabe esperar que las firmas entrevistadas hayan sido seleccionadas por su sensibilidad respecto a los cortes, es posible que la estimación sobreestime el costo de una interrupción.

iii. El estudio no consideró el costo de una interrupción para los usuarios residenciales.

3.4. GRAN BRETAÑA

El regulador de electricidad y gas (OFGEM) encomendó un estudio en el año 2004 a Accent para analizar las expectativas de los consumidores sobre la calidad de servicio de electricidad y la voluntad de pago para mejorarla. Dicho estudio fue actualizado en 2008 (por Accent y Rand Europe)12.

El objetivo principal del estudio fue brindar información para la quinta revisión tarifaria de las distribuidoras de electricidad (DPCR5), que define las tarifas del período 2010-2015, específicamente determinar la disposición a pagar de los usuarios (WTP, por sus siglas en inglés).

El estudio consistió de una primera etapa –cualitativa- que constó de 16 grupos de deliberación (8 con usuarios del sector doméstico y 8 con usuarios del sector negocios) y 16 entrevistas directas profundas. El objetivo de esta etapa cualitativa fue el diseño de la segunda etapa –cuantitativa- en particular determinar que atributos y niveles iban a ser testeados en los cuestionarios.

La segunda etapa consistió en 2,154 entrevistas directas a hogares, y 1,052 entrevistas telefónicas a empresas (comercios medianos y grandes).

La metodología consistió en realizar tres ejercicios de preferencias reveladas (a cada entrevistado) que permiten proveer valuaciones detalladas sobre cuanto valoran los usuarios mejoras potenciales en algunos atributos específicos del servicio de distribución de energía eléctrica.

Se les preguntó respecto a mejoras tales como: reducción de cortes de larga y corta duración por año, reducción de la duración promedio de los cortes, tiempo de reposición del servicio después del corte, mejoras en los niveles de compensación por cortes, aviso por cortes, entre otras.

Los entrevistados fueron preguntados sobre su preferencia respecto a un tipo de servicio u otro; y luego consultados sobre el monto máximo que estarían dispuestos a pagar para recibir el servicio preferido.

También se realizaron ejercicios de valuación contingente, mediante el cual los entrevistados eran consultados respecto a su disponibilidad a pagar por una mejora integral del servicio de electricidad. Estas valuaciones dieron valores más bajos que los resultantes de los ejercicios de preferencias reveladas, los cuales obtienen valuaciones detalladas sobre atributos individuales del servicio. El estudio consideró los resultados del ejercicio de preferencias relevadas (valuación conjunta) más robustos que los de

12 OFGEM, 2008.

36

valuación contingente, recomendando los primeros, y el uso de los resultados de valuación contingente como valor mínimo en caso que se desee realizar sensibilidades.

Lo interesante del estudio fue que se apoyó en la teoría de la utilidad de Gary Becker. La misma postula que cada bien o servicio conlleva un beneficio al consumidor; este consumidor hará todo lo que esté a su alcance para maximizar su bienestar. Todo consumidor al verse enfrentado a elegir entre dos paquetes de servicios, elegirá aquél que maximice su bienestar. Atento a ello, en el estudio se plantearon una serie de ejercicios a los consumidores que consistían en elegir entre distintos paquetes, cada uno describiendo el servicio en términos de atributos. De esta forma se puede estimar una función de utilidad de los consumidores.

Los resultados se presentaron como libras adicionales en sus facturas eléctricas en el caso del sector doméstico, y como porcentaje de aumento en sus facturas eléctricas en el caso del sector comercio.

Los consumidores residenciales se mostraron dispuestos a pagar entre US$ 15 y US$ 9 adicionales anuales en sus facturas eléctricas por la suma de todas las mejoras en el servicio eléctrico, según se tratará de usuarios fuera de Londres o en Londres, respectivamente. Los resultados alcanzados mediante el ejercicio de valuación contingente son más bajos: entre US$ 7 y US$ 613.

Respecto a los usuarios comerciales pequeños, estarían dispuestos a pagar un incremento de entre 15.3% y 13.7% en sus facturas eléctricas, según se trate de comercios fuera de Londres o en Londres, respectivamente. Los usuarios grandes, por último, estarían dispuestos a pagar un incremento de entre 13.4% y 6.0% en sus facturas eléctricas.

3.5. NORUEGA

Growtisch et. al. (2010) realizaron un análisis del sistema implementado por el regulador de Noruega (NVE), el cual se presenta en este documento en la sección 4.7. Concluyeron que el sistema para determinar los costos de calidad e incorporarlos en la fórmula tarifaria regulatoria (a través de los ingresos máximos permitidos) es correcto. El estudio también realiza un análisis empírico para evaluar el desempeño de las empresas y por ende la efectividad del instrumento de regulación de calidad utilizado.

Para esto, utilizan información de panel de 131 distribuidoras (la mayoría públicas) del período 2001 a 2004. Para el análisis de productividad de las mismas usaron la técnica Data Envelopment Analysis (DEA) 14, considerando una función de producción con rendimientos constantes de escala.

Los autores simularon dos modelos, uno considerando como único insumo los costos totales de suministro de la empresa, y otro considerando los costos totales sociales para reflejar el impacto de los incentivos de calidad15. Así, los resultados de eficiencia de este

13 Cabe mencionar que los resultados del fueron presentados en £; en este informe se tradujeron a USD utilizando el tipo de cambio promedio mensual del año 2008 publicado por el Bank of England. 14 DEA mide la eficiencia relativa de una empresa respecto a la empresa o grupo de empresas con mejor desempeño utilizando un método no paramétrico de frontera. De esta forma, permite determinar el potencial de mejora dada una muestra de empresas y datos. 15 Ver Figura 1 en la sección 2.1.7.

37

segundo modelo reflejan la habilidad de las empresas para encontrar equilibrar el trade-off entre costos y calidad.

En ambos modelos los autores usaron como producto dos variables: la energía servida y el número de usuarios. La especificación asume que la eficiencia depende de la habilidad de la empresa para minimizar el uso de sus insumos dado el producto.

El análisis mostró que la introducción de la regulación de la calidad no cambió de forma significativa la eficiencia de las empresas, ni impacto negativamente en la rentabilidad de las mismas. Esto está sustentado por el hecho de que el CF en Noruega es bajo, comparado con otros países europeos. Este resultado sugiere que el nivel de calidad parece estar cerca del óptimo social, lo que explica el limitado impacto.

3.6. SUECIA

Carlsson & Martinsson (2004) presentan los resultados del estudio de valoración contingente con el objetivo de estimar la WTP de los hogares suecos por una reducción de los cortes de suministro eléctrico tomando en cuenta diversas características tales como duración y programación de los mismos. En este estudio se solicitó a los hogares que establezcan su máxima disposición a pagar para evitar 9 tipos diferentes de cortes. Esta indagación se realizó mediante preguntas abiertas.

Con respecto a la estimación del CF a partir de esta información se destacan dos aspectos importantes. Primero, se obtienen varias respuestas para cada individuo de manera tal que se debe considerar la heterogeneidad a nivel de corte transversal. En segundo término es posible que haya una porción de respuestas de WTP iguales a 0 de manera tal que se debe tener en cuenta esta censura en el análisis de las respuestas. Desde el punto de vista econométrico se aplicó un modelo Tobit de parámetros aleatorios para datos de panel, tomando en cuenta ambas consideraciones.

El cuestionario de la encuesta estuvo compuesto de tres secciones. La primera abarcó aspectos referidos a las características generales de la vivienda, utilización del servicio eléctrico y preguntas cualitativas acerca de la calidad del servicio. La segunda sección estuvo destinada a las preguntas de valoración contingente y por último, se realizaron preguntas referidas a características socio-económicas del hogar.

En el diseño de las preguntas de valoración contingente se plantearon escenarios que incluyeron cortes programados y no programados, con duraciones de 1, 4 y 8 horas tal como se indagó en un estudio anterior y con el propósito de poder realizar comparaciones entre ambos estudios. Además, se planteó como escenario un corte de suministro de 24 horas de duración. En aquellos casos donde se indagó sobre cortes no programados también se incluyó una pregunta indagando sobre la máxima disposición a pagar cuando hay incertidumbre acerca de la duración del corte en un rango de 2 a 6 horas.

La encuesta fue enviada por correo a 3,000 individuos seleccionados aleatoriamente de un registro de todos los individuos con edad entre 18 y 65 años con domicilio permanente en Suecia. Se obtuvieron 1,488 respuestas válidas para el análisis.

De acuerdo a las respuestas de los encuestados, los efectos más desagradables de la falta de energía fueron quedarse sin calefacción en sus hogares y el no funcionamiento de heladeras y freezers. Por el contrario, los efectos menos importantes están asociados a no poder utilizar la computadora y el incremento del riesgo de accidentes. Esto muestra que desde el punto de vista de los consumidores, muchos de los efectos negativos

38

asociados a la falta de energía están relacionados con efectos no monetarios.

En el caso de cortes planeados, se estimó que la WTP para evitar un corte de suministro va de 0.40 US$/kWh para un corte de 1 hora de duración a 12 US$/kWh para un corte de 24 horas, mientras que en el caso de cortes no programados, este rango va desde los 0.60 US$/kWh hasta 14 US$/kWh respectivamente.

El diseño de la encuesta permitió estimar el impacto en la WTP de la incertidumbre acerca de la duración del corte de suministro considerando un rango de 2 a 6 horas. Los resultados indican que aproximadamente se duplica la WTP debido a la incertidumbre sugiriendo que los encuestados otorgan un gran valor a poder evitarla.

3.7. RESUMEN DE RESULTADOS

La Tabla 7 presenta un resumen de los resultados obtenidos por los distintos estudios analizados en este capítulo:

Tabla 7 Revisión Internacional: resumen de resultados

País Estudio Valores

obtenidos

Unidad Tipo de costo Metodología

0.94 Cortes programados, 1 mes

0.81 Cortes programados, 2 meses

0.66

CFLD Residenci

al Cortes programados, 10 meses



0.77

CFLD Comercial

Cortes programados, 10 meses

Curva de demanda



0.27

CFLD Industria

Cortes programados, 10 meses



0.16

CFLD Transport

e Cortes programados, 10 meses

0.38 Cortes programados, 1 mes, 20% de la demanda

0.32 Cortes programados, 2 meses, 20% de la demanda

Chile SYSTEP (2009)

0.26

US$ / kWh

CFLD Medio

Cortes programados, 10 meses, 20% de la demanda

Encuesta ex-post

0.11 Cortes programados, racionamiento eficiente; 3 meses; 1% de la demanda

0.38 Cortes programados, racionamiento

eficiente; 3 meses; 10% de la demanda

0.10 Cortes programados, racionamiento eficiente; 9 meses; 1% de la demanda

0.20 Cortes programados, racionamiento

eficiente; 9 meses; 10% de la demanda

Chile Benavente et. al. (2005)

0.62

US$ / kWh

CFLD Residenci

al

Cortes programados; racionamiento equiproporcional; restricción de 3

meses

Curva de demanda

39


obtenidos


0.33 Cortes programados; racionamiento equiproporcional; restricción de 9

meses

0.077 Racionamiento equiproporcional; 1 mes; 10% de la demanda

0.220 Racionamiento equiproporcional; 10 meses; 30% de la demanda

Chile Serra y Fierro (1997)

0.032

US$ / kWh

CFLD Industrial

Racionamiento eficiente

Encuesta ex-post

Chile CNE (1986)

0.07 - 0.14

US$ / kWh

CFLD Medio

El rango incluye racionamientos equiproporcionales y eficientes

Residencial y comercial: curva de demanda, Industrial:

remuneraciones pagadas y Valor

Agregado


obtenidos


1.90 CFCD Medio Valor máximo

0.03 Valor mínimo; racionamiento eficiente; 0% - 6% de la demanda



0.03 Valor Medio; hasta 6% de la demanda

Chile

Jaramillo y

Skoknic (1973)

1.00

US$ / kWh

CFLD Medio

Valor Medio; mayores al 6% de la demanda

Valor agregado; Matriz insumo-

producto.


obtenidos


0.057 - 0.284

Valor medio; racionamiento eficiente - equiproporcional;

hasta 1% de la demanda

0.086 - 0.391

Valor medio; racionamiento eficiente - equiproporcional; hasta 20% de la demanda

Colombia UPME (2003)

0.159 - 0.747

US$ / kWh CFLD Medio

Valor medio; racionamiento eficiente - equiproporcional; hasta 40% de la demanda

Encuesta ex-ante

2.18 CFCD

Residencial

No programado; momentáneo.

2.99 CFLD

Residencial

No programado; sostenido.

605 CFCD Comercial No programado; momentáneo.

1,067 CFLD Comercial

No programado; sostenido.

Estados Unidos

Eto et al (2004)

1,893

US$ / corte / usuario

CFCD Industrial

No programado; momentáneo.

Encuestas ex-ante

40


obtenidos


4,227 CFLD Industrial No programado; sostenido.

6.29 - 29.94

CFLD Industrial

4.74 - 44.37

CFLD Comercial

0.03 - 1.64

CFLD Residenci

al

Balducci et.al.

(2002)

8.91 - 45.95

US$ / kW

CFLD Transporte

No programados; 20 min - 1 hora Encuestas ex-ante

6 - 15

US$ adicionales anuales en

factura

CFCD Residenci

al

13.7% - 15.3%

CFCD Comercial

6% - 13.4%

Incremento en factura eléctrica CFCD

Grandes Usuarios

Incremento que los usuarios estarían dispuestos a pagar por mejoras en el servicio eléctrico. Gran

Bretaña OFGEM (2004)

5.200 US$/kWh CFCD Medio

Nivel aplicado en la regulación, que surge del estudio realizado

Encuesta ex-ante

0.40 US$/kWh Cortes programados; 1 hora

12.00 US$/kWh Cortes programados; 24 horas

0.60 US$/kWh Cortes no programados; 1 hora

Suecia

Carlsson y

Martinson (2004)

14.13 US$/kWh

CFLD Residenci

al

Cortes no programados; 24 horas

Encuesta ex-ante

Fuente: todos los estudios mencionados

De la revisión de estudios internacionales realizada es posible extraer las siguientes conclusiones:

• Existe una gran divergencia entre los valores obtenidos, evidenciándose la sensibilidad de los resultados antes la metodología utilizada y las hipótesis de los estudios.

• En algunos casos, el rango obtenido de valores es muy amplio. Éste es el caso de los dos estudios relevados para Estados Unidos, y del estudio de Suecia.

• En muchos casos no queda claro de la información obtenida si los valores corresponden a cortes programados o no programados; así como si se trata de cortes que asignan prioridades para el racionamiento, o bien cortes proporcionales para todos los sectores por igual, independientemente de los costos unitarios de cada uno de ellos, por lo que debieron realizarse supuestos.

• En Chile, Benavente et. al. estimó el costo de falla para el sector residencial suponiendo que el racionamiento se anuncia con anticipación y, además, que se administra de forma tal que se dejan de consumir los kWh menos valiosos.

41

• Una importante conclusión que surge del análisis recientemente efectuado en Chile por Benavente et. al. (2005) es que el costo de falla es mucho menor cuando se raciona en forma eficiente (el racionamiento se anuncia con anticipación y se administra de forma tal que se dejan de consumir los kWh menos valiosos) que cuando se hace a través de cortes no previstos. Asimismo, cuando el corte es anticipado, dado que los usuarios pueden decidir qué consumos reducir, el costo de falla aumenta con la profundidad del corte, porque primero se sacrifican los usos de menor valor. Para una restricción del 1%, el costo de falla para cortes no programados es casi 6 veces mayor al costo de falla para cortes anticipados; sin embargo, si se considera una restricción de 10% esta diferencia disminuye a 2.

• Merece destacarse el estudio realizado en Suecia en el año 2005, el cual diferencia entre cortes programados y no programados. En primer lugar, se observa que para cortes de 1 hora, la diferencia entre el costo ante interrupciones no programadas es 50% superior al costo ante interrupciones programadas. Sin embargo, para cortes de 24 horas los individuos consultados demostraron ser más insensibles ante cortes programados o no programados, siendo la variación entre un costo y otro de menos del 20%. Adicionalmente, los individuos valoran muy alto un corte de 24 horas, con relación al costo para 1 hora de corte.

• El CFLD medio incluye un rango de 0.03 US$/kWh a 1.00 US$/kWh, con un valor medio de 0.27 US$/kWh. En el caso específico de los usuarios residenciales el rango va de 0.10 US$/kWh a 0.81 US$/kWh, con un valor medio de 0.35 US$/kWh. Para los usuarios industriales de 0.03 US$/kWh a 0.36 US$/kWh, con un valor medio de 0.17 US$/kWh16.

• El CFCD medio incluye dos valores: 5.20 US$/kWh y 1.90 US$/kWh, con un valor medio de 3.5 US$/kWh.

• En general, se observa que el CF de los usuarios residenciales es mayor que el de los usuarios industriales, con excepción de los estudios realizados para Estados Unidos.

Los valores de costos de falla determinados en los distintos estudios corresponden al costo bruto para el cliente, sin descontar el valor de la energía no suministrada.

4. VALORES USADOS EN LAS REGULACIONES

4.1. COLOMBIA

En Colombia, la Ley Eléctrica (Ley 143 de 1994) establece en su artículo 88:

“Cuando el país se vea avocado a ejecutar un racionamiento de energía eléctrica, ya sea por limitaciones técnicas o catástrofe natural éste se llevará a cabo siguiendo los lineamientos trazados por el estatuto de racionamiento que con tal fin establecerá la Comisión de Regulación de Energía y Gas…”

En este marco, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió el Estatuto de Racionamiento mediante la Resolución CREG 119 de 1998.

16 Se excluyó el caso de cortes de 24 horas en Suecia.

42

Entre otras cosas, dicha resolución establece la siguiente lista de prioridades para aplicar las interrupciones:

Tabla 8 Distribución de las Interrupciones Programadas en Colombia

Magnitud del Racionamiento [MR], en %

Circuitos sobre los cuales se aplicará un % semanal de racionamiento

1.5% < MR ≤ 3% Residenciales y oficiales

3% < MR ≤ 5% Residenciales, oficiales y comerciales

(exceptuando los usuarios no regulados eléctricamente aislables)

5% < MR ≤ 10% Residenciales, oficiales, comerciales e

industriales (exceptuando los usuarios no regulados eléctricamente aislables)

MR > 10% Residenciales, oficiales, comerciales, e

industriales y usuarios no regulados eléctricamente aislables

Fuente: CREG.

Los racionamientos que no superan el 1.5% de la demanda se manejan operativamente afectando el voltaje de suministro de electricidad en el SIN.

La Unidad de Planeamiento Minero Energética (UPME) es la encargada de estimar y actualizar el Costo de Racionamiento.

Con el fin de determinar estos costos, la UPME ha efectuado estudios para los sectores residencial, comercial e industrial a través de encuestas. Para el sector residencial, por estrato y por región, se determinó la pérdida de bienestar empleando la metodología de valoración contingente a través de encuestas, habiéndose efectuado las últimas en los años 1997 y 2003. En el caso de los sectores industrial y comercial se determinó, a nivel regional, el costo directo asociado a una interrupción del servicio mediante la valoración de la pérdida de producción. Asimismo, se establecieron indicadores para afectar los resultados para cada mes del año y por aviso con suficiente antelación de la interrupción (racionamiento).

Como antecedentes más cercanos, la UPME contrató un estudio en 1997 para desarrollar una “Metodología para la Determinación de la Curva de Costos Mínimos de Racionamiento” de energía eléctrica. Desde entonces y hasta el 2003 la UPME calculó la curva de costos de racionamiento del sistema, actualizándola mediante el uso del Índice de Precios al Consumidor.

En 2003, la UPME actualizó la información base para el cálculo de los costos de racionamiento del sector eléctrico, mediante un “Estudio de costos de racionamiento de electricidad y gas natural”. En el caso de la electricidad, los objetivos de este estudio permitieron actualizar los costos unitarios de racionamiento de electricidad por tipo de consumidor, teniendo en cuenta la metodología desarrollada en el mencionado estudio de 1997 y elaborar la curva de costos mínimos (óptimos) agregados de racionamiento de la electricidad por niveles de racionamiento.

Interesa mencionar que actualmente la UPME está llevando a cabo un nuevo estudio de actualización de los costos de racionamiento de energía eléctrica y gas natural, incluyendo la determinación de las curvas de costos mínimos de racionamiento de ambas

43

fuentes de energía.

En la siguiente tabla se muestra el Costo de Racionamiento estimado por la UPME según la metodología vigente, actualizado a septiembre de 2010 (según la metodología vigente para la actualización de los costos de racionamiento, estos valores rigen durante Octubre de 2010):

Tabla 9 Costo Incremental operativo de racionamiento de energía en Colombia

Costo de Racionamiento

Escalón (% demanda)

Valor [US$/kWh]

CRO1 0-1.5% 0.34517 CRO2 1.5-5% 0.62585 CRO3 5-90% 1.09754 CRO4 90%-100% 2.17324

Fuente: UPME; Nota: para obtener los valores en US$, se utilizó el tipo de cambio promedio mensual del mes de septiembre de 2010, publicado por el Banco Central de Colombia.

Según la metodología vigente para la actualización de los costos de racionamiento, estos valores rigen durante Octubre de 2010.

Respecto a las compensaciones a los usuarios, el Reglamento de Distribución establece los estándares de calidad de la potencia (perturbaciones y variaciones de estado estacionario de la tensión) y del servicio suministrado (confiabilidad) por los diferentes Operadores de Red (OR´s), define los indicadores mínimos de calidad, y los criterios de responsabilidad y compensaciones.

La Resolución CREG 096 de 2000, que modifica el Reglamento de Distribución, establece que el OR deberá compensar a los usuarios cuando los indicadores de calidad del servicio prestado al usuario superen los valores máximos admisibles fijados por la CREG, valorando la energía que se deja de suministrar de acuerdo con un procedimiento establecido en función del Costo Estimado de la Energía no Servida, el cual la CREG establece en 265.2 $Col/kWh (moneda local de noviembre de 1997). Este valor es equivalente a unos 0.890 US$/kWh a moneda de septiembre de 2010, actualizado considerando el Índice de Precios a Consumidor, Total Nacional, elaborado por el Departamento Administrativo Nacional de Estadística (DANE), y considerando el tipo de cambio de referencia a septiembre de 2010, publicado por el Banco Central.

4.2. CHILE

A partir de la reforma regulatoria de 1982, en Chile los sistemas eléctricos se operan de modo de minimizar el costo total de producción y falla. El cálculo de la tarifa eléctrica a clientes regulados a su vez descansa en un plan de obras de generación-transmisión que se dimensiona de modo de minimizar los costos de inversión, operación y falla, considerando que los costos marginales en falla corresponden justamente a ese costo de falla. En ese contexto, las decisiones de todos los agentes privados que actúan en el mercado eléctrico chileno están condicionadas en forma importante por el valor que tome ese costo de falla, cuya determinación descansa en la CNE.

Efectivamente, la CNE, conforme a la legislación vigente (DFL Nº1/82, DS Nº327/97 y sus

44

modificaciones), utiliza el concepto del costo de racionamiento en el cálculo del precio de nudo de energía en cada estudio de fijación del precio de nudo. Este costo corresponde al concepto de costo de falla de larga duración.

Para su determinación, la CNE utiliza diferentes valores según niveles de déficit de suministro, y finalmente estima un valor único representativo de los déficits más frecuentes. Este valor único, como se mencionó en el párrafo precedente, es el utilizado para el cálculo del precio básico de la energía. Además, también constituye el costo de racionamiento a considerar en el caso de dictación del decreto de racionamiento a que se refiere el artículo 99 bis de la Ley General de Servicios Eléctricos:

“De producirse déficit de generación eléctrica derivados de fallas prolongadas de centrales termoeléctricas o bien de sequías, que lleven a la dictación del decreto de racionamiento por parte del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción , las empresas generadoras que no lograsen satisfacer el consumo normal de sus clientes distribuidores o finales sometidos a regulación de precios, deberán pagarles cada kilowatthora de déficit a un valor igual a la diferencia entre el costo de racionamiento y el precio básico de la energía….”

Los valores de Costo de Racionamiento al nivel de generación utilizado por la CNE en la última fijación de precios de nudo (Octubre de 2010)17 para el caso del Sistema Interconectado Central (SIC) se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 10 Costo de Racionamiento Aplicado (SIC-Chile)

Profundidad de Falla Valor [US$/kWh]

0-5% 0.49238

5-10% 0.51307

10-20% 0.54404 Sobre 20% 0.58646

Fuente: CNE-SIC (2010)

Para el caso del SIC, el valor único representativo, denominado Costo de Racionamiento es igual a 0.49403 US$/kWh. Para el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) el valor utilizado en los cálculos es de 0.335 US$/kWh 18. Este valor surge del “Estudio de Costo de Falla de Larga Duración” realizado en el año 2007, encargado por la CNE para actualizar el Costo de Racionamiento en los sistemas SIC y SING. El mismo corresponde al costo de falla de larga duración, y ha sido estimado sobre la base de encuestas a distintas categorías de usuarios del servicio eléctrico.

Por otro lado, la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (2009)19 define el

17 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGIA (CNE). Fijación de precios de nudo, octubre de 2010, Sistema Interconectado Central (SIC), Informe técnico preliminar. Septiembre, 2010.

18 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGIA (CNE). Fijación de precios de nudo, octubre de 2010, Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), Informe técnico preliminar. Septiembre, 2010. 19 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA (CNE). Actualizada a octubre de 2009.

45

CFCD como el costo “… que en promedio incurren los consumidores finales al verse interrumpido su abastecimiento eléctrico en forma súbita y sin previo aviso. . Dicho costo varía según el tipo de cliente o consumidor afectado, la duración de la falta de suministro eléctrico y la profundidad de la interrupción. Se determina a partir del costo unitario de la ENS de corta duración,expresado en US$/MWh, y la cantidad de ENS”20.

El artículo 10-8° de la mencionada Norma establece que en tanto estudios específicos “no se realicen o no se justifique su realización, el costo unitario de la ENS de corta duración será igual a:

a) 3.24 [US$/kWh] para el SIC

b) 4.86 [US$/kWh] para el SING”.

4.3. ESPAÑA

La Comisión Nacional de Energía (CNE), el regulador español, ha revisado recientemente el régimen económico bajo el cual opera la actividad de distribución de energía eléctrica, mediante el Real Decreto 222/2008, de febrero de 2008.

Entre otros temas, en el mencionado decreto se establecen incentivos orientados a la mejora de la calidad de servicio con el objeto de inducir a las empresas a invertir para la consecución de los objetivos de calidad de servicio establecidos regulatoriamente.

Para la definición tarifaria de cada período regulatorio, la CNE propone el nivel de retribución para cada empresa distribuidora como la suma de la remuneración a la inversión, la retribución por operación y mantenimiento de las instalaciones y la retribución por otros costos necesarios para el desarrollo de la actividad.

Así, se establece la siguiente fórmula para el cálculo de los ingresos del período 2008-2012:

Dónde R expresa la retribución total, Q es el incentivo o penalización a la calidad de servicio asociado al grado de cumplimiento de los objetivos establecidos por los índices de calidad de servicio, y P es el incentivo o penalización por la reducción de pérdidas asociada al grado de cumplimiento de los objetivos establecidos; y IA es el índice de actualización

Para determinar el incentivo o penalización a la calidad, la CNE considera dos indicadores: el TIEPI (tiempo de interrupción equivalente de potencia instalada) y el NIEPI (Número de interrupciones equivalente de la potencia instalada), y se determina como sigue:

Donde

20 Artículo 1-7°, N°24.

46

Siendo

es el incentivo o penalización a la calidad asociado al índice TIEPI.

es el incentivo o penalización a la calidad asociado al índice NTIEPI.

es el incentivo unitario asociado al TIEPI.

es el incentivo unitario asociado al NIEPI.

es la potencia instalada .

es la cantidad de clientes.

y son el índice TIEPI establecido como objetivo de cumplimiento según la regulación, el índice obtenido por la empresa, respectivamente.

y son el índice NIEPI establecido como objetivo de cumplimiento según la regulación, el índice obtenido por la empresa, respectivamente.

Los valores PTIEPI y PNIEPI establecidos para determinar los incentivos o penalidades son:

= 0.68 US$/kWh

= 1.02 US$/cliente o interrupción21

4.4. ESTADOS UNIDOS

Las distintas comisiones estatales (cabe mencionar que en Estados Unidos la regulación de la electricidad es a nivel estatal) difieren en el uso de los índices de calidad de servicio. En algunos estados se utilizan como base para el monitoreo de la calidad del servicio con el único fin de ser rastrear el desempeño de las empresa. Otros, también los utilizan como base el diseño de estándares (objetivos) de calidad del, sin que exista necesariamente una consecuencia automática para las empresas que no alcancen el objetivo.

Por último, algunos estados también pueden utilizar los índices de desempeño como base para la definición de sanciones si la empresa no satisface el indicador.

A partir de la década del ’80, la regulación por incentivos (Performance Rate Based –PBR-) ha sustituido a los mecanismos de regulación mediante tasa de regulación de retorno en varios estados de los Estados Unidos –EE.UU.-. La regulación por incentivos alienta a las empresas que brindan servicios regulados a reducir sus costos, lo que

21 Los valores están traducidos en USD del año 2008 utilizando el tipo de cambio promedio mensual de 2008, según información del Banco Central Europeo.

47

podría dar lugar a caídas en la calidad de servicio ofrecido. Es en este contexto que algunos estados han implementado esquemas de incentivos dirigidos a solucionar este inconveniente.

En particular, el regulador del Estado de Nueva York (New York State Public Service Commission) ha elaborado un riguroso conjunto de parámetros de calidad, y un programa de sanciones para las empresas eléctricas asociado al cumplimiento de los mismos.

A los efectos de dar seguimiento a los niveles de calidad de servicio, las empresas eléctricas están obligadas a presentar mensualmente datos detallados sobre indicadores de calidad e interrupción del servicio a la Comisión, quien posteriormete elabora un informe público.

Luego, la Comisión les impone a las empresas mecanismos de desempeño de la confiabilidad (Reliability Performance Mechanism –RPM-), mediante el cual se les realizan ajustes negativos en sus ingresos tarifarios regulados en caso que no cumplan con los criterios de calidad definidos en la regulación.

En la tabla siguiente se muestran los valores incluidos en los ingresos reconocidos a Con Edison en el año 2008:

Tabla 11 – Penalidades a Con Edison según el RPM (Nueva York, EE.UU.)

Parámetro Penalidades [Millones de US$]

CAIDI mayor al objetivo (0.015) 5 / año

SAIFI mayor al objetivo (objetivo: 0.530) 5 / año

Cortes iguales o mayores a 3 horas de duración 10 / evento

No cumplimiento de los tiempos de restauración del servicio después del corte establecidos como objetivo 5 / evento

Fuente: “Electric Service Reliability Performance Mechanism” (New York State Public Service Commission); y CASE 07-E-0523 - Proceeding on Motion of the Commission as to the Rates, Charges, Rules and Regulations of Consolidated Edison Company of New York, Inc. for Electric Service (New York State Public Service Commission)

4.5. FRANCIA

Actualmente, en Francia existe un costo único de 4.14 US$/kWh a valores de noviembre de 2010.

No se aplican compensaciones a los usuarios por los cortes de suministro.

4.6. GRAN BRETAÑA

El regulador de Gran Bretaña (OFGEM) define el ingreso permitido de las empresas de distribución en cada revisión de tarifas. En el año 2002 estableció un sistema de premios

48

y penalidades, que brinda a las empresas incentivos financieros para mejorar su nivel de calidad.

Para determinar los premios y penalidades a las empresas, OFGEM considera:

1. Los estándares de rendimiento de calidad de servicio: son medidas establecidas por el OFGEM, que cubren 12 áreas, incluyendo restauración del suministro superior al corte de energía, conexiones y calidad del voltaje.

2. Los indicadores de resultados de las empresas: la OFGEM revisa para cada distribuidora el número y duración de las interrupciones, la calidad de la respuesta telefónica, las tasas de fallas y las medidas ambientales.

Los ingresos máximos regulatorios de las empresas, reconocidos en la revisión tarifaria, se ajustan según el desempeño de las mismas y basados en la diferencia entre los valores objetivo de calidad definidos (estándares de calidad) y los alcanzados por las empresas.

Además, si una empresa no cumple con un estándar de rendimiento en la prestación debe hacer un pago a los clientes afectados.

Actualmente, el ± 3% de los ingresos regulados de las empresas están sujetos al sistema de premios y penalidades. Los estándares de rendimiento utilizados para la definición de los incentivos son el número de usuarios interrumpidos cada 100 usuarios (SAIFI), y los minutos de duración de la interrupción por usuario (SAIDI). Los premios/penalidades son proporcionales a la diferencia entre los valores estándar (regulados) y los obtenidos por las empresas. OFGEM le asigna un mayor porcentaje de incentivo al indicador de duración que al de frecuencia (del 3% antes mencionado, un 1.2% se relaciona con el SAIFI y el restante 1.8% con el SAIDI).

Estas diferencias se valorizan usando una tasa fija de incentivo, que implícitamente representa el CF. En la anterior revisión tarifaria se usó un valor de aproximadamente 5.2 US$/kWh (a valores de 2005)22, el cual surge como resultado de las encuestas de disposición a pagar (WTP) realizadas por el organismo.

En efecto, OFGEM realiza periódicamente encuestas a usuarios para investigar sobre la satisfacción de los clientes, las expectativas de los mismos respecto a la calidad del servicio, y la disposición a pagar para tener una mejor calidad de servicio.

La última encuesta (muestral) a usuarios residenciales y comerciales se realizó en 200823, y sus resultados se usarán para la quinta revisión tarifaria de las distribuidoras de electricidad (DPCR5), que define las tarifas del período 2010-2015.

Algunos de los principales objetivos de esta encuesta fueron relevar: la experiencia y satisfacción sobre la calidad de servicio que reciben, la sensibilidad sobre los estándares de calidad fijados, las expectativas sobre interrupciones planeadas y no planeadas, la disposición a pagar para obtener mejoras en el servicio, entre otros temas. Los resultados de la disposición a pagar de los usuarios por mejoras determinadas se miden como porcentaje de la factura que pagan. En la sección 3.4 se presenta mayor detalle sobre las características de esta encuesta.

22 CEER, 2005 23 OFGEM, 2008

49

Adicionalmente, OFGEM realiza encuestas mensuales sobre la calidad de la atención telefónica recibida por los usuarios. Los resultados de la misma son también un indicador del mecanismo de premios y penalidades.

Además de los incentivos financieros ya descriptos (premios y castigos que modifican los ingresos permitidos), la OFGEM define un monto discrecional de más de US$ 600 millones por año24 para premiar el desempeño de las empresas.

Los indicadores incluyen tanto interrupciones planificadas como no planificadas. Desde el año 2005 OFGEM introduce un factor de descuento de 0.5 para las interrupciones programadas, asumiendo que el impacto de las interrupciones programas es la mitad del de las no planeadas.

4.7. NORUEGA

Las consideraciones económicas vertidas en la sección 2.1.7 de este informe y resumidas en la Figura 1 implican que el nivel de confiabilidad socialmente óptimo debe tener en cuenta tanto la perspectiva de las empresas como la de los usuarios del servicio. Este óptimo social se obtiene solamente cuando los costos totales (costos de producción y costos de energía no suministrada a los consumidores) son considerados.

Desde el punto de vista de la regulación surge la necesidad de regular la calidad de servicio, con el objeto de brindar incentivos a las empresas para planificar y operar sus redes de forma que se alcance un nivel socialmente óptimo de calidad de servicio.

El regulador de Noruega (NVE) implementa desde 1995 un sistema estandarizado de cortes e interrupciones del servicio. Como resultado, desde 1997 las empresas proveedoras tienen la obligación de informar sobre todos los incidentes y fallas del sistema, así como los cortes mayores a 3 minutos. También es mandatorio el cálculo de la Energía no Suministrada (ENS).

Así, a partir de 2001 un término de calidad basado en el CF (de largo plazo) es implementado en la fórmula tarifaria para ajustar el ingreso máximo permitido (Revenue Cap) en cada revisión tarifaria (se implementó por primera vez en el período regulatorio 2001-2006), considerando todas las interrupciones mayores a 3 minutos en redes con niveles de tensión superiores a 1 kV.

Sobre la base de la ENS esperada y del costo de falla promedio (c) para cada grupo de usuarios el modelo utilizado computa anualmente el CF esperado para cada empresa:

Donde los subíndices n y m se refieren al grupo de usuarios (n), y a cortes planificados o no planificados (m).

La tabla siguiente muestra los valores por grupo de consumo resultantes de una encuesta nacional que se llevó a cabo en 2002. Los valores corresponden a costo de falla de corta duración:

24 OFGEM, 2009

50

Tabla 12 CF en Noruega [2003-2006]

Grupo de consumo No Previstos

[US$/kWh] Previstos [US$/kWh]

Industria 8.62 6.01

Comercio y servicios 12.94 8.89

Agricultura 1.97 1.31

Hogares 1.05 0.92

Servicios públicos 1.70 1.31

Procesamiento de madera 1.70 1.44

Fuente: Growitsch et. al. (2010) Nota: los datos originales están en €. Se pasaron a US$ de 2002 utilizando información de tipo de cambio US$/€ del Banco Central Europeo

Se observa que en la tasa de incentivo se utilizan indicadores referidos a interrupciones tanto no programadas como programadas, siendo además que estas últimas implican menores valores que las no programadas.

A las empresas también se les fijan estándares de calidad individuales, es decir se les pone un techo a los CF esperados de cada una. Este valor se determina mediante un análisis de regresión lineal, el cual usa datos históricos (datos de panel de años previos proveen los valores históricos de ENS) y varias variables estructurales, tales como la energía servida, la extensión de la red, el número de transformadores y factores climáticos y geográficos (representados por variables dummies).

El sistema de premios y penalidades aplicado por el NVE tiene el efecto financiero de afectar los ingresos regulados de las empresas dependiendo de los resultados de continuidad del servicio. El premio/penalidad se relaciona con un valor dado de Energía No Suministrada (ENSref). Si el valor de la ENS en un año determinado es menor a ENSref - ∆V (buen desempeño), los ingresos del distribuidor aumentan. Si el valor de ENS está en el entorno de ENSref, los ingresos del distribuidor no se modifican. Si, en cambio, el valor de ENS está por encima de la banda superior (ENSref + ∆V), lo que significa que el distribuidor tuvo un mal desempeño, los ingresos de la empresa son afectados. En la figura siguiente se esquematiza esto:

51

Figura 2 Esquema de incentivos

Fuente: CEER (2005)

Por último, también existe en la regulación un sistema de compensación de pagos directos a los usuarios: las empresas deben pagar a los usuarios afectados por interrupciones mayores a 12 horas, según el siguiente criterio:

• De 12 hasta 24 horas: aproximadamente unos US$ 100 (valores del año 2010)

• De más de 24 hasta 48 horas: aproximadamente unos US$ 220 (valores del año 2010)

• De más de 48 hasta 72 horas: aproximadamente unos US$ 430 (valores del año 2010)

Adicionalmente, le deben pagar unos US$ 200 más (valores del año 2010) cada 24 horas subsiguientes. Los pagos totales no deben exceder el pago anual tarifario realizado por el usuario.

5. EL MARCO REGULATORIO EN CHILE: CONSISTENCIA DE LOS CONCEPTOS DE CFCD, CFLD Y CARGO DE CAPACIDAD

La primera sección de este capítulo tiene por objeto identificar y comentar brevemente las disposiciones legales, reglamentarias y normativas del marco regulatorio chileno que se refieren explícitamente al costo de falla de corta duración y de larga duración (“costo de racionamiento”). Ello permitirá a apreciar el contexto en que estos conceptos se aplican para poder posteriormente verificar su consistencia con el sistema de precios y compensaciones a consumidores en casos de falla.

En la segunda sección de este capítulo se presenta un análisis conceptual de la relación entre costos marginales, CFCD, CFLD y cargos de capacidad en el funcionamiento de un mercado competitivo del tipo establecido en Chile. Este análisis busca verificar, a nivel general, acaso las reglas de mercado y el sistema de precios en el mercado mayorista chileno refleja adecuadamente la relación en esas variables.

La última sección de este capítulo presenta la forma en que las regulaciones sobre costo

52

de falla inciden en la operación de sistemas y diseño de redes de transmisión y distribución.

5.1. DISPOSICIONES LEGALES Y REGLAMENTARIAS SOBRE COSTO DE FALLA

El marco legal vigente considera el costo de falla como un parámetro importante para:

• El dimensionamiento de los sistemas de transmisión troncal y subtransmisión

• Las transferencias de energía en el mercado spot y valorización de las compensaciones a los consumidores regulados en presencia de un decreto de racionamiento

• Las compensaciones a clientes de distribución por fallas intempestivas que excedan los límites establecidos

• La determinación de los precios de nudo de corto plazo

• La coordinación de los sistemas medianos

Entre los Reglamentos que hacen uso del concepto de costo de falla están: el Reglamento Eléctrico (DS 327), el Reglamento del CDEC (DS 291), el Reglamento de Planes de Seguridad (DS 97) y la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.

A continuación se transcriben y comentan estas disposiciones

5.1.1. LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS (LGSE)

La LGSE considera la disponibilidad de las instalaciones y el costo de falla como un parámetro importante para el diseño, operación y tarificación de los sistemas eléctricos. A continuación se identifica y analiza brevemente tales disposiciones.

Art 74° LGSE: “Cada sistema de transmisión troncal estará constituido por las líneas y subestaciones eléctricas que sean económicamente eficientes y necesarias para posibilitar el abastecimiento de la totalidad de la demanda del sistema eléctrico respectivo, bajo los diferentes escenarios de disponibilidad de las instalaciones de generación, incluyendo situaciones de contingencia y falla, considerando las exigencias de calidad y seguridad de servicio…”.

Esta disposición, que incide en el diseño de los sistemas troncales de transmisión, no se refiere explícitamente al costo de falla, pero sí a la necesidad de considerar la indisponibilidad de los medios de generación y las exigencias impuestas a los sistemas de transmisión por la norma técnica de calidad y seguridad de servicio (NTSCS). En la experiencia regulatoria chilena, para la toma de decisión de inversión en instalación de transmisión troncal no se considera la falla de corta duración de una instalación. Lo que sí se considera es el eventual racionamiento a que puede dar lugar una congestión en un tramo de transmisión por la posible ocurrencia de déficits en la zona congestionada.

Art 108° LGSE: “…El valor anual de los sistemas de subtransmisión se basará en instalaciones económicamente adaptadas a la demanda proyectada para un período de 4 a 10 años, que minimice el costo actualizado de inversión, operación y falla, eficientemente operadas…”.

En esta disposición hay una referencia explícita a la necesidad de incluir el costo de falla dentro de la minimización de costos totales, al momento de regularse los cargos de

53

subtransmisión. Aunque este concepto no había sido aplicado en la fijación de cargos efectuada el año 2006, en la presente fijación de tarifas sí se incluyó la necesidad de contemplarlo; ello ha permitido a las empresas considerar esta componente en dimensionamiento de la red, principalmente en el caso de redes radiales de longitud relevante; de este modo, el uso del costo de falla de corta duración aplicado a los tiempos de interrupción y a las cargas no suministradas ha permitido determinar los elementos de redundancia y los dispositivos que permiten limitar tales interrupciones.

Art 162° LGSE: “Para cada fijación semestral los precios de nudo de corto plazo se calcularán de la siguiente forma:

1. Sobre la base de una previsión de demandas de potencia de punta y energía del sistema eléctrico para los siguientes 10 años, y considerando las instalaciones existentes y en construcción, se determina el programa de obras de generación y transmisión que minimiza el costo total actualizado de abastecimiento, correspondiente a la suma de los costos esperados actualizados de inversión, operación y racionamientos durante el período en estudio.

2. Con el programa de obras definido anteriormente, y considerando básicamente la demanda de energía, los stocks de agua en los embalses, los costos de operación de las instalaciones, los costos de racionamiento y la tasa de actualización indicada en la letra d) del Art 166°, se determina la operación del sistema eléctrico que minimiza la suma del costo actualizado de generación y racionamiento, durante el período de estudio. Para la operación del sistema definida anteriormente se calculan los costos marginales de energía del sistema, incluida la componente de racionamiento en los primeros meses de operación…Por costo de racionamiento se entiende el costo por kWh incurrido, en promedio, por los usuarios al no disponer de energía, y tener que generarla con generadores de emergencia, si así conviniera. Este costo de racionamiento se calculará como valor único y será representativo de los déficits más frecuentes que pueden presentarse en el sistema eléctrico”

Este artículo es importante por cuanto incorpora explícitamente el costo de racionamiento en el diseño del programa de obras de generación-transmisión referencial así como en la operación de mínimo costo del sistema, a partir de los cuales se proyectan los costos marginales del sistema. Estos costos marginales, que incluyen una componente esperada del costo de racionamiento, son la base para fijar los precios de nudo de corto plazo. El costo de racionamiento es aquí claramente representativo del CFLD y sugiere que sea representativo del costo de generar la energía faltante mediante generadores de emergencia.

Art 163° LGSE: “El Ministerio…podrá dictar un decreto de racionamiento, en caso de producirse o proyectarse fundadamente un déficit de generación, a consecuencia de fallas prolongadas de centrales eléctricas o de situaciones de sequía…”

“El déficit registrado en el sistema deberá distribuirse proporcionalmente y sin discriminación de ninguna especie entre todas las empresas generadoras, tomando la globalidad de sus compromisos. Estas, por su parte, deberán pagar a sus clientes distribuidores o finales sometidos a regulación de precios, cada kWh de déficit que los haya afectado, determinado sobre la base de sus consumos normales, a un valor igual a la diferencia entre el costo de racionamiento y el precio básico de la energía…”

“Para los efectos de este artículo, las situaciones de sequía o la falla de centrales eléctricas que originen un déficit de generación eléctrica que determine la dictación de un decreto de racionamiento, en ningún caso podrán ser calificadas como fuerza mayor o caso fortuito….”

“Todos los cálculos (a considerar en el decreto de racionamiento, incluido el costo de racionamiento) deberán basarse en los valores utilizados en la última fijación de precios de

54

nudo a que se refiere el Art 162°…No obstante, el valor a utilizar para el costo de racionamiento no podrá superar, expresado en unidades de fomento, el promedio de los costos de racionamiento utilizados en las últimas 6 fijaciones de precios de nudo”

“ Las transferencias de energía que se produzcan en un CDEC, resultantes de la dictación de un decreto de racionamiento, también se valorizarán al costo marginal instantáneo aplicable a las transacciones de energía en el sistema, el que en horas de racionamiento equivale al costo de falla”

Este artículo es muy relevante por el hecho de establecer formalmente compensaciones a los clientes regulados de distribución, cuando hay un decreto de racionamiento producido por una falla de larga duración. Esta compensación se establece igual al costo de racionamiento (CFLD) determinado por el regulador menos el precio básico de la energía, que es un proxy del costo marginal esperado del sistema para los siguientes 24 o 48 meses. El otro aspecto relevante de este artículo es el establecimiento en forma explícita que en las horas de racionamiento el costo marginal es igual al costo de racionamiento.

Art 165° LGSE: “Dentro de los primeros 15 días de marzo y septiembre de cada año, la CNE deberá poner en conocimiento de las empresas de generación y transporte… un informe técnico del cálculo de los precios de nudo… que explicite y justifique:

a) La previsión de demanda de potencia y energía del sistema eléctrico.

b) El programa de obras de generación y transmisión existente y futuro

c) Los costos de combustible, costos de racionamiento y otros costos variables de operación pertinentes…”

Esta disposición obliga al Regulador a explicitar las bases de cálculo de los precios de nudo, y en particular el costo de racionamiento (CFLD).

Art 173° LGSE: “ En los sistemas eléctricos cuya capacidad instalada de generación sea inferior a 200 MW y superior a 1500 kW, en adelante sistemas medianos,… se aplicarán aplicarán las normas pertinentes respecto de las exigencias de seguridad y calidad de servicio, así como las normas de obligatoriedad y racionamiento establecidas en esta ley…”

Art 176°LGSE: “El costo incremental de desarrollo a nivel generación y a nivel transmisión es el costo medio por unidad de demanda incremental de potencia de un proyecto de expansión eficiente del sistema, cuyo valor actual neto es igual a cero. Dicho costo se obtendrá de la suma de los costos de inversión de las ampliaciones y del aumento de los costos de operación de un sistema en que se realizan las ampliaciones de capacidad de generación y transmisión que minimizan el costo actualizado de inversión, operación, mantenimiento y energía no suministrada, en un período de planificación no inferior a 15 años.

Estos dos artículos introducen formalmente el costo de falla en la instancia de planificación y diseño del sistema de precios de los sistemas eléctricos medianos, y la obligación de establecer compensaciones por racionamiento, en caso de déficits.

5.1.2. LEY 18410 QUE CREA LA SEC

Art 16° letra B: “Sin perjuicio de las sanciones que correspondan, la interrupción o suspensión del suministro de energía eléctrica no autorizada en conformidad a la ley y los reglamentos, que afecte parcial o íntegramente una o más áreas de concesión de distribución, dará lugar a una compensación a los usuarios sujetos a regulación de precios afectados, de cargo del concesionario, equivalente al duplo del valor de la energía no suministrada durante la interrupción

55

o suspensión del servicio, valorizada a costo de racionamiento.

La compensación regulada en este artículo se efectuará descontando las cantidades correspondientes en la facturación más próxima, o en aquellas que determine la Superintendencia a requerimiento del respectivo concesionario…”

Esta disposición es muy importante por cuanto compensa a los usuarios interrumpidos, cuando se exceden las frecuencias y tiempos de interrupción tolerados, a un valor que es un proxy del CFCD. Inicialmente se buscaba compensar al usuario por todo tipo de interrupción, incluso aquellas provenientes de los segmentos generación y transmisión, pero la jurisprudencia solo ha llevado a aplicarlo a las fallas de la red de distribución exclusivamente. El proxy del CFCD puede parecer excesivamente bajo, pero responde a lo aprobado por el legislativo en esa época.

5.1.3. REGLAMENTO DE LA LGSE (DS 327)

Art 187°: “…La programación de mediano y largo plazo derivará de estudios de planificación de la operación del sistema eléctrico que, preservando la seguridad de servicio instantánea global del sistema, lleven a minimizar su costo total actualizado de operación y de racionamiento en el período de estudio que defina el reglamento interno, el cual no podrá ser inferior a 5 años en el caso del Sistema Interconectado Central. La minimización de costos se efectuará para el conjunto de las instalaciones de generación y transporte del sistema, con independencia de la propiedad de dichas instalaciones. La programación de mediano y largo plazo deberá ser actualizada por la Dirección de Operación a lo menos cada quince días…”

Esta disposición conduce a considerar formalmente el CFLD en la determinación de la operación del sistema eléctrico, lo cual es relevante para determinar la gestión de los embalses.

Art 194°: “…Para los efectos de coordinar el mantenimiento preventivo mayor de las unidades generadoras, el CDEC elaborará, para cada año, un programa de mantenimiento preventivo mayor que minimice el costo anual de operación y de racionamiento del sistema eléctrico. Este programa será comunicado a los generadores a más tardar el 31 de diciembre del año anterior a aquel en que deba aplicarse.

Esta disposición es parecida a la anterior en cuanto a la necesidad de considerar el costo de racionamiento para determinar el programa de mantenimiento de las centrales generadoras.

Art 193°: “El CDEC calculará, por cada hora o grupo de horas de igual demanda, el costo marginal instantáneo de energía en todas las barras del sistema. Costo marginal instantáneo de energía en cada barra es el costo, incluida la componente de racionamiento y las limitaciones en las instalaciones, en que el sistema eléctrico en conjunto incurre en promedio durante el período que establezca el reglamento interno para suministrar una unidad adicional de energía…”

Este artículo explicita que el costo marginal aplicable a las transferencias de energía entre generadores debe incluir la componente de costo de racionamiento (CFLD), se entiende como valor esperado.

Art 264: “ Los costos marginales a utilizar en la valorización de las transferencias de energía, serán los que resulten de la operación real, considerando los costos variables de las unidades, los costos de oportunidad de las energías embalsadas y los costos de racionamiento según profundidad de falla…”

“Se entenderá que existe condición de racionamiento en una barra si, por cualquier circunstancia, los aportes de potencia no son suficientes para abastecer la demanda en condiciones normales de

56

calidad de servicio. La profundidad de la falla, se establecerá respecto de la última proyección de demanda existente, en condiciones normales de calidad de servicio. En condiciones de racionamiento, el costo marginal instantáneo en la barra será igual al costo de falla correspondiente a la profundidad de la misma”

Este artículo enfatizaba que para definir la operación del sistema debe considerarse la profundidad de las fallas en que puede incurrirse (se entiende CFLD), pero fue derogado según el artículo segundo del Decreto 291. Por otra parte el último inciso del Art 163° de la LGSE, exige que se haya dictado previamente un decreto de racionamiento para que el costo de falla se aplique solamente en las horas de racionamiento.

Art 172°: “Para efectos de calcular los precios de nudo, la Comisión deberá establecer un programa de obras de generación y transmisión, que minimiza en el sistema eléctrico el costo total actualizado de abastecimiento, correspondiente a la suma de los costos esperados actualizados de inversión, operación y racionamiento durante los siguientes diez años, y que cumpla con lo señalado en los artículos 276 y 277”

Al igual que en el Art 162° de la LGSE, esta disposición señala que el criterio de expansión del sistema debe minimizar una función objetivo que incluye el costo esperado de racionamiento.

Art 276°: “…Se entiende por costo de racionamiento el costo por kWh incurrido, en promedio, por los usuarios, al no disponer de energía, y tener que generarla con generadores de emergencia, si así conviniera. Para efectos del cálculo esperado del costo de racionamiento, la Comisión deberá utilizar diferentes valores según niveles de déficit de suministro y, además, calcular un valor único representativo de los déficits más frecuentes. Este valor único será utilizado para los efectos del cálculo del precio básico de la energía y constituirá el costo de racionamiento a considerar en el caso de dictación del decreto de racionamiento a que se refiere el artículo 99 bis de la ley…”

Esta disposición prácticamente repite lo expresado en el Art 162° de la LGSE, pero enfatiza que se deben considerar diferentes valores según nivel de déficit, sin perjuicio de usarse un valor único para fines de compensación por decreto de racionamiento y para cálculo de precios de nudo.

5.1.4. NORMA TÉCNICA DE SEGURIDAD Y CALIDAD DE SERVICIO

Art 1.7°, N°24: “Para la aplicación de la presente NT, las siguientes definiciones tendrán el significado que a continuación se indica:

“Costo de Falla de Corta Duración : Costo que en promedio incurren los consumidores finales al verse interrumpido su abastecimiento eléctrico en forma súbita y sin previo aviso. Dicho costo varía según el tipo de cliente o consumidor afectado, la duración de la falta de suministro eléctrico y la profundidad de la interrupción. Se determina a partir del costo unitario de la ENS de corta duración,expresado en US$/MWh, y la cantidad de ENS”

Esta disposición define el CFCD y sugiere que puede variar según el tipo de cliente, la duración de la falla y la profundidad de la interrupción. Como se verá más adelante, la aplicación del CFCD posiblemente no requiera este grado de sofisticación en su segregación.

Art 6-46°: “ El nivel de reserva requerido para el CPF con el SI operando en Estado Normal, que permite cumplir con los estándares de SyCS establecidos en la presente NT, será aquel que resulte consistente con la reserva óptima en sentido económico, entendiéndose por tal, aquella que surge de una solución que considere los mayores costos de producción derivados de la operación de las unidades generadoras fuera del óptimo económico, para mantener suficiente

57

reserva para el CPF, y los costos evitados de ENS de corta duración, en los que se incurriría de no contar con esa reserva”

El nivel de reserva a que se refiere este artículo debe ser determinado en el Estudio de Control de Frecuencia y Determinación de Reservas que debe realizar la Dirección de Operaciones del CDEC, con periodicidad al menos anual. Se busca aquí un equilibrio económico entre el margen de reserva operativo y la energía no servida evaluada al CFCD. Esta es la única disposición normativa en las regulaciones en Chile en que se aplica efectivamente el CFCD.

El Art 6-49° describe con nivel de detalle el procedimiento para determinar el nivel de reserva óptimo, en función de las disposiciones del Art 6-46

Art 10-8°. “La Comisión podrá efectuar estudios específicos para determinar y actualizar el costo unitario de la ENS de corta duración. Mientras esos estudios no se realicen o no se justifique su realización, el costo unitario de la ENS de corta duración será igual a:

a) 3,24 [US$/kWh] para el SIC.

b) 4,86 [US$/kWh] para el SING

Esta disposición traspasa a la CNE la responsabilidad de determinar el CFCD, y establece valores provisionales, que parecen corresponder a 10 veces el valor del CFLD.

5.1.5. REGLAMENTO DE LOS CDEC (DS 291)

El Reglamento sobre el funcionamiento, estructura y financiamiento de los Centros de Despacho Económico de Carga (DS 291 del 4 de agosto de 2008) indica, en sus artículos 46 y 47, que el costo de racionamiento debe ser usado en el cálculo del costo marginal instantáneo de energía, con los cuales se valorizan las transferencias de energía.

Art 46°: “La DO calculará, por cada hora, el costo marginal instantáneo de energía en todas las barras del sistema.

Para estos efectos, se entenderá que el costo marginal instantáneo de energía en cada barra es el costo, incluida la componente de racionamiento y las limitaciones en las instalaciones, en que el sistema eléctrico en conjunto incurre en promedio durante el período que establezca el Reglamento Interno para suministrar una unidad adicional de energía en la barra correspondiente, considerando para su cálculo la operación óptima determinada por la DO. Este período no podrá ser superior a una hora, y en caso que el Reglamento Interno no señale su duración, será de diez minutos”

Art 47° “Los costos marginales a utilizar en la valorización de las transferencias de energía serán los que resulten de la operación real, considerando los costos variables de las unidades, los costos de oportunidad de las energías embalsadas y los costos de racionamiento correspondientes a la profundidad y duración de las fallas características de cada sistema, según corresponda.

En sistemas con capacidad de embalse, para la obtención de los costos de oportunidad de las energías embalsadas se usarán modelos matemáticos, la información y los Procedimientos aplicados en la planificación y programación de la operación, considerando para la actualización de resultados de los modelos de corto plazo los períodos que señale el Reglamento Interno.

Los costos marginales reales deberán estar disponibles para todos los interesados en tener dicha información al segundo día hábil siguiente de ocurrida la operación.”

Se observa que ambos artículos enfatizan la incorporación del costo de racionamiento en

58

el cálculo del costo marginal instantáneo (horario) del sistema. Ello no resulta muy relevante en el caso del SING, debido a que el costo marginal corresponde normalmente al costo variable de alguna unidad generadora termoeléctrica, pero sí en el caso del SIC dado que el valor del agua en los embalses recoge efectivamente la probabilidad de déficit de energía y su costo asociado.

El Reglamento Interno del CDEC-SIC, presentado para aprobación de la CNE en julio de 2010, reproduce en forma prácticamente idéntica, en los artículos 109, 110 y 121, lo indicado en el DS 291. El costo marginal de energía es igual al costo de racionamiento cuando ocurren racionamientos de cualquier origen, independientemente de si hay decreto.

Por su parte el CDEC-SING en su Manual de Procedimiento nº 4 “Cálculo de costos marginales para transferencias de energía entre empresas generadoras del CDEC-SING” señala en su artículo 38 que “El costo marginal del sistema para el período de vigencia de la Desconexión Manual de Carga” corresponderá al mayor costo variable del conjunto de unidades que se encuentran en operación en este subperíodo, valorizado en el escalón de carga que corresponde a la generación promedio de las unidades, determinadas de acuerdo a las consideraciones del punto anterior”.

Por consiguiente en el caso de falla en el SING el costo marginal corresponde al costo variable de la última unidad despachada.

De acuerdo al Manual de Procedimientos DO-20 la desconexión manual y/o limitaciones de carga en barras de consumo se realiza para preservar la seguridad de servicio del sistema. Este procedimiento no se aplica cuando el sistema opere bajo la aplicación de un decreto de racionamiento (artículo 163 de la LGSE), en cuyo caso el costo marginal pasa a ser el CFLD. Por otra parte la normativa permite la operación de EDAC (Esquemas de Desconexión Automática de Cargas) para resolver congestiones en líneas de transmisión de doble circuito excediendo el criterio n-1; en este caso estos dispositivos se instalan a a clientes finales identificados que aceptan ser desconectados automáticamente en caso de falla en un circuito, de modo de mantener la transmisión sin colapso local o total de suministro. La coordinación de la instalación de EDAC está a cargo del CDEC, debiendo existir una aceptación explícita del consumidor y una compensación negociada con su proveedor, no regulada. Cabe señalar que los EDAC se pueden aplicar a la operación del sistema, pero no puede contarse con este recurso en el proceso de planificación del desarrollo del sistema de transmisión.

5.1.6. PLANES DE SEGURIDAD (DS 97)

El DS 97 solo hace referencia al costo de racionamiento en su artículo 10, en el cual se señala que los tramos de costo de falla (se entiende de larga duración) deben ser considerados en las bases de cálculo para elaborar estudios de seguridad de suministro.

5.1.7. CONCLUSIONES

Del análisis realizado se desprende que el marco regulatorio chileno está centrado en el concepto de CFLD, denominado comúnmente costo de racionamiento, el cual es considerado explícitamente para el dimensionamiento de las obras de generación (Plan

59

de Obras referencial del sistema) y transmisión troncal, así como para la operación de los sistemas y la determinación de costos marginales. Por otra parte el CFLD se aplica para las compensaciones a clientes regulados cuando hay un decreto de racionamiento y también como un proxy del CFCD (sin duda subestimado) en las compensaciones a clientes de distribución, en caso de fallas que excedan los límites establecidos en las normas de seguridad y calidad de servicio. Para los casos de desconexión manual de carga, las transferencias entre generadores no se valorizan al CFLD, sino que al costo variable de la última unidad despachada.

Por su parte el CFCD se aplica para el dimensionamiento óptimo de la reserva operativa de los sistemas y en el dimensionamiento óptimo de sistemas de subtransmisión.

En términos generales, se percibe que el esquema conceptual y de formalización legal y reglamentario del uso del costo de falla en nuestro país, en todas las materias indicadas y particularmente a nivel de la planificación de la generación, operación del sistema eléctrico, esquema de precios y compensaciones, es altamente sofisticado. Ello sin perjuicio de que se visualizan algunas inconsistencias en la aplicación del costo marginal y cargos de capacidad a nivel de las transferencias spot entre generadores, cuando se dan condiciones de falla, y que en determinados casos los incentivos económicos o bien las normas a cumplir pueden ser insuficientes para lograr determinados objetivos de eficiencia y de seguridad de suministro. Ello se analiza en la sección siguiente de este capítulo.

La dispersión de valores observados en distintos países para el CFLD y sobre todo para el CFCD, así como las dificultades para determinarlos, muestran la conveniencia del uso práctico de valores únicos para cada tipo de costo de falla, aunque en el caso del CFLD puede ser necesario considerar para ciertos efectos la profundidad del déficit. Lo señalado no significa ciertamente que no deba hacerse todo el esfuerzo necesario para estudiar en profundidad la forma en que el mercado evalúa estos déficits, la mejor forma de determinar los costos asociados y sus rangos de variación en función de la condición del déficit y el tipo del consumidor.

5.2. CONSISTENCIA ENTRE EL SISTEMA DE PRECIO Y EL USO DEL COSTO DE FALLA A NIVEL GENERACION-COMERCIALIZACION

A continuación se analiza la forma en que deberían relacionarse los conceptos de costos marginales de corto plazo (CMg), CFLD, CFCD y cargos de capacidad en un mercado eléctrico como el chileno. Con este propósito, y para simplificar el análisis, se consideran dos tipos de sistemas eléctricos generadores: uno básicamente térmico y otro de tipo hidro-térmico, con elevada capacidad de embalse.

5.2.1. CASO DE UN SISTEMA GENERADOR PURAMENTE TERMOELÉCTRICO

En este tipo de sistema, que es el más generalizado en Norteamérica, Europa y Asia, y cuyo mejor representante en Chile es el SING, la confiabilidad del sistema a nivel generación está primariamente asociada a la probabilidad de falla intempestiva y coincidente de varias de las unidades generadoras, lo que puede conducir a la incapacidad de abastecer la demanda en aquellas horas en que la potencia disponible es insuficiente. El análisis que se efectúa en el presente estudio está centrado en este

60

aspecto, ligado al concepto de suficiencia de capacidad instalada; por consiguiente no se considera en este desarrollo el efecto dinámico de la falla de unidades en la estabilidad del sistema, asumiéndose que existen reservas operativas y dispositivos que evitan un colapso del sistema. Tampoco se considera en este desarrollo la probabilidad de falla de combustible, por no ser esta condición súbita ni imprevisible.

¿Cómo incide en el dimensionamiento de este tipo de sistema la probabilidad de falla individual de las unidades generadoras y el CFCD?. Se analizará a continuación un modelo conceptual simplificado que permite deducir relaciones entre las variable en juego, el cual resulta aplicable tanto en modelos centralmente planificados como en modelos de mercado.

5.2.2. CASO DE UN SISTEMA PLANIFICADO

En un sistema centralmente planificado, las decisiones de inversión en cada tecnología de generación y de dimensionamiento de la reserva requerida para limitar el efecto de fallas de las unidades generadoras, se toman centralizadamente para abastecer una curva de carga determinada (curva de duración anual por ejemplo). Puede demostrarse que el criterio de dimensionamiento óptimo del parque generador consiste en instalar unidades generadoras desde la base hacia la punta, partiendo por tecnologías de alta inversión unitaria y bajo costo de operación (centrales nucleares por ejemplo o bien a carbón eficientes) y luego, a medida que la curva de duración de la demanda requiere un menor número de horas de abastecimiento, con tecnologías de menor costo de inversión unitaria pero de mayor costo de operación (ciclos combinados con GNL y luego turbinas a gas operadas con petróleo diesel, por ejemplo).

Bajo ciertos supuestos25 resulta evidente que en el nivel de potencia y tiempo T de la curva de duración en que conviene cambiar de tecnología se produce la igualdad:

Donde:

es la anualidad de capital fijo y O&M de la tecnología i.

es el costo variables de operación de la tecnología i.

es la anualidad de capital fijo y O&M de la tecnología i+1.

es el costo variables de operación de la tecnología i+1

es el número de horas de la curva de duración en que conviene.

25 Principalmente que la optimización del parque se refiere a un período determinado, por ejemplo un año, y que no hay economías de escala significativas en la instalación de una tecnología determinada.

61

Ello por cuanto es indiferente en el punto de transición cambiar de tecnología o no. Cuando se entra en la zona de la curva de duración de la demanda en que las probabilidad de no poder alcanzar a abastecer la demanda por falla intempestiva de las unidades generadoras empieza a ser relevante (horas de mayor demanda), debe buscarse la condición de equilibrio económico entre el costo de tener energía fallada intempestivamente y el de inversión + operación de las unidades que son más económicas de instalar para limitar la falla esperada. Es usual aquí la aplicación del concepto de LOLP (loss of load probability). El LOLP horario se puede expresar en términos de la probabilidad de que una hora determinada del año se produzca algún déficit (pequeño o grande), o bien como la integral a lo largo de todas las horas del año de dicha probabilidad de falla, que tiene el sentido del número total de horas esperadas al año en que se produce algún déficit por falla de unidades. El LOLP* óptimo anual corresponde al número de horas esperado del año en que la comunidad acepta que exista algún grado de falla de suministro, dado el CFCD, frente a la alternativa de tener que invertir (y por lo tanto de pagar) capacidad adicional de reserva para evitar que aumente el período de falla.

La condición de equilibrio económico señalada se traduce en que en el óptimo el costo de incrementar en 1 kW la capacidad instalada en la tecnología más apropiada para cumplir el rol de reserva, más el costo de operar ese kW, es igual al costo de la falla evitada; la falla evitada corresponde al LOLP* anual, expresado en horas esperadas en el año de no poder cubrir la demanda por falla intempestiva, multiplicado el costo de falla intempestiva o CFCD.

Donde

es la anualidad de capital y fijo de O&M de la tecnología que evita la falla (turbina a gas por ejemplo).

es el costo variable de operación de esa tecnología.

En estas condiciones,

Existe por consiguiente una relación directa entre el CFCD y el costo anual de capital y fijo de operación de la tecnología más conveniente que elimina la falla de corto plazo. Así por ejemplo, si la tecnología más conveniente para producir un kW en el período de punta del sistema eléctrico (horas de mayor demanda de la curva de duración) corresponde a una turbina a gas operada con diesel (TG), cuya anualidad de capital y costo fijo de operación es del orden de 90 US$/kW-año, el tiempo medio esperado que se acepta para tener alguna restricción de suministro es del orden de 10 horas por año (valor típico de LOLP usado en países relativamente desarrollados), y el costo variable de la TG es 0.2 US$/kWh, entonces:

+0.2 ≈ 9 US$/kWh

Puede apreciarse el elevado valor del CFCD implícito en el LOLP aceptado por la comunidad. Se aprecia también la relación directa entre costo unitario de una TG y CFCD.

62

5.2.3. CASO DE UN SISTEMA DE PRECIOS BASADOS EN COSTOS MARGINALES

Desde el punto de vista de la tarificación de la electricidad, en un esquema de precios en que el precio horario de toda la energía vendida refleja el precio ofrecido por el último kWh demandado, igual a su valor alternativo, se llega a una conclusión coherente con lo señalado anteriormente. En estas condiciones, la competencia lleva a que el precio ofrecido por el último kWh demandado refleja el costo marginal de corto plazo de energía del sistema eléctrico (CMge), cuando no hay restricción de suministro, y refleja el costo de falla cuando existe alguna restricción por falla intempestiva de unidades. En este sentido, un esquema de precios a costo marginal resulta aplicable tanto en un sistema centralmente planificado como en un sistema de mercado: en el primero las decisiones de inversión son centralmente planificadas y el precio marginal refleja el costo marginal alternativo (costo de la última unidad despachada o bien costo de falla); en un sistema de mercado las decisiones de inversión son libres en tanto que el sistema de precios marginales horarios puede ya sea reflejar ofertas libres de cantidades y precios (caso de Colombia) o bien cantidades reguladas por un despacho centralizado y precios que reflejan estrictamente los costos marginales de corto plazo (caso de Chile y de la mayoría de países en América Latina y en Asia).

A continuación se analiza la situación en que el sistema de precios refleja el CMge cuando no hay restricción y el CFCD cuando hay alguna restricción, con probabilidad p.

Sea Pe el costo marginal total o precio que incorpora, para una hora determinada, estos efectos:

El término p X CFCD representa una componente del precio de la energía asociado al riesgo de falla intempestiva del sistema eléctrico. Esa componente es prácticamente nula en las horas de demanda baja o media, cuando la probabilidad de falla de suministro es muy baja, pero puede ser relevante en las horas de mayor demanda del sistema. El sistema de precios puede verse de otra forma alternativa, consistente en que durante las horas (esperadas) de no falla el precio es igual al costo marginal efectivo de generación, en tanto que en las horas (esperadas) de falla el precio es igual al CFCD.

La componente del costo de falla de corta duración, integrada a lo largo de todas las horas del año, tiene la posibilidad, como se verá a continuación, de ser representada a través de un cargo por capacidad.

Como se ha dicho más arriba, la integral de p X ∆t a lo largo de todas las horas del año es igual al número esperado de horas de fallas de corta duración al año (LOLP expresado en horas/año)

En condiciones de instalación óptima, el costo esperado por tener una falla de 1 kW durante un tiempo igual al LOLP óptimo (LOLP*), debe ser igual al costo de instalar 1 kW adicional y de operarlo, que evita la falla. En rigor, para que se elimine una falla de 1 kW debe instalarse un poco más de 1 kW, correspondiente a la reserva requerida para asegurar ese kW. Si se expresa la reserva como fracción, para cada kW debe efectuarse

63

una inversión de 1+ Res.

La condición de óptimo es:

Esta expresión se puede multiplicar por la potencia media P vendida en las horas en que hay alguna falla, la cual corresponde aproximadamente a la demanda de punta del sistema menos la potencia media fallada considerando el LOLP anual. En el ejemplo anterior sería la potencia demandada descontando las 10 primeras demandas anuales:

La expresión de la izquierda corresponde a la energía que habría sido vendida a CFCD, durante un tiempo igual al LOLP (horas/año), cuando se usa un sistema de precios marginalista. Por su parte, el primer término de la expresión de la derecha corresponde al ingreso por venta de potencia P al costo unitario AI. Finalmente, el segundo término, también multiplicado por P, corresponde a la energía vendida a CFCD, valorizada al costo variable de operación de la unidad que sustituye la falla.

Por consiguiente, la valoración de la venta de energía a CFCD puede sustituirse por un cargo por capacidad igual a AI, debiendo aplicarse en principio en estas horas a la energía vendida un cargo igual al costo marginal de la última unidad despachada que sustituye la falla. El cargo por capacidad puede en estas condiciones visualizarse como una prima anual de seguro, pagada mes a mes por los consumidores, que les permite no pagar por la energía un CFCD, cuando hay falla; en esas horas deben pagar el costo de la última unidad despachada.

Cabe señalar que cuando se sustituye la venta de energía a CFCD por un cargo por capacidad, dicho cargo se aplica normalmente a la demanda máxima del sistema (Pmax), y no a la demanda que se puede abastecer con el LOLP (valor P de de la ecuación anterior).

En la práctica entonces los consumidores pagan mensualmente Pmax x AI (1 + Res), lo cual supera lo que deberían pagar que es P x AI (1 + Res); esto se puede interpretar como que contrataron un seguro por Pmax; consecuentemente, en las horas efectivas de falla, que ocurren en el tiempo esperado LOLP, el parque generador debería devolverle a los consumidores la diferencia entre lo asegurado (Pmax) y lo efectivamente entregado (P).

Esa devolución debería efectuarse al CFCD.

En síntesis, en sistemas puramente termoeléctricos el costo de falla relevante es el CFCD, ya que es este el que dimensiona la capacidad del sistema. En este tipo de sistema, en lugar de tarificar la energía a costo marginal incluyendo CFCD cuando hay falla, se puede tarificar la energía a costo variable de la última unidad despachada y la potencia máxima a un precio igual a AI. El costo de una turbina a gas (TG) puede ser considerado una buena aproximación de AI.

El cargo por capacidad puede ser visto como un pago anticipado de los consumidores por concepto de costo esperado de falla, y constituye de este modo una suerte de seguro. Si se produce una falla efectiva de corta duración, los consumidores no deben pagar la energía recibida al CFCD, y por el contrario deberían ser compensados por la energía no suministrada, al CFCD.

64

A nivel de las transferencias entre generadores en el mercado spot cuando hay fallas, habría que considerar en principio dos alternativas: a) en los esquemas de precios en que no hay cargo de capacidad de capacidad, las transferencias de energía deberían efectuarse al precio CFCD; b) en los esquemas de precios en que hay cargo de capacidad (caso de Chile), la transferencia de energía cubierta por el pago de capacidad debería efectuarse al costo variable de la última unidad despachada del sistema

En consideración a la importancia económica y como señal de inversión en respaldo que reviste la valorización de potencia de suficiencia en el mercado spot, debería mantenerse esta componente. Por consiguiente las transacciones de energía entre agentes, por la parte cubierta por las potencias de suficiencia determinadas (propias y compradas), deberían efectuarse a costo variable de la última unidad despachada, y para las energías adicionales debería considerarse el CFCD. Por consideraciones prácticas, podría omitirse el requerimiento de transacciones spot a CFCD.

En este tipo de sistema, al menos a nivel del concepto de la suficiencia de capacidad, no debe considerarse CFLD en la tarificación ni en las transferencias de energía en el mercado spot.

5.2.4. CASO DE UN SISTEMA HIDROTÉRMICO CON CAPACIDAD HIDROELÉCTRICA DE EMBALSE

Contrariamente a lo que ocurre en los sistemas puramente termoeléctricos, en los sistemas hidrotérmicos con suficiente capacidad de embalse y suficiente potencia instalada en dichos embalses, la falla intempestiva de unidades generadoras no conduce, al menos en el corto plazo, a una condición de falla de suministro. Tal como en el caso de los sistemas puramente termoeléctricos, el análisis que se efectúa en el presente estudio está centrado en el concepto de suficiencia, y por consiguiente no se considera el efecto dinámico de la falla de unidades en la estabilidad del sistema. Por consiguiente, el costo de falla relevante es el CFLD.

El SIC en Chile pareciera cumplir esta condición, debido a la capacidad instalada en centrales con capacidad de embalses.

En este tipo de sistema, las fallas en abastecer la demanda - de ocurrir- son por definición de larga duración, y están asociadas a la falta de energía, independientemente de la hora del período bajo análisis. Normalmente la falla de larga duración se debe a una condición de sequía extrema, o bien a una conjunción de situaciones tales como sequía severa y falla de unidades termoeléctricas, tal como ocurrió en el año 1998. Aquí, las condiciones que determinan la optimalidad de la reserva a instalar en centrales termoeléctricas que provean la energía requerida está dada por ecuaciones similares a las planteadas en el caso de la falla de corta duración en sistemas puramente termoeléctricos, pero con la diferencia que el déficit se puede producir en cualquiera hora y no con mayor probabilidad en las horas de máxima demanda (como ocurría en el caso de sistemas puramente termoeléctricos).

El costo de falla pertinente es aquí el CFLD, muy inferior al CFCD, posiblemente del orden de 1/10 de este. Los tiempos de falla esperados en estas condiciones (LOLP de larga duración = LOLP LD) pueden entonces ser del orden de 10 veces los tiempos esperados de falla de corta duración, es decir de unas 100 horas, lo que en este ejemplo equivaldría a una probabilidad anual de tener algún tipo de déficit, del orden de 1 a 1.5% (=

65

100/8760). Nótese que fallas de larga duración de poca profundidad y por poco tiempo pueden ser manejadas con bajo costo (campañas de ahorro, baja de voltaje, compra de déficits por los consumidores, etc.)

La ecuación de reserva óptima se puede expresar así:

Esta expresión se puede multiplicar por la potencia media P vendida en las horas en que se produce racionamiento por falta de energía:

La expresión de la izquierda corresponde a la energía que habría sido vendida a CFLD, cuando se usa un sistema de precios marginalista. Por su parte, el primer término de la expresión de la derecha corresponde al ingreso por venta de potencia P al costo unitario AI. Finalmente, el segundo término, también multiplicado por P, corresponde a la energía vendida a CFLD, valorizada al costo variable de operación de la última unidad que sustituye el racionamiento, que corresponde al costo marginal del sistema.

Por consiguiente, la valoración de la venta de energía a CFLD puede sustituirse por un cargo por capacidad igual a AI, debiendo aplicarse la energía vendida en estas horas (LOLP LD*) un precio igual al costo marginal de la última unidad despachada.

Aquí, como en el caso anterior, la existencia de un cargo por capacidad sustituye el cobro de energía a CFLD cuando esta se produce, y no corresponde aplicar a la energía vendida a los consumidores ningún recargo por este concepto, cuando se produce el racionamiento. Por el contrario, habría que compensar a los clientes que pagaron el cargo de capacidad por este concepto, por un monto igual al CFLD menos el costo variable de la última unidad despachada. En lo que hace a las transferencias entre generadores en el CDEC, a precio spot, debería usarse el costo de la última unidad despachada del sistema para valorizar las transferencias de energía cubiertas por las transacciones de potencia firme, y el CFLD para las transferencias de energía que excedan la potencia firme vendida o comprada.

66

En síntesis, en sistemas hidrotérmicos con gran capacidad de embalse, el CFCD no se manifiesta en el plano de la suficiencia, pues el sistema tiene la capacidad de absorber fallas de corta duración. En estos sistemas lo relevante es el CFLD, asociado a fallas de larga duración. En lugar de tarificar a costo marginal incluyendo CFLD, se puede tarificar a costo marginal de la energía considerando la última unidad despachada y un cargo de capacidad igual a AI. El costo anual de una turbina a gas (TG) constituye una buena aproximación de AI.

El cargo por capacidad puede ser visto como un pago anticipado de los consumidores por concepto de costo esperado de falla de larga duración, y constituye de este modo una suerte de seguro. Si se produce una falla efectiva de larga duración, los consumidores deberían ser compensados por este concepto, al CFLD.

A nivel de las transferencias entre generadores en el mercado spot cuando hay fallas, habría que considerar en principio dos alternativas: a) en los esquemas de precios en que no hay cargo de capacidad, las transferencias de energía deberían efectuarse al precio CFLD; b) en los esquemas de precios en que hay cargo de capacidad (caso de Chile), la transferencia de energía cubierta por el pago de capacidad debería efectuarse al costo variable de la última unidad despachada del sistema

En consideración a la importancia económica y como señal de inversión en respaldo que reviste la valorización de potencia de suficiencia en el mercado spot, debería mantenerse esta componente. Las transacciones de energía entre agentes, por la parte cubierta por las potencias de suficiencia determinadas, deberían efectuarse a costo variable de la última unidad despachada, y solamente para las energías no cubiertas debería considerarse el CFLD.

Las regulaciones vigentes consideran que en el mercado spot rigen simultáneamente las transacciones de capacidad y de energía evaluada a CFLD, cuando hay racionamiento. Habría entonces por este concepto un doble pago; no obstante, en consideración a que el CFLD no se aparta excesivamente del costo variable de la última unidad despachada del sistema cuando hay racionamiento, mantener el CFLD como costo marginal permite mantener sin un impacto excesivo una señal de precios necesaria para la operación de corto plazo del sistema eléctrico.

En resumen, la consistencia entre costo de falla y cargo de capacidad podría llevar a estudiar -al menos a nivel conceptual- eventuales modificaciones del régimen de valorización de energía en el mercado spot, cuando se producen fallas de suministro en el sistema, o bien compensaciones por el hecho de existir un cobro de capacidad entre generadores en esas circunstancias. En todo caso, no se considera oportuno plantear ninguna modificación, ni al sistema de transacciones de potencia firme y cargos de capacidad, ni al concepto de valorización al CFLD de la energía en el mercado spot, en tanto no se analice en profundidad los eventuales cambios a formular y sus consecuencias en el mercado.

A continuación se analizan las aplicaciones del costo de falla en el marco regulatorio chileno, para la operación de sistemas y el diseño de redes de transmisión y distribución, y la forma en que el costo de falla actúa como incentivo económico para satisfacer objetivos de eficiencia y de seguridad de servicio.

No se analiza en esta sección la eventual aplicación del costo de falla al dimensionamiento del sistema generador, por resultar este de decisiones de mercado

67

tomadas libremente por los inversionistas, sin que se pueda imponer utilizar explícitamente este concepto. En todo caso, el costo de racionamiento está reflejado en la obligación que tienen los generadores de compensar a los distribuidores por el consumo de sus clientes regulados, en caso de racionamiento por sequía o por falla prolongada de unidades termoeléctricas que originen un decreto de racionamiento. Cabe aquí destacar el rol extremadamente importante que juega la existencia de un precio para la capacidad firme, que permite incrementar la seguridad de servicio a través de incentivar a los generadores a disponer de unidades de reserva. Estas unidades son de baja inversión unitaria, son despachadas exclusivamente en situaciones críticas, y si bien su costo variable es elevado, le ponen un techo efectivo a los precios spot en situaciones críticas. En la actualidad muchos países desarrollados que desarrollaron mercados eléctricos spot y de contratos basados exclusivamente en una sola componente de energía, y que han debido enfrentar situaciones críticas por disparo del precio spot de energía y falta de incentivos para disponer de reserva, están considerando introducir precios explícitos de capacidad firme.

5.2.5. APLICACIÓN DEL COSTO DE FALLA A LA OPERACIÓN DE SISTEMAS HIDROTERMICOS

La planificación de la operación de sistemas hidrotérmicos con capacidad de embalse requiere determinar el valor del agua en los embalses para efectuar un balance eficiente entre agua guardada y generación termoeléctrica actual y futura, así como déficit evitados. Para efectuar ese balance se requiere considerar la probabilidad de déficit futura y el costo correspondiente, que se refleja en el CFLD. Por consiguiente la planificación de la operación debe considerar explícitamente dicho costo de falla, que se reflejará en el valor del agua embalsada. Este valor del agua se refleja a su vez en el costo marginal de la energía del sistema eléctrico. La inclusión del costo de racionamiento en la función de minimización del costo de operación esperado del sistema eléctrico, en el marco regulatorio chileno, es por consiguiente eficiente; no obstante, la toma en consideración del CFLD no basta por sí sola para asegurar eficiencia y seguridad: se hace necesario considerar adecuadamente la proyección de corto plazo de los caudales afluentes sobre la base de la tendencia observada, evitando contemplar al menos para el período inmediato, aleatoriedad total de las condiciones hidrológicas que pueden presentarse. Ello ha sido contemplado así en las regulaciones vigentes, sobre todo a partir de la experiencia registrada en la sequía de los años 1989 y 1990. Asimismo, la experiencia del déficit registrado en 1998-1999 por combinación de una condición de sequía y de indisponibilidad de una gran central termoeléctrica, ha llevado a la necesidad de considerar en forma especial las condiciones de operación de los embalses cuando se está en una condición que puede llegar a ser crítica.

Como se indicó anteriormente, la consideración de un cargo de capacidad llevaría a que en las transacciones spot en condiciones de falla se pague simultáneamente la componente de falla y el cargo de capacidad, lo que aparece inconsistente. En algunos países (caso de Panamá por ejemplo), la planificación de la operación se efectúa considerando el costo de falla pero para fines de cálculo del costo marginal se elimina esa componente. En el caso de Chile, en consideración a que el CFLD no debería exceder en mucho el costo variable de las unidades de reserva (debido a que precisamente la falla de larga duración tiene como techo el costo de instalar y operar unidades de emergencia), parece aceptable mantener la regulación actual en tanto se estudia en profundidad algún mecanismo de compensación por el pago de capacidad,

68

cuando hay falla.

En lo que hace a los criterios para definir el margen de reserva operativa del sistema, estos están definidos por la Norma técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, comentada más arriba. Esta es la única disposición regulatoria en que aparece mencionado explícitamente el CFCD, concepto que parece aquí apropiado de aplicar. Synex estima que la señal general de CFCD es suficiente para logra el objetivo deseado, estimándose que no se hace realmente necesario discriminar dicho costo por profundidad de falla o tipo de usuario sujeto a la falla.

Las interrupciones de servicio motivadas por dispositivos de desconexión de carga por subfrecuencia no se compensan en la actualidad. La inclusión de una compensación por este efecto pudiera eventualmente ser considerada dentro de la regulación de servicios complementarios. Synex estima que desde el punto de vista de la eficiencia económica y de las señales a los agentes del mercado, tal compensación, al CFCD, sería conveniente. Debería ciertamente estudiarse en profundidad la forma de registrar e implementar tales compensaciones.

Las interrupciones de servicio motivadas por dispositivos de Disparo Directo por Contingencia Específica son compensadas (Resolución N° 16 de 2008 del Panel de Expertos), pero su instalación y la compensación correspondiente debe ser previamente acordada con los clientes afectados. La compensación se basa en los costos declarados por el consumidor y por consiguiente reflejan su visión particular del costo de falla. Los recursos para pagar la compensación los pagan los comercializadores que no se vieron interrumpidos y que se vieron beneficiados por los incrementos de disponibilidad que fueron consecuencia de la disposición de otros consumidores a ser interrumpidos. En principio la negociación bilateral de la aceptación de desconexión por parte del consumidor y de la compensación respectiva parece ser un sistema eficiente, desde el punto de vista económico. No obstante, por asimetrías de información parecería conveniente establecer un patrón de negociación con bandas de valores de compensación que consideren como punto inicial un valor de CFCD.

5.2.6. APLICACIÓN DEL COSTO DE FALLA AL DISEÑO Y PLANIFICACIÓN DE SISTEMAS DE TRANSMISIÓN

La planificación del desarrollo de los Sistemas Troncales de Transmisión se basa, en Chile, en el cumplimiento de estándares de seguridad (criterio n-1 por ejemplo) y calidad de servicio, que deben ser cumplidos por los prestadores. Tal como se explicó en el punto 2.1.2, el uso de costo de falla no resulta aquí aplicable, salvo en lo que se refiere a valorizar energías no suministrada por eventual falta de capacidad de transmisión. En este caso, se aplica el CFLD. La aplicación de CFCD para considerar fallas intempestivas de elementos del sistema de transmisión (incluyendo sus diversas componentes) es un esquema alternativo a simular contingencias (con las probabilidades de falla correspondientes) y determinar acaso se excede o no la NTSCS. La regulación chilena se ha pronunciado sobre el uso de este segundo esquema, motivo por el cual no parece necesario promover el uso del CFCD en la planificación y diseño de los sistemas troncales de transmisión.

En resumen, las regulaciones chilenas en este campo resultan consistentes y no se sugiere modificación alguna sobre materia.

69

En el caso de los sistemas de subtransmisión, la ley tiene una referencia explícita a la necesidad de incluir el costo de falla dentro de la minimización de costos totales, al momento de regularse los cargos de subtransmisión. Aunque este concepto no había sido aplicado anteriormente, en la presente fijación de tarifas (2010) se incluyó la necesidad de considerarlo. Synex estima apropiada esta decisión, por cuanto en estos sistemas resulta más complejo que en los sistemas troncales establecer normas generales de cumplimiento tales como el criterio n-1. Ciertamente, el costo de falla a utilizar debería ser el CFCD.

5.2.7. APLICACIÓN DEL COSTO DE FALLA AL DISEÑO Y PLANIFICACIÓN DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

En el caso del diseño de las redes de distribución se puede aplicar ya sea el concepto de estándar a cumplir, en términos de número y duración de interrupciones, o bien de aplicación de un costo de falla que permita determinar el adecuado balance entre inversiones y costos operativos y costo de falla de suministro. Se entiende aquí que el costo de falla sería básicamente el CFCD, por ser este tipo de falla el relevante para el distribuidor. Actualmente en Chile no está normada la aplicación del costo de falla de corta duración en la regulación del VAD de distribución, aunque sí se aplica un proxi de dicho costo para compensaciones a clientes por interrupciones de servicio. En todo caso Synex estima que el uso del duplo del CFLD es insuficiente, ya que el costo de falla realmente incurrido corresponde al CFCD.

En algunos países, como se ha mencionado, se le permite al distribuidor incluir en la tarifa una componente de falla que refleja el pago de compensaciones esperadas a los clientes, para una condición de optimalidad de inversión y operación de la red. Tales compensaciones deben materializarse en toda circunstancia en caso de falla, a costo de falla de corta duración, o bien en los casos en que se exceda un determinado límite; tal límite debe segregarse según la densidad de distribución, ya que en áreas rurales con alimentadores radiales de gran longitud el cumplimiento del mismo estándar que en una ciudad resulta imposible de cumplir o extremadamente oneroso.

Parecería conveniente, en la búsqueda de eficiencia y provisión de señales a los agentes del mercado en Chile, incorporar explícitamente el uso del CFCD tanto en el dimensionamiento de la red de distribución como en las compensaciones a usuarios interrumpidos. En este contexto, la exigencia de cumplimiento de una norma de continuidad y calidad de servicio serviría como frontera mínima de calidad exigible, dejándose a los distribuidores la libertad para decidir su balance entre inversiones y costos de operación, y las compensaciones a pagar a los usuarios. La compensación a clientes interrumpidos, a su vez, debería ser compensada al CFCD, y no al duplo del CFLD.

70

6. PROPUESTAS PARA DETERMINAR EL CF

El concepto de costo de falla (CF) se utiliza en la literatura internacional, en forma genérica, para definir y agrupar los costos económicos que pueden afectar a la sociedad en su conjunto cuando el suministro de electricidad no puede ser realizado en la medida requerida por los consumidores.

La revisión y análisis de la literatura internacional permite concluir que la valorización del CF es compleja, pues existe una variedad de factores que condicionan su valor, así como una fuerte componente subjetiva.

En resumen, dentro de la literatura económica existen dos grandes familias de enfoques para la determinación de costos de falla, los cuales se diferencian en primera instancia por la fuente de información utilizada: métodos indirectos y métodos basados en encuestas. Mientras que los cálculos a través de métodos indirectos utilizan datos agregados, generalmente provenientes de fuentes secundarias de información o registro propios de las empresas del sistema, los métodos directos están asociados a la idea de realización de encuestas o entrevistas a usuarios con el fin de indagar directamente sobre los efectos económicos y no económicos vinculados a fallas en el servicio eléctrico. Esta primera diferencia explica una gran parte de las ventajas y desventajas entre los distintos métodos. En general, los cálculos a través de métodos indirectos se pueden realizar en poco tiempo, sin mayor esfuerzo logístico y costo que el de la búsqueda de información a través de distintas instituciones o empresas. Desde el punto de vista teórico, las desventajas que se encuentran están vinculadas a la validez de los supuestos que sustentan cada enfoque, lo que en algunos casos da por resultado sesgos en la determinación del costo de falla por sobre o subestimación del mismo. Por su parte, los métodos directos a través de la realización de encuestas a usuarios del servicio brinda la posibilidad de indagar los múltiples aspectos involucrados en el accionar de los usuarios ante fallas e interrupciones en el sentido eléctrico. Es posible determinar los momentos u horarios que generan más inconvenientes si se produce una falla, que tipo de molestias traen aparejadas, cual es la disposición de los usuarios a evitar fallas, entre otros aspectos. Uno de los aspectos clave que diferencia la indagación directa de los enfoques indirectos, es la posibilidad de obtener una valoración económica de una falla más allá de los costos que trae aparejada. Por ejemplo, si se utiliza el enfoque basado en la teoría del intercambio entre trabajo y ocio, el costo de una falla que impide el descanso de los individuos o interrumpe actividades de ocio es valorado al precio del trabajo (salario). Sin embargo, la indagación directa a los usuarios permitiría hallar una valoración económica más completa al poder estimar cual es la compensación que exigiría el individuo por las molestias de no poder realizar tal actividad. Esta valoración tendrá en cuenta potencialmente una componente subjetiva por las molestias de no poder realizar una cierta actividad en un momento dado (cuánto vale para este individuo no poder ver cierto programa televisivo).

Como contrapartida, la implementación práctica de estos métodos directos requiere mucho más esfuerzo tanto en la etapa de diseño del mismo como en el posterior procesamiento de la información y análisis. Una de las etapas críticas es la de diseño de la estrategia de indagación, es decir el cuestionario de la encuesta, que puede ser diferente para los distintos sectores de consumo. Por ejemplo en el sector residencial se puede utilizar el enfoque de valoración contingente para conocer la disponibilidad a pagar o aceptar una compensación a cambio de evitar o no una interrupción eléctrica de ciertas características. En los sectores comercial e industrial se puede utilizar también un

71

enfoque de costeo directo para identificar cada uno de los costos y eventuales ahorros en que incurre el usuario cuando se produce una interrupción. En cada caso existen diversas estrategias para efectuar las preguntas claves del estudio que en general requieren la realización de un estudio piloto para verificar que sean comprensibles, que los usuarios estén dispuestos a responderlas, que las respuestas brinden la información que se requiere para efectuar los posteriores cálculos, etc. Además la redacción y vocabulario del cuestionario debe estar adaptado a la idiosincrasia del país o región donde se efectúa el estudio.

En términos comparativos no hay una metodología que sea claramente superior al resto. Entre los métodos indirectos se destaca el enfoque de la curva de demanda por estar basado en un modelo económico que sustenta la definición de los distintos costos y que puede aplicarse a los diferentes segmentos de consumo. Desde el punto de vista de su implementación se requiere contar con información histórica suficiente sobre consumo y precio de la energía e ingresos de los usuarios de cada categoría para poder estimar las ecuaciones de demanda pertinentes. Considerando los usuarios finales del servicio, el mercado eléctrico está lejos de la competencia perfecta por cuanto el precio de la energía está regulado y en la práctica se suele calcular como cociente entre la facturación y el consumo de cada periodo. Esto puede dar lugar a que al estimar la ecuación de demanda la misma de resultados insatisfactorios (elasticidades con signos contrarios a los esperados, no significativas, etc.) que imposibilitarían la aplicación de este enfoque.

En el caso de las restantes alternativas por métodos indirectos se puede considerar que dan un enfoque parcial y en algún caso pueden dar lugar a distintos tipos de sesgos. A modo de ejemplo, los cálculos asociados al enfoque del valor agregado considera que ante una interrupción del servicio se deja de producir, sin embargo no toma en cuenta que una vez restablecido el servicio es posible recuperar parte de la producción intensificando los turnos de trabajo. A su vez, implícitamente se considera que esta pérdida de producción está asociada a los sectores comercial e industrial, sin considerar el sector residencial. Por el lado de la determinación del costo de falla a partir del costo de la autogeneración, éste responde a un principio de maximización de beneficios de las empresas que determinan su nivel óptimo de respaldo. Este enfoque es adecuado para usuarios no residenciales y es representativo del costo de falla de largo plazo.

Por último, la comparación entre los enfoques directo e indirecto es multidimensional. La realización de encuestas a usuarios brinda la posibilidad de obtener un gran volumen de información específica del fenómeno de interés que no se obtiene a través de otras fuentes de información, tiene la complejidad de que requiere un gran esfuerzo de diseño y planificación del relevamiento, no es posible obtener resultados inmediatos y suele ser costoso desde el punto de vista presupuestario. Por el contrario, los cálculos a través de métodos indirectos son más sencillos, se pueden obtener resultados en poco tiempo y de manera relativamente económica aunque se depende fuertemente de la calidad y disponibilidad de la información auxiliar necesaria. Por último, al tratarse de estimaciones indirectas suelen tener un fundamento teórico más débil o discutible que los cálculos efectuados a partir de las respuestas directas de los usuarios.

Por estos motivos, la práctica habitual es efectuar los cálculos del costo de falla utilizando más de un enfoque para luego hacer un análisis crítico de los resultados obtenidos en cada caso y eventualmente obtener un rango de valores de costo de falla posibles. No debe perderse de vista que los diversos cálculos suelen estar basados en estimaciones que tienen asociadas un margen de error.

72

Dadas las dificultadas ya mencionadas para estimar el CF, en este informe se propone la utilización de diversas metodologías de contraste, utilizando tanto métodos directos como indirectos, de forma de lograr un rango de valores aceptables para el CFLD y el CFCD. El contar con resultados emanados de distintos métodos posibilita una comparación crítica a los efectos de establecer: (i) un valor definitivo representativo del más adecuado como valor medio; (ii) una banda de valores al interior de la cual se tiene cierta certeza que se encontrará el valor más probable. Asimismo, el disponer de un valor máximo y mínimo brinda una herramienta para realizar sensibilidades en la utilización del parámetro.

La Tabla 13 resume las ventajas y desventajas de las diferentes metodologías.


Tabla 13 – Resumen de Metodologías

Metodología

tipo Enfoque

Sector de Aplicación Fundamentos teóricos Ventajas Desventajas

Teoría de Intercambio entre

trabajo-ocio

CFCD Residencial

Modelo basado en la teoría del intercambio trabajo – ocio para estimar la pérdida de

bienestar de los hogares ante la interrupción del servicio.

Se asume que durante una interrupción todo el tiempo de ocio se pierde

Economía y facilidad de aplicación

Cálculo basado en datos proveniente de fuentes secundarias de información.

No se requiere realizar encuestas a usuarios.

Puede sobreestimar el CF si durante la interrupción los individuos pueden realizar actividades que no necesitan electricidad

(por ej. leer).

Puede subestimar el CF si durante la interrupción los individuos se ven

imposibilitados de realizar una tarea imposible de postergar (ver el partido final del

mundial de fútbol)

Indirecto

Curva de demanda CFLD (todos los sectores)

El costo de falla se determina a partir de las curvas de demanda de energía eléctrica de

cada sector de consumo.

El excedente del consumidor perdido menos el costo evitado de la factura eléctrica da una medida del costo de la interrupción para los

usuarios del servicio

Economía y facilidad de aplicación, especialmente si se conocen las

elasticidades precio e ingreso de la demanda para cada sector de consumo.

Cálculo basado en un modelo económico

Cálculo basado en datos proveniente de fuentes secundarias de información.

No se requiere realizar encuestas a usuarios

Puede haber problemas en la estimación econométrica de las elasticidades precio e

ingreso de la demanda de energía que dificulta la identificación de la curva de

demanda: elasticidades con signos incorrectos, no significativas, etc.

Esto se da por diversos motivos generalmente vinculados a la información

utilizada: información histórica insuficiente o inadecuada sobre consumos y precio de la energía e ingresos de los usuarios de cada

sector, utilización de proxies, etc.

74

Metodología

tipo Enfoque

Sector de Aplicación

Fundamentos teóricos Ventajas Desventajas

Valor agregado por kWh

CFCD Industrial Comercial

Este método está basado en la supuesta relación entre PBI (u otra variable

macroeconómica y el consumo de energía eléctrica.

Se asume que una falta de suministro eléctrico produce una caída del PIB y se define el costo marginal de la restricción

como la variación porcentual del consumo de energía eléctrica ante una variación

porcentual del PIB (concepto de elasticidad).

Economía y facilidad de aplicación a partir de datos provenientes de fuentes secundarias

de información.

No se requiere realizar encuestas a usuarios

Se obtiene una cota superior para el costo de falla.

Implícitamente asume una absoluta falta de selectividad (capacidad de cortar el

suministro

eléctrico por orden creciente de falla) en las restricciones eléctricas, no toma en cuenta

alternativas que puedan evitar interrupciones totales del servicio como tampoco la

posibilidad de recuperar al menos una parte de la producción una vez restablecido el

servicio.

Costos de oportunidad

CFCD Industrial

Se determina el costo de una interrupción del servicio basándose en la aplicación del

concepto de costos de oportunidad de corto plazo.

Se clasifica los costos directos que enfrentan estos usuarios –durante las horas de trabajo-

en a) pérdidas en materias primas y de inventario en proceso; y b) reducción de la producción durante el corte, incluyendo los

costos de reinicio.

El costo de falla así determinado se puede expresar como función de la duración y

frecuencia media de las interrupciones del área correspondiente a la industria analizada.

Es posible realizar un cálculo desagregado a nivel de cada industria.

No se toman en cuenta los costos asociados a decisiones de autogeneración.

No se toman en cuenta costos indirectos derivados de la reorganización de procesos

productivos en horas con menor probabilidad de interrupción (aplicable en aquellas áreas

con baja confiabilidad del servicio).

Costos de respaldo

CFCD-CFLD

Industrial Comercial

El cálculo está basado en el principio de la preferencia revelada, donde el CF se puede inferir a partir de las acciones tomadas por

los usuarios para mitigar las pérdidas inducidas por la ENS.

Una firma maximizadora de beneficios invertirá en equipos de respaldo hasta que la

ganancia esperada del kWh marginal autogenerado sea igual a la pérdida

esperada del kWh marginal que no es suministrado.

El costo de falla queda definido como el costo marginal de producir su propia energía.

Facilidad de cálculo a partir de información proveniente de fuentes secundarias.

Es posible considerar factores de escala a través de requerimientos de autogeneración

de distinta magnitud.

Las decisiones de inversión en generación de respaldo no solo están motivadas por el

beneficio asociado a restricciones de suministro de largo plazo, sino que también

por el beneficio de evitar cortes intempestivos de suministro; en este sentido,

el CF obtenido con este criterio sobreestimaría dicho costo como costo de

falla de larga duración

75

Metodología

tipo Enfoque

Sector de Aplicación

Fundamentos teóricos Ventajas Desventajas

Relevamientos ex-ante.

CFCD –CFLD Todos

El costo de falla se obtiene como cociente entre la disponibilidad media a pagar por evitar una interrupción de determinadas

características y el consumo promedio de energía correspondiente al lapso de tiempo

considerado. La disponibilidad media a pagar (o a aceptar una compensación) se puede

obtener a través de la metodología de Valoración contingente o de costeo directo.

Ambas obedecen al principio de preferencias establecidas en cuanto es posible modelar las decisiones directas de los usuarios ante

situaciones (escenarios) predefinidos.

Es posible estimar de manera explícita el costo de falla para diferentes escenarios de interrupción (corta o larga duración, con o sin anticipación, distintos horarios del día,

etc.).

Los cálculos están basados en las preferencias establecidas directa y

explícitamente por usuarios del servicio.

Es posible complementar el análisis verificando si la calidad del servicio percibida por los usuarios coincide con la calidad real.

Mayores costos asociados al relevamiento de encuestas.

Mayores requerimientos de análisis para el adecuado diseño de los cuestionarios.

Dificultad de indagación cuando se implementan ejercicios de valoración

contingente. Directo

Relevamientos ex-post

CFCD-CFLD

Todos

El enfoque es similar al planteado en los relevamientos ex ante con la ventaja de que la situación de interrupción del servicio no es

hipotética sino que generalmente está referida a un evento significativo ocurrido

recientemente.

Si se realiza al poco tiempo de un evento, es posible estimar de manera explícita el costo

de falla asociado a una interrupción real experimentada por los usuarios, a diferencia

del caso anterior donde se plantean escenarios hipotéticos de corte.

Mayores costos y tiempos de estudio asociados al desarrollo de las distintas

etapas de un relevamiento por encuestas.


6.1. METODOLOGÍAS PARA ESTIMAR EL CFLD

6.1.1. MÉTODO DIRECTO: ENCUESTAS A USUARIOS

6.1.2. INTRODUCCIÓN

El método de encuestas permite obtener conclusiones a partir de las respuestas obtenidas directamente de los usuarios, referidas a preguntas sobre la calidad del servicio. Así, el CFLD puede estimarse a partir de los resultados provenientes de la encuesta.

La principal ventaja de los métodos directos radica en que permite procesar los resultados para obtener una información particular necesaria para un análisis específico, por ejemplo el costo de falla en función de su profundidad y clasificación de clientes en una zona geográfica determinada. La desventaja en comparación a otras metodologías, es la necesidad de emplear una mayor cantidad de recursos y coordinación para la aplicación y procesamiento de la información de la encuesta.

Los métodos de encuestas se dividen en ex post y ex ante en función si el análisis se refiere a una falla concreta en el servicio o a una falla hipotética.

En el primer caso, se analiza la interrupción del suministro eléctrico que haya tenido gran impacto en las actividades industriales y sociales de una comunidad (apagón o racionamiento prolongado). Esto se efectúa mediante la realización de un caso de estudio poco tiempo después del hecho, identificando y evaluando los costos directos e indirectos del corte de suministro. El método permite identificar los efectos de la interrupción analizando un caso real, y no una situación hipotética. Un ejemplo de un relevamiento ex post es el estudio de Serra y Fierro (1997).

En el segundo caso se recoge información que permita conocer la estimación de los costos de pérdida o de oportunidad incurridos por parte de distintas categorías de usuarios debido a problemas de suministro eléctrico de distinta duración, profundidad y periodicidad en el tiempo.

En este tipo de encuestas es posible proponer a los entrevistados la realización de un ejercicio de valoración contingente. Así, los usuarios son encuestados acerca del valor que le darían a la confiabilidad del sistema si hubiese un mercado para ella. Se les pide a los usuarios encuestados que indiquen su WTP por mayores niveles de confiabilidad, y su voluntad de aceptar menores niveles de confiabilidad WTA.

77

Nuestra recomendación es realizar el cálculo del CFLD y del CFCD mediante la aplicación de una encuesta incluyendo un ejercicio de valoración contingente o valoración conjunta, el cual deberá contener preguntas destinadas a determinar la disposición a pagar (DAP) por una mejora en la calidad del servicio, así como la disponibilidad a aceptar (DAA) una cierta compensación monetaria por experimentar una interrupción del servicio eléctrico de ciertas características. Esto permite asimismo evaluar la capacidad de los usuarios industriales por usar energéticos sustitutos.

Las encuestas deberán realizarse a los distintos tipos de usuarios (residenciales, comerciales e industriales) y deberán permitir conocer aspectos generales como la percepción sobre la calidad actual del servicio, las estrategias destinadas a paliar una interrupción eléctrica, los costos asociados a interrupciones de cierta duración, entre otros. Además, se sugiere incluir un módulo con preguntas de valoración contingente o valoración conjunta. El mismo deberá contener preguntas que permiten determinar la disposición a pagar (DAP) por una mejora en la calidad del servicio, así como la disponibilidad a aceptar (DAA) una compensación monetaria por experimentar una interrupción eléctrica de ciertas características.

La metodología de valoración contingente se basa en plantear una situación hipotética sobre la que se desea estimar una valoración económica por parte de los agentes, presentando a los entrevistados 2 ó 3 situaciones de interrupción eléctrica de referencia. Sobre esta base se intenta averiguar cuánto estaría dispuesto a pagar el usuario por evitar tal situación o bien qué cantidad de dinero estaría dispuesto a aceptar como compensación por haber experimentado tal circunstancia. Ambas mediciones permiten conocer de manera directa el valor monetario que el cliente asocia a tal situación. Las situaciones de referencia propuestas en las entrevistas podrían ser las siguientes:

- Situación 1: interrupciones programadas de 10 minutos a 1 hora/día (equivalentes a más de 4% de la demanda y menos del 17%) durante:

o 1 mes de duración

o 3 meses de duración

- Situación 2: interrupciones programadas de 4 horas/día o más (equivalentes a más de 17% de la demanda) durante:

o 1 mes de duración

o 3 meses de duración

En el enfoque de valoración contingente, las preguntas se pueden realizar con un enfoque abierto o con uno cerrado. Para el diseño del cuestionario se sugiere utilizar el un enfoque cerrado, el cual implica que en lugar de solicitar al cliente que determine su DAP (o DAA), se le preguntaría si estaría dispuesto a pagar (o aceptar una compensación de…) una cierta cantidad de dinero. Bajo este esquema, el entrevistado debe responder “Sí” o “No” a las distintas propuestas lo que permite obtener una aproximación a la distribución de probabilidad de la disponibilidad a pagar (o aceptar una compensación) de los clientes del servicio. Según la experiencia del Consultor, el enfoque de preguntas cerradas arroja valores menos sesgados que el enfoque abierto.

En un estudio de CF el experimento consiste en presentarle a cada individuo una situación relacionada con una interrupción o restricción eléctrica para luego consultar si está dispuesto a aceptar un descuento (o a pagar un adicional) en compensación o para

78

evitar dicha situación. Los únicos resultados posibles son aceptar (éxito) o no (fracaso) dicha “oferta”. Cuando el experimento que se propone está asociado a una valoración económica, es de esperar que la probabilidad de una respuesta afirmativa o negativa esté asociada al monto por el cual se efectúe la pregunta. En términos generales, es más probable que un individuo esté dispuesto a pagar un adicional en su factura cuando este adicional es de 1% de su factura mientras que es mucho menos probable que esté dispuesto a pagar un adicional de 10% de su factura.

Como ejemplo, se pueden plantear preguntas del siguiente tipo:

- Si existiera la posibilidad de reducir las veces que se va la luz a través de un cargo adicional a

su factura mensual, estaría dispuesto a pagar $/. z para que no se vaya la luz?

� SÍ………., continúe indagando… y un adicional de $/. z+ ? � SÍ � NO

� NO………, continúe indagando… y un adicional de $/. z− ? � SÍ � NO

donde z z− +<< , siendo z el valor de disponibilidad a pagar o aceptar inicial que se ofrece a los encuestados para determinar la valoración final, dependiendo de la estrategia de preguntas que se haya elegido.

Eligiendo un esquema secuencial de preguntas es posible estimar la máxima DAP (DAA). Con un esquema de pregunta simple, si un cliente responde que sí está dispuesto a pagar $/. z para que no se vaya la luz, esto no significa que $/. z sea su máxima DAP. Al repetir la pregunta con un segundo valor z se espera que la respuesta del individuo refleje más cercanamente su verdadera disposición a pagar o aceptar una determinada compensación.

Con los datos provenientes de la encuesta, se calcula la probabilidad de aceptación de los distintos valores de z propuestos, tomando en cuenta las respuestas y los montos en $ empleados en la segunda pregunta mencionada anteriormente. En términos teóricos, el objetivo de este procedimiento es conocer el rango de valores posibles de la DAP (DAA) así como su función de probabilidad. Esto implica que debe existir un valor para la disponibilidad a pagar tal que la probabilidad de aceptación es 1 (valor mínimo de DAP) y un valor de disponibilidad a pagar tal que esta probabilidad es igual a 0 (valor máximo de DAP). De este modo, se puede calcular la disponibilidad a pagar promedio como:

donde z representa los distintos valores de DAP (o DAA) entre el mínimo y el máximo y f(z) su función de densidad.

Desde el punto de vista práctico, los valores mínimos y máximos de DAP (o DAA) no pueden conocerse de antemano ya que su determinación depende de las respuestas de los individuos. Es posible que para el valor más chico de z considerado en la encuesta se encuentre una probabilidad de aceptación menor a 1 y del mismo modo, para el valor máximo considerado en la encuesta, la probabilidad de aceptación sea mayor a 0. Sin embargo, los valores mínimo y máximo se pueden estimar a partir de la información proveniente de la encuesta.

79

Con los datos provenientes de las encuestas es posible estimar distintas especificaciones del modelo de probabilidad en función de distintas características de los usuarios. En general se prueban distintas alternativas tomando en cuenta características relacionadas con la percepción de los usuarios con respecto a la calidad del servicio además del monto de la oferta propuesta. Se espera que tanto su disponibilidad a pagar un adicional en la factura por una mejora del servicio, como su disponibilidad a aceptar una compensación por experimentar una interrupción eléctrica se encuentren vinculados con estos aspectos de calidad.

Una vez estimada la función de probabilidad asociada a la disponibilidad a aceptar un descuento o asociada a la disponibilidad a pagar un adicional es posible determinar la disponibilidad a aceptar promedio y la disponibilidad a pagar promedio. Estos valores promedio representan una valoración económica del costo de falla a partir de la cual es posible obtener el CFLD (y también el CFCD según se consulte por cortes programados o no programados). Los montos promedios así calculados representan una valoración contingente de por tipo de interrupción o restricción. Para expresar estos montos en $/kWh el procedimiento a utilizar consiste en dividir la disponibilidad a pagar adicional y/o la disponibilidad a aceptar compensación (pesos chilenos en promedio por tipo de interrupción) por la ENS promedio asociada a cada interrupción para cada categoría de cliente.

En el Anexo 3 se presenta una descripción del modelo econométrico para estimar la DAP (o DAA).

6.1.3. DISEÑO DE LA ENCUESTA

6.1.4. DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO DE LA MUESTRA

A los efectos de la determinación del CFLD por métodos directos es necesario diseñar una encuesta a clientes residenciales, comerciales e industriales.

En primer lugar se requiere determinar el tamaño de la muestra de forma tal de representar adecuadamente a cada grupo de usuarios. Para la determinación del tamaño de la muestra es necesario disponer de información histórica, para cada grupo de usuarios (residencial, comercial, industrial) sobre el consumo promedio de energía eléctrica, la cantidad de usuarios, y la varianza del consumo del grupo. Así, en la práctica, es preciso disponer de la base de consumos de las empresas distribuidoras, tanto para determinar adecuadamente el tamaño de la muestra, como para sortear los usuarios que serán entrevistados.

Para la definición de la estrategia para el diseño de la encuesta, y considerando que en esta instancia del estudio no es posible disponer de información con el grado de desagregación necesario para llevar a cabo con precisión el tamaño de la muestra para el conjunto de usuarios del servicio eléctrico del país, se le solicitó a Chilectra y a Empresas Eléctricas A.G.26 la siguiente información, con el objeto de presentar un ejemplo de la determinación del tamaño de la muestra:

26 Asociación gremial que reúne a las compañías de distribución y transmisión eléctricas de Chile. Actualmente está integrada por los grupos Chilectra, Chilquinta Energía, CGE, Saesa, Emel y Transelec, además de otras compañías independientes, totalizando 29 empresas.

80

• A los efectos de tener información representativa de empresas de distribución de distinta densidad, se solicitaron datos de: ELECDA, CHILECTRA, CGE, FRONTEL A la fecha solamente CHILECTRA dio respuesta.

• Se solicitaron datos de los siguientes grupos: Residencial (BT), Comercial (en BT y AT) e Industrial (en BT y AT):

o Número de consumidores;

o Consumo promedio mensual (kWh / usuario)

o Varianza del consumo promedio mensual

• Se solicitó que en el caso de aquellos grupos de usuarios cuyos rangos de consumo presenten una varianza muy amplia se llevara a cabo una estratificación al interior del grupo (por niveles de consumo) de forma tal de disminuir la varianza.

En las tablas siguientes se muestra la información utilizada para el caso de Chilectra:

Tabla 14 Usuarios Residenciales, datos para determinar el tamaño muestral

Categoría Nivel de tensión

Número de usuarios

Consumo promedio

mensual [kWh]

Desv. estándar [kWh]

Coef. de variación (1)

Residencial BT 209 507 1,402,899 2.43

Fuente: Empresas Eléctricas A.G. Nota (1): el coeficiente de variación se define como la relación entre la desviación estándar y la

media

Tabla 15 Usuarios Comerciales en BT, datos para determinar el tamaño muestral

Categoría Nivel de tensión Estrato

Número de

usuarios

Consumo promedio mensual

[kWh]

Valor máximo del consumo mensual

[kWh]

Desv. estándar

[kWh]

Coef. de variació

n

Comercial BT - 105,348 320.00 1,487.00 334.00 1.04

Comercial BT 1.00 11,720 2,881.00 5,900.00 1,177.00 0.41

Comercial BT 2.00 3,353 10,070.00 20,587.00 3,655.00 0.36

Comercial BT 3.00 741 45,578.00 1,200,000.00 54,289.00 1.19

Fuente: Empresas Eléctricas A.G.

81

Tabla 16 Usuarios Comerciales en AT, datos para determinar el tamaño muestral


Número de

usuarios


[kWh]


[kWh]

Desv. estándar

[kWh]

Coef. de variació

n

Comercial AT - 1,556 24,081 108,581 26,342 1.09

Comercial AT 1.00 213 175,673 302,160 51,482 0.29

Comercial AT 2.00 78 479,210 891,763 148,799 0.31

Comercial AT 3.00 21 1,792,576 3,714,367 822,864 0.46


Tabla 17 Usuarios Industriales en BT, datos para determinar el tamaño muestral


Número de

usuarios


[kWh]


[kWh]

Desv. estándar

[kWh]

Coef. de variació

n

Comercial BT - 7,169 736.00 2,875.00 726.00 0.99

Comercial BT 1.00 1,178 4,481.00 7,127.00 1,187.00 0.26

Comercial BT 2.00 495 10,656.00 16,572.00 2,657.00 0.25

Comercial BT 3.00 171 30,887.00 278,000.00 25,597.00 0.83


Tabla 18 Usuarios Industriales en AT, datos para determinar el tamaño muestral

Categoría Nivel de tensión

Estrato

Número de

usuarios


[kWh]


[kWh]

Desv. estándar

[kWh]

Coef. de variació

n

Comercial AT - 2,449 22,839.00 134,585.00 28,668.00 1.26

Comercial AT 1.00 200 279,350.00 577,124.00 121,972.00 0.44

Comercial AT 2.00 59 930,773.00 1,763,772.00 268,719.00 0.29

Comercial AT 3.00 15 3,823,659.00 17,000,000.00 3,958,333.00 1.04


Así, para la determinación del tamaño de la muestra de las categorías comercial e industrial se recurrió a un diseño estratificado por tramos de consumo: se realizó una primera agrupación según el nivel de tensión (2 grupos: AT y BT) y una segunda estratificación por niveles de consumo (definiéndose 4 estratos en casa caso).

82

Para la selección de la muestra se recurrió a un muestreo aleatorio estratificado con asignación óptima27. Se fijó un nivel de precisión de 5% y un nivel de confianza del 95%. Esto implica un intervalo de confianza para el parámetro de interés con el nivel de confianza establecido, siendo que la amplitud del intervalo no supere el 5% del valor central.

Los cálculos para la determinación del tamaño muestral de las categorías comercial e industrial se realizaron a partir de la siguiente expresión:

Siendo:

Donde Nh representa la cantidad de clientes en el estrato h, Wh es la proporción de

clientes en cada estrato h, es la varianza de la variable considerada para el cálculo del tamaño de muestra en el estrato h (en este caso, consumo semanal promedio de energía de los clientes), d representa el nivel de precisión deseado (en términos absolutos) con respecto al parámetro que se desea estimar y z es el valor crítico de la distribución normal asociado al nivel de confianza deseado. En este caso particular, z=1.96.

En la tabla siguiente se muestran los resultados obtenidos del ejercicio referencial planteado:

Tabla 19 Tamaño de la muestra usuarios comerciales e industriales

Población y tamaño Comercial Industrial Muestral / sector BT AT BT AT

N

121,162

1,868

9,013

2,723

n ( d=0.05)

868 447 521 883

Fuente: elaboración propia Nota: N es la población, n es el tamaño de la muestra y d es el nivel de precisión deseado.

En total, se deberán encuestar 2,791 usuarios industriales y comerciales dentro del área abastecida por Chilectra si se considera un nivel de precisión de 5%. Si el nivel de

27 Según el cual en primer lugar se divide a la población de N individuos en k subpoblaciones o estratos, atendiendo a criterios que puedan ser importantes en el estudio; y en segundo lugar se realizan en cada una de estas subpoblaciones muestreos aleatorios simples (cada uno de los individuos de la subpoblación tiene la misma posibilidad de ser elegido) para la definición del tamaño muestral.

83

precisión es 10%, el tamaño de la muestra disminuiría a 680 entrevistas.

Respecto a los usuarios residenciales, dado que la información disponible no permitía una estratificación sólo es posible determinar el tamaño de la muestra realizando un muestreo aleatorio simple. En la siguiente tabla se muestran los resultados obtenidos considerando tres escenarios de nivel de precisión (5%, 10% y 15%):

Tabla 20 Tamaño de la muestra usuarios residenciales

Población y tamaño

muestral Residencial

N 1,402,899

n (d=0.05)

8,985

n (d=0.10)

2,257

n (d=0.15)

1,004

Se puede observar que el tamaño de la muestra resulta muy sensible al nivel de precisión deseado, variando entre 1,004 a 8,985 encuestas a usuarios residenciales de Chilectra dentro del rango elegido (5% - 15%). Cabe mencionar que estos resultados pueden ser mejorados estratificando la población según niveles de consumo, tal como el ejemplo presentado para el caso de los usuarios comerciales e industriales.

El diseño de la muestra abarca a todos los estratos de consumo para las distintas categorías de usuarios. Se considera que cada categoría de usuarios conforma un dominio de estudio particular para el cual se requieren estimaciones con el nivel de precisión establecido.

Uno de los dominios de estudio que deberá ser definido corresponde a los Grandes Usuarios cuyos consumos son los más grandes del sistema. Respecto a estos usuarios, se recomienda encuestarlos a nivel censal, es decir no seleccionar una muestra sino que todos ellos participen de la encuesta, garantizando la correcta representación de estos clientes en el estudio.

Desde el punto de vista geográfico, la encuesta debe tener cobertura nacional para todos los segmentos de consumo. En este sentido, el ejercicio ejemplificado en el caso anterior para el caso de Chilectra debe ser realizado para el resto de las empresas distribuidoras del país. Una alternativa, a los efectos de simplificar el proceso de análisis y relevamiento de la información, es dividir el total de empresas en cuatro grupos según los niveles de densidad (muy urbanas, urbanas, rurales y muy rurales), estimar un coeficiente de variación para cada uno de los cuatro grupos considerando información de una empresa representativa de cada grupo y utilizar dicho coeficiente para estimar el tamaño muestral del resto de las empresas pertenecientes al grupo. Con esto se evita procesar las bases de consumo de todas las empresas distribuidoras.

Por último, interesa mencionar que cuando se diseña una muestra, es importante tener bajo consideración el nivel de desagregación regional que se requiera para las

84

estimaciones en cada segmento de consumo y la metodología de indagación que se utilice.

En el caso particular de valoración contingente, hay que contar que para cada “oferta” considerada tiene que haber una submuestra de tamaño razonable, como para poder conocer su probabilidad de aceptación o rechazo. Si cada oferta considerada es expuesta a una submuestra de 10 clientes, la probabilidad de aceptación más chica que pueda identificarse será de 0.1.

En resumen, hay varios factores a considerar al momento de definir el diseño muestral. En este contexto es importante mencionar que los cálculos efectuados en este capítulo deben considerarse referenciales; de avanzar la idea de realizar una encuesta será necesario un análisis más profundo y con mayor información del tema.

6.1.5. DISEÑO DE LOS CUESTIONARIOS

En el Anexo 2 se presentan los cuestionarios para los usuarios residenciales, comerciales e industriales.

6.1.6. MÉTODO INDIRECTO - ESTIMACIÓN A TRAVÉS DE LA CURVA DE DEMANDA

Se propone la utilización de este método como cota inferior del CFLD.

Para estimar el CFLD mediante métodos indirectos se propone en primer lugar estimar el excedente del consumidor a través de la la función de demanda de energía por parte de los distintos consumidores

Para ello es preciso estimar en primer lugar la elasticidad-precio de la demanda de cada tipo de consumidor. Con base en el nivel actual de consumo de energía, los precios medios en términos reales, y una proxy del nivel de ingreso, se construye una curva de demanda para los sectores residencial, comercial e industrial y minería. Finalmente, se determina el CFLD considerando diferentes escenarios de interrupción del servicio. El CFLD se obtiene al integrar el área debajo de la curva de demanda desde la demanda no restringida hasta la demanda restringida y dividiéndola por la cantidad de energía no servida. El nivel de energía no servida hasta el 10% de corte del consumo representará un valor de la cota inferior del costo de la energía no servida para usuarios.

Los valores hallados serán representativos de los valores promedio de reducción de la cantidad demandada de un consumidor típico en condiciones de consumo normales. Si bien este costo es de corto plazo (un mes), porque es la primera reacción del consumidor a una suba de precios, en términos de su uso reglamentario corresponde a un CFLD; en efecto, con fines regulatorios la acción de corto plazo es la de un corte de capacidad imprevisto.

Para estimar la función de demanda de los distintos tipos de usuarios se propone utilizar la metodología propuesta por Benavente (2005), resumida en el capítulo 2.2.2.

Benavente define tres CF diferentes: (i) el CF marginal refleja el valor del kWh asociado a un racionamiento del consumo para una cierta profundidad, asumiendo que el racionamiento es anunciado con anticipación y que se administra en forma eficiente; (ii) el costo medio de falla representa el valor promedio de los kWh que se dejan de consumir si

85

el racionamiento es eficiente; y (iii) el costo medio por cortes, corresponde al valor promedio de los kWh que se dejan de consumir cuando el racionamiento no es eficiente.

Para estimar econométricamente la curva de demanda se pueden utilizar datos mensuales, tanto por técnicas de cointegración como modelaje espacio-tiempo (filtro de Kalman).

6.1.7. MODELO DE CORRECCIÓN DE ERRORES

Para estimar la ecuación de demanda y obtener los valores de elasticidad-precio y elasticidad-ingreso de la demanda se puede utilizar la siguiente función:

En el Anexo 4 se presenta formalmente el desarrollo del modelo econométrico para la demanda de energía.

En la ecuación el término entre llaves corresponde a la relación de largo plazo entre el consumo de energía Ct (en logaritmos), el precio real de la energía pt (en logaritmos) y alguna variable proxy del ingreso que se representa como yt (por ejemplo, el Producto Interno Bruto, también expresado en logaritmos). Los coeficientes que acompañan a las variables p e y representan las elasticidades precio e ingreso de largo plazo para el consumo de energía eléctrica.

Tal como se menciona en el citado anexo, el planteo de este modelo proviene de las características estadísticas de las variables en estudio. En este sentido se deberá comprobar que el consumo de energía, el precio de la energía y el ingreso presentan raíz unitaria y además cointegran, es decir, las variables se encuentran relacionadas en el largo plazo. Por lo tanto, la ecuación representa de manera adecuada el comportamiento de corto y largo plazo de la demanda de energía eléctrica.

6.1.8. MODELO DE AJUSTE PARCIAL

Un enfoque alternativo para describir el comportamiento de la demanda de energía se puede obtener tomando en cuenta al menos indirectamente el stock de equipamiento eléctrico por parte de los usuarios. En este sentido se puede destacar que a diferencia de la compra de bienes, los usuarios del servicio eléctrico demandan energía para la utilización de equipamientos que brindan algún servicio. Por ejemplo, se demanda energía eléctrica para el funcionamiento de equipos de aire acondicionado que ofrecen aire fresco durante un día de mucho calor. De este hecho tan cotidiano se deriva que la demanda por electricidad depende de algún modo de la demanda de equipamiento eléctrico.

Un segundo aspecto a considerar es que el equipamiento eléctrico en general es durable y además la cantidad de energía que consumen por hora suele ser fija, determinada por las características de diseño del artefacto. Estas observaciones implican que en general

86

el consumo de energía se ve alterado por cambios en los patrones de utilización del equipamiento disponible, la adquisición de equipamiento nuevo o bien el reemplazo de artefactos por otros que utilizan energía de manera distinta (por ejemplo el reemplazo de bombillos tradicionales de luz por aquellos de “bajo consumo”).

Tomando en cuenta estas consideraciones es posible plantear un modelo para la demanda de energía eléctrica tomando en cuenta explícitamente el equipamiento de los usuarios. El inconveniente con este enfoque es que la disponibilidad o calidad de información referida al stock de equipamiento suele ser poca o de mala calidad. Otra alternativa es incorporar esta información de manera indirecta, dando lugar al siguiente modelo general el cual se encuentra desarrollado en el Anexo 4.

Como resultado de la estimación de esta expresión, las elasticidades precio e ingreso de corto plazo se obtienen directamente como los coeficientes asociados a las variables ∆log(Pt) y ∆log(Yt), respectivamente. Por su parte, las elasticidades de largo plazo se obtienen de manera indirecta a partir de las elasticidades de corto plazo y la estimación de los coeficientes jθ presentes en el modelo.

6.1.9. MODELO ESPACIO-ESTADO

Otra alternativa para modelar la curva de demanda consiste en utilizar un enfoque de análisis de series de tiempo basado en modelos de espacio-estado (MSS) también llamados modelos “estructurales”. El análisis de Series de Tiempo Estructurales se basa en la descomposición de una serie en sus componentes estructurales no observables como son su nivel, su pendiente, su factor estacional (cuando corresponda) y factores irregulares. Un modelo estructural se puede pensar como un modelo de regresión en el cual las variables explicativas son funciones del tiempo y los parámetros del modelo varían temporalmente.

Los modelos estructurales se representan en la forma de espacio-estado, donde el estado de la serie se define como el conjunto mínimo de información presente y pasada, tal que el comportamiento futuro de la serie se puede describir completamente por el conocimiento del estado actual de la misma y los valores nuevos que se van observando. Este conjunto mínimo de información está formado por las diferentes componentes no observadas presentes en la serie. En el Anexo 4 se presenta una exposición más formal de estos modelos.

Una vez especificado el MSS, se utiliza el filtro de Kalman para actualizar el estado del sistema a medida que se agregan nuevas observaciones de la serie. En términos generales, se puede describir el filtro de Kalman como un procedimiento recursivo de cálculo que permite obtener un estimador óptimo del vector de estado de la serie en un momento t, basándose en la información histórica de la serie disponible hasta ese momento. El vector de estado está compuesto por las diferentes componentes no observables presentes en la serie. Para ello se utiliza el software STAMP v828.

28 Structural Time series Analyser, Modeller and Predictor. STAMP usa el filtro de Kalman y algoritmos

87

Las proyecciones del modelo se obtienen a partir de la extrapolación de las diferentes componentes de una serie. Esta extrapolación se obtiene identificando el comportamiento de las distintas componentes de la serie en el pasado para predecir su comportamiento futuro.

Para realizar este análisis es preciso identificar qué elementos componen la serie: tendencia, estacionalidad, ciclo, componente autorregresivo (este último representa la memoria de la serie con respecto a valores pasados), entre otros. Estos componentes pueden considerarse determinísticos o estocásticos, ya sea que su evolución sea constante a través del tiempo o dependa de shocks y factores aleatorios.

Por otro lado, es posible considerar que la variable bajo estudio esté afectada por los valores actuales y/o pasados de otras variables, que llamaremos explicativas. En el caso de la demanda de energía, dentro de estas variables adicionales es frecuente usar el precio y el nivel de producción de la economía.

Otra posibilidad que ofrecen de estos modelos es la posibilidad de incluir variables auxiliares para contabilizar los efectos debidos a shocks, valores atípicos y cambios estructurales (que en la metodología se denominan genéricamente como “intervenciones”) ocurridos en algún momento del período de análisis.

Los modelos de espacio-estado se estiman por método de máxima verosimilitud. Vale notar que en la metodología de espacio-estado, los errores de predicción (vt) y sus varianzas juegan un papel fundamental en la maximización de la función de verosimilitud. A diferencia de un análisis de regresión clásico, en la metodología de espacio-estado la estimación de los parámetros se logra minimizando los errores de predicción vt y sus varianzas, y no minimizando los errores observados de la regresión (et) y sus varianzas. En efecto, la maximización de la verosimilitud está basada en una parte importante en la minimización del error de predicción un paso hacia adelante. Dada una determinada estructura de modelo, el objetivo es encontrar aquellos parámetros que consideran las observaciones pasadas de forma óptima para dar la mejor predicción de la observación. Para comparar entre distintas especificaciones de modelos espacio-estado se usa generalmente el Criterio de Información de Akaike (AIC): cuanto menor es el valor de ese estadístico mejor es el ajuste del modelo.

6.1.10. MÉTODO INDIRECTO - ESTIMACIÓN A TRAVÉS DE COSTOS DE RESPALDO

Se propone la utilización de este método como cota superior del CFLD y como cota inferior para el CFCD. La misma propone la medición de la voluntad de pago a través de estimar los costos de autogeneración. En efecto, dado que los usuarios (especialmente industriales y comerciales) pueden tomar acciones preventivas instalando capacidad de respaldo (autogeneración), es posible suponer que una firma maximizadora de beneficios invertirá en equipos de respaldo hasta que la ganancia esperada del kWh marginal autogenerado sea igual a la pérdida esperada del kWh marginal que no es suministrado. Así, el costo marginal de producir su propia energía puede ser un estimador del CF. El costo de falla con este criterio puede definirse como el costo adicional por unidad de energía [kWh] incurrido por los usuarios al no disponer de energía, y tener que generarla

relacionados para ajustar los componentes no observables de los modelos de series de tiempo.

88

con equipos de respaldo.

Este método se basa en el principio de la preferencia revelada, donde el costo de una interrupción puede ser inferido a partir de las acciones tomadas por los usuarios para mitigar las pérdidas inducidas por la electricidad no suministrada, acciones tales como la inversión en potencia de reserva. Los costos de autogeneración son un buen estimador de la voluntad marginal de pago por una oferta ininterrumpida de electricidad, y resultan una buena aproximación del costo de energía no suministrada para grandes consumidores.

Para estimar los costos de respaldo es necesario realizar hipótesis respecto a las horas de interrupción por año y la tasa de descuento. Para los cálculos se requiere información sobre el costo de equipos de emergencia o autogeneradores de diversos tamaños, sus respectivos costos fijos y variables de operación y mantenimiento (incluyendo el costo de combustible determinado por el precio del combustible y el consumo específico del equipo) y sus vidas útiles.

A continuación se presenta un ejemplo simplificado de esta metodología, cuyo objetivo es determinar la cota superior del CFLD para usuarios industriales o comerciales. Se ha supuesto que los equipos de respaldo para fallas de larga duración se usan unos 500 horas/año cada diez años, lo que da un valor esperado anual de 50 horas de utilización.

Supuestos básicos:

- Inversión unitaria: 250 US$/kW

- Vida útil: 20 años

- Tasa de descuento: 12% real

- Costo fijo anual: 20 US$/kW/año

- Consumo específico: 0.25 kg/kWh

- Precio diésel: 0.8 US$/kg

- Costo variable no combustible: 0.010 US$/kWh

- Horas de operación por año: 50 horas/año

Se obtiene así un costo fijo anual de 53.5 US$/kW/año y un costo variable de 0.210 US$/kWh. El costo medio para 50 horas de utilización resulta igual a 1.28 US$/kWh. Esta valor claramente es un valor de máxima para el CFLD pues supone un número importante de horas de uso del equipo, lo que implica que no son fallas intempestivas. Para estimar un valor mínimo del CFCD, se deben suponer un número mucho menor de horas de uso al año.

6.2. METODOLOGÍAS PARA ESTIMAR EL CFCD

6.2.1. MÉTODO DIRECTO: ENCUESTAS A USUARIOS

La aplicación de encuestas también puede ser utilizado\a para estimar el CFCD. Específicamente deberán incluirse situaciones adicionales en los ejercicios de valoración contingente destinadas a determinar una valoración económica por parte de los usuarios

89

frente a cortes del suministro no previstos.

Las situaciones de referencia propuestas en las entrevistas podrían ser las siguientes:

- Situación 1: interrupciones no programadas de entre 10 minutos a hora (equivalentes a más de 4% de la demanda y menos de 17%).

- Situación 2: interrupciones no programadas de 4 horas/día o más (equivalentes más de 17% de la demanda).

6.2.2. MÉTODO INDIRECTO – SECTOR RESIDENCIAL, TEORÍA DE INTERCAMBIO TRABAJO OCIO

Para estimar el CFCD de los usuarios residenciales se propone utilizar este enfoque como complemento del método directo (encuestas).

Los hogares se enfrentan a dos tipos de consecuencias de las interrupciones: la pérdida de opciones para utilizar su tiempo de ocio; y la pérdida de bienes (por ejemplo, los alimentos de la heladera, cuando el corte es largo). Según este enfoque se asume que durante una interrupción todo el tiempo de ocio se pierde. Para estimar el valor marginal del ocio perdido se utiliza el modelo de Becker (1965). Así, se considera que los individuos no sólo obtienen utilidad del dinero y de los bienes, sino de una combinación de bienes (adquiridos con dinero) y del tiempo. La utilidad marginal del dinero decrece cuando crece la cantidad de dinero que se dispone, mientras la utilidad del tiempo libre crece con el número de horas trabajadas. Entonces, existe una cantidad óptima de tiempo para dedicar al trabajo. En el óptimo, el valor marginal del ocio es igual al ingreso horario.

Por otro lado, el modelo asume que las actividades del hogar que se ven interrumpidas ante un corte del servicio eléctrico son realizadas más tarde, restándole tiempo al ocio.

El cálculo del CFCD mediante esta metodología requiere estimar la cantidad de horas (promedio) dedicadas al trabajo, a actividades del hogar y al ocio durante un día. La misma puede ser confeccionada sobre la base de Nooij et. al. (2005) y ajustada ad-hoc según las costumbres propias de Chile, y obtener información sobre salarios medios para realizar la valorización.

La Tabla 21 presenta información estimada respecto a la cantidad de horas (promedio) dedicadas al trabajo, a actividades del hogar y al ocio durante un día. La misma fue confeccionada sobre la base de Nooij et. al. (2005) y ajustada ad-hoc según la experiencia del consultor y las costumbres propias de los países latinoamericanos.

De la misma surge que las personas que tienen trabajo disponen de unas 20 horas por semana de ocio. Se asume además, que las personas que no tienen trabajo disponen de una hora más de ocio por día (27 horas de ocio semanales). Por otro lado, según los supuestos establecidos en la tabla, los individuos gastan 17.5 por semana en actividades domésticas (2.5 horas diarias).

Considerando la remuneración por hora ordinaria (pagos recibidos por hora ordinaria, es decir, excluye cualquier pago esporádico) es igual a 5.10 US$/hora29 como el valor marginal del ocio de las personas con trabajo, y asumiendo que el valor marginal del ocio de las personas desocupadas, los estudiantes y los jubilados es igual a la mitad del valor de las personales ocupadas, se estima que los hogares crean aproximadamente unos

29 Dato del Instituto Nacional de Estadística (INE). Valor a enero de 2010.

90

US$ 116,286 millones por año30. Considerando este valor como el valor agregado por los hogares en un año, y dividiéndolo por el consumo de energía eléctrica del sector residencial (total país) del año 2009 (9.050 GWh) se obtiene como resultado un CFCD de 12.85 US$/kWh para el sector residencial, según el siguiente detalle:

Tabla 21 - Actividades diarias, en horas

Cuidado personal, total 10:30 Descansar 08:30 Limpiarse, vestirse 00:30 Comer 01:30

Cuidado de otros, total 01:10 Cuidar niños propios 01:00 Cuidar otras personas 00:10

Viajes, total 01:30 Trabajo pago, total31 04:30 Educación, total 00:30 Actividades domésticas, total 02:30

Compras 00:30 Actividades domésticas 01:00 Cocinar 00:30 Mantenimientos y mejoras del hogar 00:30

Ocio, total 02:50 Deportes 00:10 Televisión, video, radio, CD´s 00:45 Contacto social (amigos, familia) 00:45 Visitar restaurantes, bares 00:30 Leer 00:10 Caminar, andar el bicicleta, iglesia, museos, teatro 00:10 Juegos, tocar música 00:10 Nada en absoluto 00:10

Otras actividades no conocidas 00:30

30 {[(Personas sin trabajo) * salario horario * 0.5 * (horas dedicadas al ocio personas sin trabajo por semana + horas dedicadas a actividades domésticas por semana)] + [(personas con trabajo) * salario horario * (horas dedicadas al ocio personas con trabajo por semana + horas dedicadas a actividades domésticas por semana)]} * semanas por año. 31 Se estimó considerando una jornada de trabajo típica de 8 horas -según la legislación laboral vigente en Panamá- y un trabajador y medio por grupo familiar.

91

Tabla 22 - CFCD Sector Residencial (Método Trabajo-Ocio, Alternativa 1)

Población Total 2009 17,094,275 Población de 14 años y más 13,279,518 Población Ocupada 9,299,286 Salario medio horario [US$/hora] 5.10 Valor del Ocio [Mill US$] 116,286

Consumo de Energía Residencial 2009 [GWh] 9,050.00

CFCD [US$/kWh] 12.85

Fuente: elaboración propia con datos de INE

Otra alternativa para estimar el CFLD con esta metodología es considerar la demanda máxima en vez de la media, y dividir el valor del ocio, valuado a la tasa del salario horario familiar, por la energía no servida durante el corte de energía, ponderando según la hora del día en la que se produce el corte.

A tales efectos, se pueden considerar los siguientes supuestos:

• El salario medio diario percibido por los trabajadores es de 5.10 US$/hora, y se considera una jornada diaria de trabajo de 8 horas.

• Se asumieron 1.5 salarios por familia.

• El consumo mensual promedio por usuario residencial es 209 kWh (dato correspondiente a Chilectra).

• Para estimar la demanda máxima se asumió un factor de carga de 0.5.

• Se supuso que la utilidad de los usuarios se verá más afectada durante las horas de actividades domésticas y ocio, por lo que durante estas horas valorarán más la energía requerida. Atento a ello se valorizaron las horas utilizando los siguientes ponderadores:

o Horas de descanso (8.5 horas por día) = 0

o Horas de actividades domésticas y ocio (5.5 horas por día) = 1

o Resto de horas (10 horas por día) = 0.5

La tabla siguiente muestra el resultado obtenido según los supuestos mencionados para el sector residencial:

92

Tabla 23 - CFCD Sector Residencial (Método Trabajo-Ocio, Alternativa 2)

Población Total 17,094,275 Población de 14 años y más 13,279,518 Población Ocupada 9,299,286 Salario medio horario por familia [$Mx/hora] 7.65 Consumo de Energía [GWh] 9,050.00 Consumo promedio [kWh-mes/cliente] 209.00 Demanda promedio [kW-mes/cliente] 0.29 Demanda máxima [kW-mes/cliente] 0.58

CFCD, valor medio [US$/kWh] 5.76

Fuente: elaboración propia con datos de INE

Se aprecia que con estos supuestos el CFCD se acota, pasando de 13 US$/kWh a 5.8 US$/kWh.

El valor marginal del ocio puede resultar en una sobreestimación del CFCD si durante el corte de energía los individuos pueden realizar actividades que no necesitan electricidad, tales como la práctica de deportes.

Cabe mencionar que existen muchos problemas en el uso de esta metodología; por ejemplo, el uso del salario como costo de oportunidad no permite diferenciar los costos de falla en función de en qué momento sucede el corte, si hubo aviso previo, la estación del año y la frecuencia de los cortes.

En general, el CFCD estimado mediante esta metodología debe ser considerando un valor máximo.

6.2.3. MÉTODO INDIRECTO – SECTOR COMERCIO E INDUSTRIA Y MINERÍA, ESTIMACIÓN A TRAVÉS DE VALOR AGREGADO / KWH

Telson (1975) propone determinar el efecto de una interrupción temporaria en el servicio eléctrico sobre las actividades económicas (comercio e industria) considerando como límite superior del CFCD, el ratio entre el valor agregado de estos sectores y el consumo de electricidad de los mismos, considerando datos agregados del área afectada por el corte. Dicho valor constituye, no obstante, un límite superior por las siguientes razones: a) dado que se excluye al sector residencial, el ratio asume que dichos usuarios no contribuyen al producto bruto, asignándole a éstos el mismo CF que el de los sectores comercial e industrial, lo cual parece ser una sobrevaluación; b) se asume que el servicio eléctrico se verá afectado tan pronto disminuya la capacidad de generación, cuando en realidad existen alternativas (reducciones de voltaje, cortes selectivos) que no implican interrupciones totales del suministro; c) la hipótesis de que se pierde toda la producción por cada kWh no servido, implícita en la relación lineal entre el producto y el consumo, no tiene en cuenta que el corte puede representar retrasos o pérdidas parciales.

93

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El concepto de costo de falla se utiliza en la literatura internacional, en forma genérica, para definir y agrupar los costos económicos que pueden afectar a la sociedad en su conjunto cuando el suministro de electricidad no puede ser realizado conforme lo requiere la demanda. Los costos económicos de la ENS son de diversa índole, y pueden ser evaluados a través de varias formas, pero esencialmente es necesario distinguir entre su valor visto desde el lado de la oferta (la producción de energía), y su valor visto desde el lado de la demanda (el consumo de energía). Existe un nivel de calidad del servicio que minimiza los costos totales del sistema socioeconómico, conciliando las aspiraciones de los usuarios con las posibilidades y conveniencias del prestador del servicio: el nivel óptimo de confiabilidad estará en el punto de equilibrio entre el costo que se requiere para prestarla y el valor que tiene la misma para los usuarios del servicio eléctrico, o sea el costo marginal para mejorar la confiabilidad del servicio y el beneficio marginal de una mayor confiabilidad para la demanda..

No hay un valor único del CF, sino que éste depende de las características del corte del suministro (duración, programado o intempestivo, profundidad de la demanda afectada, momento del día en que ocurre, etc.) y del tipo de consumidor que éste afecta. Es posible distinguir dos componentes del costo: el directo, asociado con el impacto inmediato de la falla sobre el usuario, y el indirecto, en el cual se incluyen los costos de las decisiones de inversión que tome el usuario tendientes a disminuir los efectos de la falta del suministro.

En términos generales se observa que, dadas las múltiples dimensiones del CF, hay una gran diversidad de métodos que se pueden utilizar para su cálculo y mucha dispersión en los resultados encontrados. En buena medida, los problemas de homogenización se asocian a las carencias en asignar el CF a una dimensión definida, sin por ello dejar de reconocer que los métodos de cálculo se basan en ciertas suposiciones que hacen que los resultados que se obtienen estén afectados por las mismas.

Respecto a los métodos, para medir los costos de la energía no suministrada se distinguen dentro de la literatura económica dos variantes: i) métodos indirectos y ii) métodos directos, basados en encuestas.

Los métodos indirectos apelan a información disponible para inferir el CF. Están en general basados en estudios de índices macroeconómicos, series de demanda histórica, e información sobre costos de autogeneración.

Los métodos directos son de amplia aplicación y proporcionan información más completa de la visión de la demanda, ya que están basados en encuestas a los usuarios. Se tienen, entre ellos: (i) relevamiento ex post del impacto de una falla en el servicio; (ii) encuestas ex ante a usuarios para conocer la estimación de los costos de pérdida o de oportunidad incurridos; y (iii) encuestas ex ante a usuarios a través de ejercicio de valuación contingente o valuación conjunta, en las cuales los usuarios son encuestados acerca del valor que le darían a la confiabilidad del sistema si hubiese un mercado para ella.

La experiencia internacional muestra múltiples estudios de CF, en cuyos resultados se observa una gran dispersión, probablemente debido a las diferentes expresiones del CF que ellas reflejan. Un resumen de la experiencia internacional indica:

• Existe una gran divergencia entre los valores obtenidos, evidenciándose la sensibilidad de los resultados ante la metodología utilizada y las hipótesis de los estudios.

94

• En algunos casos, el rango obtenido de valores es muy amplio. Éste es el caso de los dos estudios relevados para Estados Unidos, y del estudio de Suecia.

• En muchos casos no queda claro de la información obtenida si los valores corresponden a cortes programados o no programados; así como si se trata de cortes que asignan prioridades para el racionamiento, o bien cortes proporcionales para todos los sectores por igual, independientemente de los costos unitarios de cada uno de ellos, por lo que debieron realizarse supuestos.

• En Chile, Benavente et. al. estimó el costo de falla para el sector residencial suponiendo que el racionamiento se anuncia con anticipación y, además, que se administra de forma tal que se dejan de consumir los kWh menos valiosos.

• Una importante conclusión que surge del análisis recientemente efectuado en Chile por Benavente et. al. (2005) es que el costo de falla es mucho menor cuando se raciona en forma eficiente (el racionamiento se anuncia con anticipación y se administra de forma tal que se dejan de consumir los kWh menos valiosos) que cuando se hace a través de cortes no previstos. Asimismo, cuando el corte es anticipado, dado que los usuarios pueden decidir qué consumos reducir, el costo de falla aumenta con la profundidad del corte, porque primero se sacrifican los usos de menor valor. Para una restricción del 1%, el costo de falla para cortes no programados es casi 6 veces mayor al costo de falla para cortes anticipados; sin embargo, si se considera una restricción de 10% esta diferencia disminuye a 2.

• Merece destacarse el estudio realizado en Suecia en el año 2005, el cual diferencia entre cortes programados y no programados. En primer lugar, se observa que para cortes de 1 hora, la diferencia entre el costo ante interrupciones no programadas es 50% superior al costo ante interrupciones programadas. Sin embargo, para cortes de 24 horas los individuos consultados demostraron ser más insensibles ante cortes programados o no programados, siendo la variación entre un costo y otro de menos del 20%. Adicionalmente, los individuos valoran muy alto un corte de 24 horas, con relación al costo para 1 hora de corte.

• El CFLD medio incluye un rango de 0.03 US$/kWh a 1.00 US$/kWh, con un valor medio de 0.267 US$/kWh. En el caso específico de los usuarios residenciales el rango va de 0.10 US$/kWh a 0.81 US$/kWh, con un valor medio de 0.35 US$/kWh. Para los usuarios industriales de 0.03 US$/kWh a 0.36 US$/kWh, con un valor medio de 0.17 US$/kWh32.

• El CFCD medio incluye dos valores: 5.20 US$/kWh y 1.90 US$/kWh, con un valor medio de 3.55 US$/kWh.

• En general, se observa que el CF de los usuarios residenciales es mayor que el de los usuarios industriales, con excepción de los estudios realizados para Estados Unidos.

• Los valores de costos de falla determinados en los distintos estudios corresponden al costo bruto para el cliente, sin descontar el valor de la energía no suministrada.

También se analizaron los valores de CF aplicados en la regulación sectorial de los distintos países.

32 Se excluyó el caso de cortes de 24 horas en Suecia.

95

Resulta interesante lo realizado por la UPME en Colombia, donde se simularon distintas opciones de administrar faltantes de oferta para suplir la demanda, según resulte posible o no asignar el racionamiento entre los distintos sectores. Ante restricciones de 1% de la demanda total, el costo total de racionar en forma indiscriminada es casi cinco veces más alto que un racionamiento realizado en función de los CF de los distintos componentes de la demanda.

En Chile, para el cálculo de los precios de energía (que determinan el ingreso de los generadores) se debe considerar como costo de falla un valor representativo de disposición a pagar por parte de los consumidores por cada kWh, en caso que el mismo no sea suministrado (Bernstein y Agurto (1992)). Los valores así obtenidos representan un CFLD para cortes programados y son luego incorporados en los modelos de cálculo de precios. El costo de falla en Chile también se utiliza para la determinación del nivel óptimo de reserva, que define el nivel de inversión y de seguridad de abastecimiento; y en el cálculo de la indemnización que los proveedores del servicio eléctrico deben cancelar a sus usuarios en caso de una restricción del suministro.

En Chile se han realizado diversos estudios para determinar el costo de falla. Jaramillo y Skoknic (1973) recurrieron a relaciones obtenidas a partir de información económica general. Concluyen que el CFLD para una restricción proporcional al consumo de cada tipo de usuario sería como máximo 1.9 US$/kWh, mientras que si la restricción se efectúa de forma selectiva, minimizando la pérdida de valor agregado para el país, el CFLD sería de 0.25 US$/kWh (considerando restricciones entre 10% y 32% de la demanda), y en dólares de 1973.

La CNE (1986) estimó el CFLD por sector de consumo. Para usuarios residenciales y comerciales dicho valor se obtuvo a partir del estudio de la demanda de electricidad, utilizando las elasticidades-precio y suponiendo curvas de demanda de elasticidad constante. Los resultados obtenidos en este estudio para dos estrategias de racionamiento y considerando un porcentaje de racionamiento esperado en el SIC menor al 4% de la energía anual, ubican el costo medio de falla entre los 0.07 y 0.14 USD/kWh (valores de 1986).

Serra y Fierro (1997) realizaron un estudio sobre el costo de falla en Chile sobre la base de una muestra tomada de las restricciones eléctricas ocurridas en el país en 1989. Los resultados mostraron que una restricción equiproporcional en un mes de 10% conlleva un costo de falla de 0.077 US$/kWh. Este valor aumenta a 0.22 US$/kWh si se considera una restricción equiproprocional de 30% en 10 meses. Y cae a 0.032 US$/kWh cuando se considera una restricción selectiva.

Finalmente, Benavente et. al. (2005) estimaron el costo de falla para el sector residencial a partir de la curva de demanda. Los resultados obtenido van desde un valor de 0.11 US$/kWh cuando se considera un racionamiento eficiente y programado de 1% de la demanda a tres meses; a 0.62 US$/kWh cuando el racionamiento no es eficiente (aunque si programado) a tres meses.

Desde el punto de vista regulatorio, los valores de CFLD actualmente vigentes en Chile son a 0.49403 US$/kWh para el SINC y de de 0.335 US$/kWh para el SING. El CFCD es igual 3.24 US$/kWh para el SIC y de de 4.86 US$/kWh para el SING.

Finalmente, en este informe, se presentan algunas propuestas para determinar el CFLD y el CFCD en el caso de Chile. El CF no es sencillo de estimar y puede incorporar una fuerte subjetividad. El contar con elementos emanados de distintas metodologías posibilita una comparación crítica de los resultados a los efectos de establecer un

96

intervalo de valores al interior de la cual se tiene certeza que se encontrará el valor más probable.

Bajo estas consideraciones, la propuesta implica el cálculo del CF en forma desagregada, teniendo en cuenta los distintos tipos de usuarios (residenciales, comerciales e industriales) y utilizando distintas metodologías de contraste.

En la tabla siguiente se muestran los distintos métodos recomendados:

Tabla 24 Métodos Propuestos

Sector Metodologías propuestas Tipo de costo que determina

Encuesta a usuarios - Valoración

contingente o valoración conjunta CFLD y CFCD

Curva de demanda CFLD - valor mínimo Residencial

Intercambio trabajo - ocio CFCD – valor máximo

Encuesta a usuarios - Valoración

contingente o valoración conjunta CFLD y CFCD

Costos de respaldo CFLD - valor máximo; CFCD –

valor mínimo Comercial

Valor agregado / kWh CFCD valor máximo

Encuesta a usuarios – Método de costeo

directo CFLD y CFCD

Costos de respaldo CFLD - valor máximo; CFCD –

valor mínimo

Industrial

(grandes

demandas)

Valor agregado / kWh CFCD– valor máximo

En lo que hace al tratamiento del costo de falla en las regulaciones chilenas, su eje está centrado en el concepto de CFLD, denominado comúnmente costo de racionamiento. El CFLD es considerado explícitamente para el dimensionamiento de las obras de generación (Plan de Obras referencial del sistema) y transmisión troncal, así como para la operación de los sistemas y la determinación de costos marginales. Por otra parte el CFLD se aplica para las compensaciones a clientes regulados cuando hay un decreto de racionamiento y también como un proxy del costo de falla (sin duda subestimado) en las

97

compensaciones a clientes de distribución, en caso de fallas en la red que excedan los límites establecidos en las normas de seguridad y calidad de servicio. Para los casos de desconexión manual de carga en el SING, las transferencias entre generadores no se valorizan al CFLD, sino que al costo variable de la última unidad despachada.

Por su parte el CFCD se aplica para el dimensionamiento óptimo de la reserva operativa de los sistemas y en el dimensionamiento óptimo de sistemas de subtransmisión.

En términos generales, se percibe que el esquema conceptual y de formalización legal y reglamentario del uso del costo de falla en nuestro país, en todas las materias indicadas y particularmente a nivel de la planificación de la generación, operación del sistema eléctrico, esquema de precios y compensaciones, es altamente sofisticado y en general coherente.

Ello sin perjuicio de algunas inconsistencias en la aplicación del costo marginal y cargos de capacidad a nivel de las transferencias spot entre generadores, cuando se dan condiciones de falla. La necesidad de consistencia entre costo de falla y cargo de capacidad podría llevar a estudiar -al menos a nivel conceptual- eventuales modificaciones del régimen de valorización de energía en el mercado spot, cuando se producen fallas de suministro en el sistema. En todo caso, no se considera oportuno plantear ninguna modificación, ni al sistema de transacciones de potencia firme y cargos de capacidad, ni al concepto de valorización al CFLD de la energía en el mercado spot, en tanto no se analice en profundidad los eventuales cambios a formular y sus consecuencias en el mercado.

98

ANEXO 1

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Ajodhia, V., Van Gemert, M., Hakvoort, R.; 2002; “Electricity outage cost valuation: a survey”; CEPSI 2002.

Anderson, R. and L. Taylor; 1986; “The social cost of unsupplied electricity. A critical review”; Energy Economics 8 (3): 139-146.

Balducci, P.J., Roop, J M., Schienbein, L.A., De Steese, J.G., Weimar, M.R.; 2002; “Electrical Power Interruption Cost Estimates for Individual Industries, Sectors, and U.S. Economy; Pacific Northwest National Laboratory”; Preparado para el U.S. Department of Energy; PNNL-13797.

Becker, G. S; 1965; “A Theory of the Allocation of Time”; Economic Journal 75: 493-517.

Benavente, J. M., A. Galetovic, R. Sanhueza, y P. Serra; 2005a, “Estimando la demanda residencial por electricidad en Chile: el consumo es sensible al precio”; Cuadernos de Economía vol. 42: 31-61 (mayo).

Beenstock, M. U., E. Goldin, and Y. Haitovsky; 1998; “Response bias in a conjoint analysis of power outages”; Energy Economics 20: 135-156.

Benavente, J. M., A. Galetovic, R. Sanhueza, y P. Serra; 2005B; “El costo de falla residencial en Chile: Una estimación usando la curva de demanda”; Revista de Análisis Económico, vol. 20, N° 2: 23-40 (diciembre).

Bernstein, S. y R. Agurto; 1992, “Use of outage cost for electricity pricing in Chile”, Energy Policy October 1992: 299-302.

CEER; 2005; “Third Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply; Council of European Energy Regulators”, Electricity Working Group, Quality of Supply Task Force.

CEIDS; 2001; “The Cost of Power Disturbances to Industrial & Digital Economy Companies”.

CNE; 1986; “Estudio del Costo de Falla en el Sistema Interconectado Central”.

Energy Research Institute; 2001; “Electricity Outage Cost Study”; Chulalongkorn University, disponible en http://www.eppo.go.th.

Eto, J.H., Hamachi Lacommare, K; 2004; “Understanding the Cost of Power Interruptions to U.S. Electricity Consumers”; Ernest Orlando Lawrence, Berkeley National Laboratory, Enviromental Energy Technologies Division; LBNL-55718.

Growtisch, C., Jamasb, T., Müller, C., Wissner, M.; 2010; “Social cost-efficient service quality - Integrating customer valuation in incentive regulation: Evidence from the case of Norway”; Energy Policy 38: 2536-2544.

Jaramillo, P., Skoknic, E,; 1973, “Costo Social de las Restricciones de Energía Eléctrica”; ENDESA

Munasinghe, M.; 1979; “The Economics of Power System Reliability and Planning”; The

99

World Bank and The John Hopkins University Press, Baltimore; ISBN 0-8018-2276-9; EEUU.

Nooij, M., M. De, Koopmans C., Bijvoet C.; 2007; “The value of supply security. The costs of power interruptions: Economic input for damage reduction and investment in networks”; Energy Economics 29: 277–295.

OFGEM; 2008; “Expectations of DNOs & Willingness to Pay for Improvements in Service”, Final Report.

OFGEM; 2009; “Electricity Distribution Quality of Service Report 2008/09, Annual Report; Ref. 162/09”.

Sanghvi, A. P.; 1982; “Economic costs of electricity supply interruptions: US and foreign experience”; Energy Economics 4 (3):180-198.

Serra, P. and G. Fierro; 1997; “Outage costs in Chilean industry”; Energy Economics 19: 417-434.

Survey Research Center; 1997; “A Survey of the Implications to California of the August 10, 1996 Western States Power Outage”; Consultant Report for the California Energy Commission. Disponible en http://www.energy.ca.gov.

SYSTEP; 2009; “Costo de falla de larga duración en el SING, Informe Final definitivo”; preparado para la Comisión Nacional de Energía (Chile).

Telson, M. L.; 1975; “The economics of alternative levels of reliability for electric power generation systems”; The Bell Journal of Economics; vol. 6, N° 2: 679-694.

Vaughan, W. J., Russell, C. S., Rodríguez, D. J. Y Darling, A. C.; 1999; “Central tendency measures of willingness to pay from referendum contingent valuation data: issues and Alternatives in project analysis”; (06/99) ENV-130; E. Inter-American Development Bank.

100

ANEXO 2

CUESTIONARIOS PARA EL RELEVAMIENTO DE ENCUESTAS

SECTOR RESIDENCIAL

La Comisión Nacional de Energía (CNE) desea conocer más acerca de los costos y molestias que experimenta su hogar cada vez que se interrumpe el servicio eléctrico. Con el objeto de ofrecer un mejor servicio le agradecemos nos permita unos minutos para la realización de esta encuesta.

NIS / NIC: Cuestionario N°:

A – Ubicación Geográfica

Fecha de realización:………… Código del ncuestador:….…………………Provincia……………………

Distrito:…………………………Corregimiento………….….…………......Barriada…………………………

Dirección………………………….…………………………….. Piso:…………Cantidad de pisos………

Nombre del Entrevistado…………………………….……status……………………..………………………

Observaciones:…………………………………………………………………………………………………..

Entrevista1:…….…………………………….…………Entrevista2…………………………………………..

B – Calidad actual del servicio

1- ¿Cuántas veces se fue la luz en los últimos 12 meses?

(No leer las opciones al entrevistado y marcar lo que responda de manera espontánea)

� Ninguna � 1 vez � 2 a 5 veces � 6 a 8 veces � Más de 8 veces � N/S o N/R

2- La última vez que se fue la luz, ¿cuanto tiempo demoró en regresar?

(No leer las opciones al entrevistado y marcar lo que responda de manera espontánea) � Menos de 10 minutos � Más de 10 minutos y 1 hora � Más de 1 hora y hasta 4 horas � Más de 4 horas y hasta 8 horas � Más de 8 horas � N/S o N/R

101

3- En ese momento, ¿cuáles fueron las molestias que experimentó su hogar?

(Leer las opciones al entrevistado y marcar todas las opciones que responda de manera afirmativa)

� Se fue el agua (se fue la bomba de agua) � Se perdieron los alimentos de la refrigeradora � No pude utilizar los ascensores � No pude utilizar el teléfono � No pude utilizar la computadora o Internet � No se pudo mirar TV � No se pudo descansar plenamente � No pude trabajar � No pude realizar tareas domésticas (lavar, cocinar, etc.) � Otro (especificar): …………………………………………………………………………

C – Hábitos de utilización del servicio

4- ¿Podría decirme qué día de la semana le afectaría menos que se vaya la luz?


� Lunes a viernes � Sábado � Domingo � Todos los días de la semana le afectan poco o nada � Todos los días de la semana le afectan mucho � N/S o N/R

5- ¿Y qué hora del día le parece menos problemática si se va la luz?

(Anotar el horario que responda de manera espontánea, utilizando el formato am/pm para indicar las horas. Si solo responde una hora, indique este valor luego de “De…” y pregunte hasta que hora)

De…………….. a ……………… � Es indiferente, ningún momento del día resulta problemático � Todos los momentos del día resultan problemáticos � N/S o N/R

6- ¿Podría indicarme cuales de los siguientes artefactos eléctricos posee su familia? Para cada uno de ellos, por favor indique la frecuencia de uso. Luego, ¿podría indicarme por orden de prioridad los 3 artefactos más importantes para su familia?

(Lea las opciones al entrevistado y marque la opción o tome nota de la respuesta, según corresponda) (Sólo para aquellos artefactos que no se utilizan diariamente indague sobre las horas de uso semanal) (No olvide marcar los 3 artefactos más importantes por orden de prioridad)

102

horas de uso Electrodoméstico Posee Diaria Semanal Prioridad

Refrigeradora �

Calentador de agua eléctrico �

Lavadora �

Plancha �

Aire acondicionado �

Abanicos �

Televisor �

Computadora �

Otros:……………………………… �

D – Capacidad de sustitución del servicio

7- ¿Su vivienda cuenta con alguna planta de emergencia en caso de que se vaya la luz?

� Sí, continúe con la siguiente pregunta � No, pasa a pregunta 10 � N/S o N/R, pasa a pregunta 10

8- ¿Esta planta de emergencia le permite satisfacer todas las necesidades eléctricas de su casa cuando se va la luz?

� Sí, pasa a pregunta 10 � No, continúe con la siguiente pregunta � N/S o N/R. Pasa a la pregunta 10

9- ¿Cuáles son las necesidades que cubre la planta de emergencia?

(Lea las opciones al entrevistado, marque todo lo que cubre)

� Luz de emergencia � Ascensores � Bomba de agua �Otro (especificar):……………………………………….…………………………………………………… � N/S o N/R

E- Nivel Aceptable de Confiabilidad

Contexto para las siguientes preguntas: El servicio de suministro de energía eléctrica, como toda estructura técnica, no es infalible. La CNE trabaja para que las empresas de electricidad hagan sus mejores esfuerzos para prevenir interrupciones del servicio pero impedirlas totalmente es casi imposible. Las siguientes preguntas procuran evaluar su percepción sobre la calidad del servicio que usted recibe actualmente. Las próximas preguntas nos ayudarán a comprender cuál considera usted que sería un servicio aceptable.

103

10- Por favor, califique de forma general la calidad del servicio que usted recibe

(Lea las opciones al entrevistado y marque la opción que corresponda)

� Excelente � Muy bueno � Bueno � Regular � Malo � N/S o N/R

11- En comparación con la calidad que tenía el mismo servicio hace 5 años, ¿cómo diría usted que está hoy?


� Mejor � Igual � Peor � N/S o N/R

12- Teniendo en cuenta la calidad del servicio que usted está recibiendo actualmente, ¿cómo califica el valor de su factura?


� Excesivo � Adecuado � Económico � N/S o N/R

13- Le mencionaré un conjunto de situaciones, por favor indique si cada una de ellas le parece aceptable o no.

(Lea las opciones al entrevistado y en cada caso marque la opción que corresponda)

aceptable no aceptable NS/NC

Situación 1: que se vaya la luz durante unos pocos minutos hasta una hora…

Una vez al día � � � Una vez a la semana � � � Una vez al mes � � � Una vez cada 3 meses � � � Una vez cada 6 meses � � � Una vez al año � � �

Situación 2: que se vaya la luz por 4 horas o más…

Una vez al día � � � Una vez a la semana � � � Una vez al mes � � � Una vez cada 3 meses � � � Una vez cada 6 meses � � � Una vez al año � � �

104

F- Valoración contingente

Situación 1

Para responder las preguntas que siguen, considere que durante 1 mes consecutivo se va la luz (con previo aviso), por un período que dura de 10 minutos a 1 hora. Además, considere que al momento de que se va la luz Ud. no sabe cuando va a regresar.

14- Suponga que cada vez que se va la luz (de 10 minutos a 1 hora) la empresa de electricidad debe compensarlo haciéndole un descuento en su factura mensual. ¿le parecería adecuado recibir un descuento de $/……..…

� SÍ………., continúe indagando… y si el descuento fuera de $/……..… � SÍ

� NO

� NO………, continúe indagando… y si el descuento fuera de $/……..… � SÍ

� NO

15- Si existiera la posibilidad de reducir las veces que se va la luz a través de un cargo adicional a su factura mensual, estaría dispuesto a pagar $/……..…para que no se vaya la luz?

� SÍ………., continúe indagando… y un adicional de $/ $/……..… � SÍ

� NO

� NO………, continúe indagando… y un adicional de $/……..… � SÍ

� NO

Situación 2

Para responder las siguientes preguntas, considere que se va la luz durante 1 mes consecutivo, con previo aviso, y la duración de la interrupción es de 4 horas o más. Nuevamente, considere que al momento que se va la luz Ud. no sabe cuando va a volver.

16- Suponga que cada vez que se va la luz (por 4 horas o más) la empresa de electricidad debe compensarlo haciéndole un descuento en su factura mensual. ¿le parecería adecuado recibir un descuento de $/……..…?

� SÍ………., continúe indagando… y si el descuento fuera de $/……..…? � SÍ

| � NO

� NO………, continúe indagando… y si el descuento fuera de $/……..…? � SÍ

� NO


� SÍ………., continúe indagando… y un adicional de $/……..…? � SÍ

� NO

� NO………, continúe indagando… y un adicional de $/……..…? � SÍ

� NO

105

Situación 3

Para responder las preguntas que siguen, considere que durante 3 meses consecutivos se va la luz (con previo aviso), por un período que dura de 10 minutos a 1 hora. Además, considere que al momento de que se va la luz Ud. no sabe cuando va a regresar.

18- Suponga que cada vez que se va la luz (de 10 minutos a 1 hora) la empresa de electricidad debe compensarlo haciéndole un descuento en su factura mensual. ¿le parecería adecuado recibir un descuento de $/……..…

� SÍ………., continúe indagando… y si el descuento fuera de $/……..… � SÍ

� NO

� NO………, continúe indagando… y si el descuento fuera de $/……..… � SÍ

� NO


� SÍ………., continúe indagando… y un adicional de $/ $/……..… � SÍ

� NO

� NO………, continúe indagando… y un adicional de $/……..… � SÍ

� NO

Situación 4

Para responder las siguientes preguntas, considere que se va la luz durante 3 meses consecutivos, con previo aviso, y la duración de la interrupción es de 4 horas o más. Nuevamente, considere que al momento que se va la luz Ud. no sabe cuando va a volver.

20- Suponga que cada vez que se va la luz (por 4 horas o más) la empresa de electricidad debe compensarlo haciéndole un descuento en su factura mensual. ¿le parecería adecuado recibir un descuento de $/……..…?

� SÍ………., continúe indagando… y si el descuento fuera de $/……..…? � SÍ

| � NO

� NO………, continúe indagando… y si el descuento fuera de $/……..…? � SÍ

� NO


� SÍ………., continúe indagando… y un adicional de $/……..…? � SÍ

� NO

� NO………, continúe indagando… y un adicional de $/……..…? � SÍ

� NO

106

G - Caracterización del hogar

22- ¿Cuántas personas viven habitualmente en este hogar?

………. Personas

� N/S o N/R

23- La vivienda que ocupa su hogar, es…?


� Propia � Alquilada � Hipoteca � Prestada � Otra situación � N/S o N/R

24- ¿Podría indicarme en que rango de valores se encuentra el Ingreso mensual de su familia?


� menos de $ 89,999 � de $ 540,000 a $ 629,999

� de $ 90,000 a $ 179,999 � de $ 630,000 a $ 719,999

� de $ 180,000 a $ 269,999 � de $ 720,000 a $ 809,999

� de $ 270,000 a $ 359,999 � más de $ 810,000

� de $ 360,000 a $ 449,999 � N/S o N/R

� de $ 450,000 a $ 539,999

FIN DE LA ENTREVISTA

107

SECTOR COMERCIAL


NIS / NIC: Cuestionario N°


Fecha de realización:….……… CódigodelEncuestador:……………………Provincia…….………………

Distrito:………………………Corregimiento………………………....Barriada……………………………...

Dirección………………………………………………………………………………………………………….

Nombre del Entrevistado………………………………………….……Cargo……………………..…………

Observaciones:…………………………………………………………………………………………………..

Entrevista 1:…….…………………………………Entrevista 2:……….………………………………………


1- ¿Cuántas interrupciones eléctricas tuvo en los últimos 12 meses?


� Ninguna

� 1 interrupción

� 2 a 5 interrupciones


� Más de 8 interrupciones

� N/S o N/R

2- ¿Podría decirme la duración aproximada de la última interrupción?


� Menos de 10 minutos

� Más de 10 minutos y hasta 1 hora

� Más de 1 hora y hasta 4 horas

� Más de 4 horas y hasta 8 horas

� Más de 8 horas

� N/S o N/R

3- En esa oportunidad, ¿podría decirme cuáles fueron las molestias que experimentó su establecimiento?

108

(Leer las opciones al entrevistado y marcar todas las opciones que responda de manera afirmativa)

� Los clientes de su negocio se sintieron incómodos y se retiraron del establecimiento

� Inseguridad, mayor posibilidad de sufrir robos

� No pudo utilizar el teléfono

� No pudo utilizar la computadora o Internet

� No pudo registrar las ventas efectuadas

� Otro (especificar): …………………………………………………………………………………………


4- ¿Cuántas horas por día funciona su establecimiento?

……… horas

5- ¿Cuántas de estas horas funciona con atención al público?

……… horas

6- ¿Podría indicarme cuál es el horario de trabajo de su establecimiento?

(Anotar el horario utilizando el formato am/pm para indicar las horas)

De………………. a ………………horas

7- ¿y cuál es el horario de atención al público?


De………………. a ………………horas

8- Si se produjera una interrupción eléctrica en el horario de trabajo, su establecimiento cierra y se paraliza la actividad?

� Sí, pasa a pregunta 10

� No, continúe con la pregunta siguiente

� N/S o N/R, pasa a pregunta 10

9- ¿Podría estimar en qué porcentaje se reducen las actividades del establecimiento?

………………….% � N/S o N/R

109

10- A continuación, le voy a solicitar que indique cual es el equipamiento eléctrico que utiliza su establecimiento, la cantidad de equipos y las horas diarias de uso.

(Lea las opciones de equipamiento al entrevistado y complete el cuadro)

Equipamiento Cantidad de equipos

Cantidad de horas de

utilización diurna

Cantidad de horas de

utilización

Cajas registradoras eléctricas

Aire acondicionado

Refrigeradoras, freezers

Computadoras

Otros:……………………………….

Otros:……………………………….

Otros:……………………………….

Otros:……………………………….

11- ¿Existe algún día de la semana en el que una interrupción eléctrica afecte menos las actividades de su establecimiento?


� Lunes a viernes

� Sábado

� Domingo

� Todos los días de la semana le afectan poco o nada

� Todos los días de la semana le afectan mucho

� N/S o N/R

12- ¿Y qué hora del día le parece menos problemática si se produce una interrupción eléctrica?


De………………….. a………………………..

� Es indiferente, ningún momento del día resulta problemático

� Todos los momentos del día resultan problemáticos

� N/S o N/R

110


13- ¿Su establecimiento cuenta con alguna planta de generación eléctrica de respaldo en caso de una interrupción eléctrica?

� Sí, continúe con la pregunta siguiente

� No, pasa a pregunta 17


14- ¿Qué capacidad de generación tiene en kW?

…………kW � N/S o N/R

15- ¿Qué tipo de combustible emplea?

………………………………….. � N/S o N/R

16- ¿Podría estimar cuál es el costo por una hora de autogeneración?

………………………..….$/kWh � N/S o N/R

17- ¿Su establecimiento cuenta con equipos UPS?




18- ¿Qué capacidad tiene en kW?

…………kW � N/S o N/R

19- ¿A qué nivel de tensión (voltaje) está conectado?

� 208 – 120V

� 240 – 120 V

� 480 – 277 V

� Otro (especificar)………………………..kV

� N/S o N/R



111

20- Por favor, si usted tuviera que calificar en sentido general la calidad del servicio eléctrico que recibe, ¿cómo lo evaluaría?


� Excelente

� Muy bueno

� Bueno

� Regular

� Malo

� N/S o N/R



� Mejor

� Igual

� Peor

� N/S o N/R



� Excesivo

� Adecuado

� Económico

� N/S o N/R

112



aceptable no aceptable NS/NC

Situación 1: Una interrupción eléctrica que dura desde unos pocos minutos hasta una hora…

Una vez al día � � �

Una vez a la semana � � �

Una vez al mes � � �

Una vez cada 3 meses � � �


Una vez al año � � �

Situación 2: Una interrupción eléctrica que dura 4 horas o más…







A continuación, le voy a proponer dos situaciones diferentes que nos permitirán entender mejor las consecuencias de una interrupción eléctrica sobre su proceso de trabajo.

Situación 1

Para responder las preguntas que siguen, considere que se produce una interrupción eléctrica durante un período de 1 mes consecutivo (con previo aviso), que dura de 10 minutos a 1 hora. Además, considere que al momento de la interrupción eléctrica Ud. no sabe cuándo se reestablece el sistema.

F1- Costos directos asociados a una interrupción eléctrica

Nos interesa conocer cuáles son los costos directos asociados a la interrupción eléctrica descripta. Por favor, para dar sus respuestas considere un día típico de actividad en su establecimiento.

24- ¿Cuál es el monto de las pérdidas debido a …..

(Lea las opciones de costos al entrevistado y complete el cuadro)

Interrupción Eléctrica NO PROGRAMADA de 10 minutos

a 1 hora de duración

a) Daños en los productos almacenados (perecederos o no)? …………………………$

b) Salarios pagados al personal que no pueden trabajar debido a una interrupción? …………………………$

c) Ventas no realizadas? …………………………$

d) Otros costos? …………………………$

e) Total de costos …………………………$

113

G1- Valoración contingente

25- Suponga que cada vez que se produce una interrupción eléctrica (de 10 minutos a 1 hora) la empresa de electricidad debe compensarlo haciéndole un descuento en su factura mensual. ¿le parecería adecuado recibir un descuento de $/…………?

� SÍ………., continúe indagando… y si el descuento fuera de $/…………? � SÍ

� NO

� NO………, continúe indagando… y si el descuento fuera de $/…………? � SÍ

� NO

26- Si existiera la posibilidad de reducir el número de interrupciones a través de un cargo adicional a su factura mensual, estaría dispuesto a pagar $/. x para no tener estas interrupciones?

� SÍ………., continúe indagando… y un adicional de $/…………? � SÍ

� NO

� NO………, continúe indagando… y un adicional de $/…………? � SÍ

� NO

Situación 2

Para responder las siguientes preguntas, considere que se produce una interrupción eléctrica programada (con previo aviso) durante 1 mes consecutivo, cuya duración es de 4 horas o más. Nuevamente, considere que al momento de la interrupción eléctrica Ud. no sabe cuándo se reestablece el sistema eléctrico.



27- Cuál es el monto de las pérdidas debido a …..


Interrupción eléctrica NO PROGRAMADA de 4 horas o

más de duración

a) Daños en los productos almacenados (perecederos o no)?

…………………………$

b) Salarios pagados al personal que no pueden trabajar debido a una interrupción? …………………………$

c) Ventas no realizadas? …………………………$

d) Otros costos? …………………………$

e) Total de costos …………………………$


114

28- Suponga que cada vez que se produce una interrupción eléctrica (4 horas o más) la empresa de electricidad debe compensarlo haciéndole un descuento en su factura mensual. ¿le parecería adecuado recibir un descuento de $/…………?


� NO


� NO

29- Si existiera la posibilidad de reducir el número de interrupciones a través de un cargo adicional a su factura mensual, estaría dispuesto a pagar $/………… para no tener estas interrupciones?


� NO


� NO

Situación 3

Para responder las preguntas que siguen, considere que se produce una interrupción eléctrica durante un período de 3 meses consecutivos (con previo aviso), que dura de 10 minutos a 1 hora. Además, considere que al momento de la interrupción eléctrica Ud. no sabe cuándo se reestablece el sistema.





Interrupción eléctrica NO PROGRAMADA de 10 minutos


f) Daños en los productos almacenados (perecederos o no)?

…………………………$

g) Salarios pagados al personal que no pueden trabajar debido a una interrupción? …………………………$

h) Ventas no realizadas? …………………………$

i) Otros costos? …………………………$

j) Total de costos …………………………$


115

31- Suponga que cada vez que se produce una interrupción eléctrica (10 minutos a 1 hora) la empresa de electricidad debe compensarlo haciéndole un descuento en su factura mensual. ¿le parecería adecuado recibir un descuento de $/…………?


� NO


� NO



� NO


� NO

Situación 4

Para responder las preguntas que siguen, considere que se produce una interrupción eléctrica durante un período de 3 meses consecutivos (con previo aviso), cuya duración es de 4 horas o más. Además, considere que al momento de la interrupción eléctrica Ud. no sabe cuándo se reestablece el sistema.





Interrupción eléctrica NO PROGRAMADA de 4 horas o

más de duración

k) Daños en los productos almacenados (perecederos o no)?

…………………………$

l) Salarios pagados al personal que no pueden trabajar debido a una interrupción? …………………………$

m) Ventas no realizadas? …………………………$

n) Otros costos? …………………………$

o) Total de costos …………………………$


116



� NO


♦ � NO



� NO


� NO

H - Caracterización del establecimiento

36- Cuál es la actividad principal de su establecimiento?

…………………………………….….……………………………………………………………………………

37- Cuál es el tamaño aproximado (en metros cuadrados) de su establecimiento?

………………………… metros cuadrados

� N/S o N/R

38- Cuántos empleados trabajan en su establecimiento?

………….……. Personas

� N/S o N/R

39- Podría indicarme en qué intervalo se encuentran los ingresos anuales de su establecimiento?


� Menos de $ 26,999,999 � entre $ 135,000,000 a $ 161,999,999

� Entre $ 27,000,000 a $ 53,999,999 � entre $ 162,000,000 a $ 188,999,999

� Entre 54,000,000 y $ 80,999,999 � entre $ 189,000,000 a $ 215,999,999

� Entre $ 81,000,000 a $ 107,999,999 � entre $ 216.000.000 y $ 242,999,999

117

� Entre $ 108,000,000 a $ 134,999,999 � Más de $ 243.000.000

� N/S o N/R

40- Aproximadamente, ¿qué porcentaje del presupuesto del establecimiento se gasta en el suministro de energía?

………….………. %

� N/S o N/R


118

SECTOR INDUSTRIAL


NIS / NIC: Cuestionario N°


Fecha de realización:………… Código delencuestador:……………………Provincia…….………………

Distrito:………………………Corregimiento………………………....Barriada……………………………...

Dirección………………………………………………………………………………………………………….

Nombre del Entrevistado……………………………….……Cargo……………………..……………………

Observaciones:…………………………………………………………………………………………………..

Entrevista 1:…….…………………………….…………Entrevista 2:……….…………………………………


1- ¿Cuántas interrupciones eléctricas tuvo en los últimos 12 meses?


� Ninguno

� 1 interrupción



� Más de 8 interrupciones

� N/S o N/R

2- ¿Podría decirme la duración aproximada de la última interrupción eléctrica?


� Menos de 10 minutos

� Más de 10 minutos y hasta 1 hora

� Más de 1 hora y hasta 4 horas

� Más de 4 horas y hasta 8 horas

� Más de 8 horas

� N/S o N/R

3- En esa oportunidad, ¿podría decirme cuáles fueron las molestias que experimentó su establecimiento?

(Leer las opciones al entrevistado y marcar todas las opciones que responda de manera

119

afirmativa)

� Reprogramación forzada de tareas

� Inseguridad

� Mayor posibilidad de sufrir accidentes de trabajo

� Imposibilidad de cumplir compromisos con clientes

� Otro (especificar): …………………………………………………………………………………...…………


4- ¿Cuántas horas por día funciona su establecimiento?

……… horas

5- ¿Podría indicarme el horario de los distintos turnos de trabajo?


Turno 1: De………………. a………………horas



6- A continuación, le voy a solicitar que indique cuál es el equipamiento eléctrico que utiliza su establecimiento, la cantidad de equipos y las horas diarias de uso.

(Anote el equipamiento más importante que mencione el entrevistado y complete el cuadro)

Cantidad de horas de uso por turno Equipamiento Cantidad de

equipos Turno 1 Turno 2 Turno 3

120

7- ¿Existe algún día de la semana en el que una interrupción eléctrica afecte menos las actividades de su establecimiento?


� Lunes a viernes

� Sábado

� Domingo

� Todos los días de la semana le afectan poco o nada

� Todos los días de la semana le afectan mucho

� N/S o N/R

8- ¿Y qué hora del día le parece menos problemática si se produce una interrupción eléctrica?


De …………………… a …………………….

� Es indiferente, ningún momento del día resulta problemático

� Todos los momentos del día resultan problemáticos

� N/S o N/R


9- ¿Su establecimiento cuenta con alguna planta de generación eléctrica de respaldo en caso de una interrupción eléctrica?

� Sí, continúe en la pregunta siguiente



10- ¿Qué capacidad de generación tiene en kW?

…………kW � N/S o N/R

11- ¿Qué tipo de combustible emplea?

……. ……………………….. � N/S o N/R

12- ¿Podría estimar cuál es el costo por una hora de autogeneración?

…………………….$/kWh � N/S o N/R

13- ¿Este establecimiento cuenta con equipos UPS?

121




14- ¿Qué capacidad tiene en kW?

…………kW � N/S o N/R

15- ¿A qué nivel de tensión (voltaje) está conectado?

� 208 – 120V

� 240 – 120 V

� 480 – 277 V

� Otro (especificar):………………………..kV

� N/S o N/R.



16- Por favor, si usted tuviera que calificar en sentido general la calidad del servicio eléctrico que recibe, ¿cómo lo evaluaría?


� Excelente

� Muy bueno

� Bueno

� Regular

� Malo

� N/S o N/R



122

� Mejor

� Igual

� Peor

� N/S o N/R



� Excesivo

� Adecuado

� Económico

� N/S o N/R

123



| aceptable no aceptable NS/NC

Situación 1: Una interrupción eléctrica que dura desde unos pocos minutos hasta una hora…







Situación 2: Una interrupción eléctrica que dura 4 horas o más…







A continuación, le voy a proponer dos situaciones diferentes que nos permitirán entender mejor las consecuencias de una interrupción eléctrica sobre su proceso productivo

Situación 1

Para responder las preguntas que siguen, considere que se produce una interrupción eléctrica durante un período de 1 mes consecutivo, con previo aviso, que dura de 10 minutos a 1 hora. Además, considere que al momento de la interrupción eléctrica Ud. no sabe cuándo se reestablece el servicio eléctrico.


20- ¿Habitualmente, la producción de su empresa bajaría o se paralizarían debido a una interrupción eléctrica de estas características?




21- ¿En qué porcentaje disminuye la producción del establecimiento?

124

……………..%

� N/S o N/R

22- ¿Durante cuánto tiempo se verían afectadas las actividades de su establecimiento hasta volver a operar normalmente?

(La respuesta a esta pregunta puede superar la duración de la interrupción eléctrica)

…………….horas

� N/S o N/R

A continuación nos interesa conocer cuáles son los costos directos asociados a la interrupción eléctrica descripta. Por favor, para dar sus respuestas considere un día típico de actividad en su establecimiento.





a) Daños en la materia prima desperdiciada por la interrupción del proceso?

…………………………$

b) Daños a equipos? …………………………$

c) Salarios pagados al personal que no pueden trabajar debido a una interrupción eléctrica?

…………………………$

d) Costos laborales por sobretiempo pagado a los trabajadores …………………………$

e) Costos de recuperación de la producción(*) …………………………$

f) Ventas no realizadas? …………………………$

g) Otros costos? …………………………$

h) Total de costos …………………………$

(*) costos incurridos para llevar la planta o local a un nivel de operación normal desde que se restablece el suministro eléctrico hasta que se restablece la producción o actividad del establecimiento.




� NO


� NO

25- Si existiera la posibilidad de reducir el número de interrupciones a través de un cargo adicional a su factura mensual, ¿estaría dispuesto a pagar $/. … para no tener un interrupción?

125


� NO


� NO

Situación 2

Para responder las siguientes preguntas, considere que se produce una interrupción eléctrica no programada (con previo aviso), durante un período consecutivo de 1 mes, cuya duración es de 4 horas o más. Nuevamente, considere que al momento de la interrupción eléctrica Ud. no sabe cuándo se reestablecerá el servicio eléctrico.

F2- Costos directos asociados a una interrupción de suministro eléctrico

26- Habitualmente, la producción de su empresa bajaría o se paralizarían debido a una interrupción eléctrica de estas características?





……………..%

� N/S o N/R




� N/S o N/R


126



Interrupción Eléctrica NO PROGRAMADA de 4 horas o

más de duración

a) Daños en la materia prima desperdiciada por la interrupción del proceso?

…………………………$

b) Daños a equipos? …………………………$

c) Salarios pagados al personal que no pueden trabajar debido a una interrupción eléctrica? …………………………$

d) Costos laborales por sobretiempo pagado a los trabajadores …………………………$

e) Costos de recuperación de la producción(*) …………………………$

f) Ventas no realizadas? …………………………$

g) Otros costos? …………………………$

h) Total de costos …………………………$





� NO


� NO

31- Si existiera la posibilidad de reducir el número de interrupciones a través de un cargo adicional a su factura mensual, ¿estaría dispuesto a pagar $/………… para no tener un interrupción?


� NO


� NO

127

Situación 3

Para responder las preguntas que siguen, considere que se produce una interrupción eléctrica durante un período de 3 meses consecutivos, con previo aviso, que dura de 10 minutos a 1 hora. Además, considere que al momento de la interrupción eléctrica Ud. no sabe cuándo se reestablece el servicio eléctrico.


32- ¿Habitualmente, la producción de su empresa bajaría o se paralizarían debido a una interrupción eléctrica de estas características?





……………..%

� N/S o N/R




� N/S o N/R

128






i) Daños en la materia prima desperdiciada por la interrupción del proceso?

…………………………$

j) Daños a equipos? …………………………$

k) Salarios pagados al personal que no pueden trabajar debido a una interrupción eléctrica?

…………………………$

l) Costos laborales por sobretiempo pagado a los trabajadores …………………………$

m) Costos de recuperación de la producción(*) …………………………$

n) Ventas no realizadas? …………………………$

o) Otros costos? …………………………$

p) Total de costos …………………………$





� NO


� NO

37- Si existiera la posibilidad de reducir el número de interrupciones a través de un cargo adicional a su factura mensual, ¿estaría dispuesto a pagar $/. … para no tener un interrupción?


� NO


� NO

129

Situación 4

Para responder las siguientes preguntas, considere que se produce una interrupción eléctrica no programada (con previo aviso), durante un período de tres meses consecutivos, cuya duración es de 4 horas o más. Nuevamente, considere que al momento de la interrupción eléctrica Ud. no sabe cuándo se reestablecerá el servicio eléctrico.

F2- Costos directos asociados a una interrupción de suministro eléctrico

38- Habitualmente, la producción de su empresa bajaría o se paralizarían debido a una interrupción eléctrica de estas características?





……………..%

� N/S o N/R




� N/S o N/R




Interrupción Eléctrica NO PROGRAMADA de 4 horas o

más de duración

i) Daños en la materia prima desperdiciada por la interrupción del proceso?

…………………………$

j) Daños a equipos? …………………………$

k) Salarios pagados al personal que no pueden trabajar debido a una interrupción eléctrica? …………………………$

l) Costos laborales por sobretiempo pagado a los trabajadores …………………………$

m) Costos de recuperación de la producción(*) …………………………$

n) Ventas no realizadas? …………………………$

o) Otros costos? …………………………$

p) Total de costos …………………………$


130




� NO


� NO

43- Si existiera la posibilidad de reducir el número de interrupciones a través de un cargo adicional a su factura mensual, ¿estaría dispuesto a pagar $/………… para no tener un interrupción?


� NO


H - Caracterización del establecimiento

44- Cuál es la actividad principal de su establecimiento?

………………………………………………..……………………………………………………………………

45- Cuál es el tamaño aproximado (en metros cuadrados) de su establecimiento?

……..……… metros cuadrados

� N/S o N/R

46- Cuántos empleados trabajan en su establecimiento?

………. Personas

� N/S o N/R

47- Podría indicarme en que intervalo se encuentra el valor de la producción anual de su establecimiento?


� Menos de $ 26,999,999 � entre $ 135,000,000 a $ 161,999,999

� Entre $ 27,000,000 a $ 53,999,999 � entre $ 162,000,000 a $ 188,999,999

� Entre 54,000,000 y $ 80,999,999 � entre $ 189,000,000 a $ 215,999,999

� Entre $ 81,000,000 a $ 107,999,999 � entre $ 216.000.000 y $ 242,999,999

� Entre $ 108,000,000 a $ 134,999,999 � Más de $ 243.000.000

� N/S o N/R

131

48- Aproximadamente, que porcentaje del presupuesto del establecimiento se gasta en el suministro de energía?

………. %

� N/S o N/R



ANEXO 3

MODELO ECONOMÉTRICO PARA ESTIMAR LA DAP (o DAA)

A continuación se describe el modelo teórico que representa el proceso de decisión de un individuo cuando debe optar por aceptar o no una propuesta hipotética mediante la metodología de valoración contingente. En este estudio el ejercicio consiste en ofrecer la posibilidad de pagar un adicional en la factura mensual del servicio eléctrico a cambio de una mejora en el servicio (evitar interrupciones en el servicio de energía eléctrica) o bien se ofrece una compensación a cambio de experimentar una interrupción en el servicio. A partir de este desarrollo teórico es posible estimar la probabilidad de que los clientes acepten la propuesta realizada en función de los datos de la encuesta. Luego, es posible determinar la disponibilidad media a pagar un adicional y la disponibilidad media a aceptar una compensación, lo que permite arribar a una estimación del CF para cada segmento de consumo.

Siguiendo el desarrollo planteado en Vaughan et. al. (1999), consideremos un individuo que debe decidir responder Sí o No a la pregunta de valoración contingente: ¿aceptaría una mejora en la calidad del servicio eléctrico desde un nivel de calidad 0q a un nivel 1q

si esto implica un pago adicional de $/. z ?

Para modelar el mecanismo de decisión del usuario, se define la función de utilidad indirecta que expresaremos como ( , , )u Y X q donde X es un vector de características

individuales del usuario, Y es el ingreso del individuo y q el nivel de calidad del servicio eléctrico, donde se omite el vector de precios dado que éstos se asumen constantes.

El individuo responderá “Sí” a la pregunta de valoración contingente planteada si se verifica que el nivel de utilidad asociado al nuevo nivel de calidad del servicio y por el que paga $/. z adicionales es mayor o igual al nivel de utilidad alcanzado en la situación original (donde su nivel de calidad es 0q y no paga adicionales en su factura). Esto

puede expresarse estableciendo que el individuo responderá afirmativamente si − − ≥1 0( , , ) ( , , ) 0u Y z q X u Y q X y responderá “No” en el caso contrario33.

Sea (.)h el componente de utilidad observable34, expresado como X β , donde X

representa un vector de variables explicativas asociadas al problema y β es un vector de parámetros que representan el efecto de cada una de las variables en X. Para representar la decisión del individuo se define una variable dummy o binaria W que toma

33 Esto último ocurre cuando el nivel de utilidad alcanzado por el individuo que accede a un nivel de calidad del servicio q1 (mayor que q0) pero que paga un adicional en su factura de B/. z es menor al nivel de utilidad de la situación original (donde la calidad del servicio es menor) y por lo tanto decide no aceptar la propuesta. 34 Donde h(.) indica de manera abreviada que la función h depende de varios argumentos.

133

los valores 0 ó 1 de la siguiente manera:

1 si el individuo responde SÍ a la pregunta de valoración contingente

0 en caso contrarioW

=

La probabilidad de una respuesta afirmativa es equivalente a calcular la probabilidad de que la variable W sea igual a 1 y viene dada por:

1 01 1 0( 1) [ ( , , ) ( , , ) ]P W P P h Y z q X h Y q Xε ε= = = − + > +

Mientras que la probabilidad de una respuesta negativa se obtiene como complemento:

0 1( 0) 1P W P P= = = −

Los términos iε con =( 0 ó 1)i son variables aleatorias independientes e igualmente distribuidas con media igual a 0 y el término de error representa influencias sobre la utilidad no observadas por el analista o simplemente error aleatorio en el proceso de elección mismo.

Asumiendo que la diferencia en los errores se comporta como una distribución Logística, la probabilidad de una respuesta “Sí” se puede expresar a partir de un modelo de probabilidad como el siguiente:

( ) 1Prob " "1

α β ς

α β ς

+ +

+ += =

+

z X

z X

eresponder SÍ P

e

mientras que la probabilidad de obtener por respuesta “NO” es:

( ) 0

1Prob " "

1 α β ς+ += =

+ z Xresponder NO P

e

Estas probabilidades de aceptar o no la propuesta realizada en la pregunta de valoración contingente se especifica usualmente como función del cargo adicional en la tarifa $/. z propuesto (o bien la compensación ofrecida) y un conjunto de variables socioeconómicas o de calidad del servicio, que llamaremos genéricamente como X y que no incluye el ingreso. Esta especificación básica impone el supuesto de utilidad marginal del ingreso constante que simplifica el cálculo del valor esperado de la DAP.

Para el nivel de calidad 1q se define la DAP como la cantidad de dinero que pagaría el

individuo para disfrutar de un nivel de calidad 1q que lo dejaría indiferente con respecto

al nivel de calidad e ingresos originales ( 0q e Y respectivamente).

De este modo, la DAP representa el pago por un incremento en la calidad del servicio que deja al individuo sobre la misma curva de indiferencia:

1 0( , ) ( , )u Y DAP q u Y q− =

Dado que el término de error iε es aleatorio, también lo es la DAP. Luego, la probabilidad

de responder “Sí” a la pregunta planteada al principio es equivalente a la probabilidad de que la disponibilidad a pagar del individuo sea mayor o igual a z . Del mismo modo, la probabilidad de responder “No” es equivalente a la probabilidad de que la disponibilidad a pagar sea inferior a $/. z . Estas probabilidades de responder de forma afirmativa o

134

negativa determinan la función de distribución acumulada de la disponibilidad a pagar, que puede simbolizarse como ( )F DAP :

1

0

[ ]1( )

1[ ]

1

z X

z X

z X

eP P z DAP

eF DAP

P P z DAPe

α β ς

α β ς

α β ς

+ +

+ +

+ +

= ≤ = +=

= > = +

A partir de la estimación de los parámetros α, β y ζ de esta función de probabilidad es posible calcular la disponibilidad a pagar media de los usuarios, que nos permitirá calcular el CF por métodos directos. El parámetro α es simplemente una constante del modelo, β está asociado al valor en $ propuesto como pago adicional o compensación por una interrupción eléctrica mientas que ζ está asociado al efecto de otras variables sobre la probabilidad de aceptar la propuesta contingente.

Desde el punto de vista econométrico, la estimación de un modelo de probabilidad asociado a la aceptación de cada uno de los valores $/. z propuestos en las preguntas de valoración contingente se realizará a partir de los denominados modelos logit o probit. La diferencia entre ambos radica en el supuesto realizado acerca de la distribución de los errores iε mencionados anteriormente. Si se asume que estos términos tienen distribución logística, se estima un modelo de probabilidad de tipo logit. En cambio, si se asume que la distribución de los errores es normal, el modelo de probabilidad se denomina probit. Ambos modelos son muy frecuentes en la práctica. Una de las ventajas principales de la estimación de los modelos Logit o Probit es que las probabilidades estimadas siempre están acotadas entre 0 y 1, lo cual es consistente con la definición teórica de una medida de probabilidad.

Estos modelos son útiles cuando se desea estimar la probabilidad de éxito o fracaso asociado a experimentos que sólo admiten estos únicos resultados posibles. En este estudio el experimento consiste en presentarle a cada individuo una situación relacionada con una interrupción eléctrica para luego consultar si está dispuesto a aceptar un descuento (o a pagar un adicional) en compensación o para evitar dicha situación. Los únicos resultados posibles son aceptar (éxito) o no (fracaso) dicha “oferta”. Cuando el experimento que se propone está asociado a una valoración económica como en este caso, es de esperar que la probabilidad de una respuesta afirmativa o negativa esté asociada al monto por el cual se efectúe la pregunta. En términos generales, es más probable que un individuo esté dispuesto a pagar un adicional en su factura cuando este adicional es de $ 1 mientras que es mucho menos probable que esté dispuesto a pagar un adicional de $ 1000.

Con los datos provenientes de las encuestas se estiman distintas especificaciones del modelo de probabilidad en función de distintas características de los usuarios. Se prueban distintas alternativas tomando en cuenta características relacionadas con la percepción de los usuarios con respecto a la calidad del servicio además del monto de la oferta propuesta. Se espera que tanto su disponibilidad a pagar un adicional en la factura por una mejora del servicio, como su disponibilidad a aceptar una compensación por experimentar una interrupción eléctrica se encuentren vinculados con estos aspectos de calidad.

Una vez estimada la función de probabilidad asociada a la disponibilidad a aceptar un descuento o asociada a la disponibilidad a pagar un adicional es posible determinar la

135

disponibilidad a aceptar promedio y la disponibilidad a pagar promedio. Estos valores promedio representarán una valoración económica del costo de falla.

Siguiendo los lineamientos de Vaughan et. al. (1999) es posible determinar la disponibilidad a aceptar promedio como cociente entre los coeficientes α, β y ζ que se observan en las expresiones de probabilidad que determinan la función de probabilidad de la DAP. Las expresiones utilizadas para su cálculo se presentan a continuación:

Tabla 25 ANEXO 3 - Fórmulas de cálculo para la DAP / DAA promedio de la muestra

Medida de tendencia central Fórmula de cálculo35

Media, mediana c/β

Media truncada* 0 < DAP < ∞ ln(1+exp©)/ β

* Media truncada: solo se promedian los valores positivos de DAP/DAA

Los montos promedios así calculados representan una valoración contingente del CF por tipo de interrupción. Para expresar estos montos en $/kWh se divide la disponibilidad a pagar adicional y/o la disponibilidad a aceptar compensación ($ promedio por tipo de interrupción) por la ENS promedio asociada a cada interrupción para cada categoría de cliente:

( ) =

Disponibilidad a pagar o aceptar promedioCENS

ENS

La ENS considerada para el cálculo anterior correspondiente a cada segmento de consumo es la misma que se utiliza para determinar los valores $/. z que se utilizaron para realizar las preguntas de valoración contingente. Los valores de z se definen a partir de un ejercicio de valorización de la Energía No Suministrada en relación a la tarifa vigente:

CENS K tarifa ENS= × ×

Donde K representa un factor de proporcionalidad entre la tarifa vigente y el costo de la energía no suministrada, tarifa es el valor del kWh vigente y ENS representa la energía no suministrada. Esta última se obtiene como producto de la demanda promedio de potencia multiplicada por el tiempo medio de interrupción (al mes) por tipo de cliente.

35 Donde c representa el término Xα ς+ evaluando las variables explicativas continuas en X utilizando el

promedio o mediana de la muestra, o bien considerando Xi=1 si se trata de variables dummies.

136

ANEXO 4

MODELOS ECONOMÉTRICOS USADOS PARA

LA DEMANDA DE ENERGÍA

1) MODELO DE CORRECCIÓN DE ERRORES

Para plantear el modelo econométrico para la demanda de energía se considera el consumo mensual de energía ( tC , en kWh) en función del precio promedio de la energía

( tP ) y alguna variable proxy del ingreso ( tY ).

En primer lugar, se asume que el consumo se puede expresar como:

1log( ) log( )t t c tC C g e−− = +

donde cg representa la tasa de crecimiento promedio del consumo de energía y te es un

término estacionario de error aleatorio con media igual a 0.

De manera similar, el precio de la energía se representa de acuerdo a la siguiente ecuación:

1log( ) log( )t t P tP P g u−− = +

donde Pg representa la tasa de crecimiento promedio del precio de la energía y tu es un

término estacionario de error aleatorio con media igual a 0.

Por último, el modelo que representa el comportamiento del ingreso es similar a los ya planteados:

1log( ) log( )t t Y tY Y g v−− = +

donde Yg representa la tasa de crecimiento promedio del ingreso y tv es un término

estacionario de error aleatorio con media igual a 0.

En los tres casos la especificación logarítmica permite interpretar a los términos g como tasas de crecimiento (variación) promedio.

El modelo que se plantea para representar la evolución de demanda de energía en el equilibrio es

t t tC K P Yα β= (1)

donde el término K representa una constante y eventualmente puede incluir términos de estacionalidad. En efecto, si se cuenta con datos mensuales de consumo es factible detectar un comportamiento estacional que deba ser adecuadamente captado en el modelo de demanda. En general, las fluctuaciones estacionales del consumo de energía están asociadas a las estaciones del año o la temperatura.

137

Expresando la ecuación (1) en logaritmos, la ecuación que representa la relación de largo plazo entre el consumo de energía, el precio e ingreso es la siguiente:

log( ) log( ) log( )t t t tC k P Yα β ω= + + + (2)

Donde k , α y β son los parámetros del modelo y tω representa un término

estacionario de error aleatorio con media igual a 0 dado que la relación entre las variables no es exacta sino que está afectada por shocks aleatorios.

Nuevamente la especificación logarítmica permite una interpretación interesante de los parámetros del modelo. En efecto, los parámetros α y β representan las elasticidades precio e ingreso de largo plazo respectivamente.

En esta especificación, para que el error aleatorio tω sea estacionario, la relación entre el

consumo de energía, precio e ingreso debe ser tal que aunque las series presenten raíz unitaria (es decir tengan tendencia estocástica), en el largo plazo tiendan a “moverse” juntas. Este concepto intuitivo se puede formalizar en términos econométricos bajo la noción de cointegración.

Fuera del equilibrio, no se conoce la estructura precisa de ajuste, de manera tal que se plantea una especificación general con r rezagos de las variables que capturan los ajustes de corto plazo entre las variables. A los efectos de facilitar la notación, se utilizarán letras minúsculas para indicar que las variables han sido transformadas tomando logaritmo natural (por ejemplo, log( )t tc C= y de manera similar para las

restantes variables):

1 0 0

r r r

t j t j j t j j t j tj j jc k c p yµ δ λ γ ε− − −= = =

= + + + + +∑ ∑ ∑ (3)

Donde µ , k , jδ , jλ y jγ son los parámetros del modelo y tε es un término de error

aleatorio estacionario. En esta especificación general, algunos de los parámetros del modelo admiten una interpretación en términos de elasticidad de corto plazo. En particular, 0λ representa la elasticidad-precio del consumo de corto plazo así como 0γ

representa la elasticidad-ingreso del consumo de corto plazo. En ambos casos, esta elasticidad de corto plazo representa el cambio porcentual en el consumo de energía debido a un cambio en las variables explicativas (precio, ingreso) en el mismo período.

Con un poco de desarrollo algebraico es posible reescribir la ecuación (3) de la siguiente manera:

1 1* *1 1 0

1 *

0

r r

t t j t j t j t j tj j

r

j t j tj

c k c c p p y

y

µ δ δ λ λ γ

γ ε

− −

− − −= =

−

−=

= + + + ∆ + + ∆ +

+ ∆ +

∑ ∑

∑ (4)

donde

*

1 1

*

1 0

*

1 0

1, 2 ,..., 1

1, 2 ,..., 1

1, 2 ,..., 1

para

para

para

r r

j k kk j k

r r

j k kk j k

r r

j k kk j k

j r

j r

j r

δ δ δ δ

λ λ λ λ

γ γ γ γ

= + =

= + =

= + =

= − = − =

= − = − =

= − = − =

∑ ∑

∑ ∑

∑ ∑

138

Y en términos generales, el símbolo ∆ indica primeras diferencias (es decir,

1t t tc c c −∆ = − ).

A partir de la ecuación (4) se puede destacar que en un sistema estable36 el multiplicador total con respecto al precio es igual a /(1 )λ δ− mientras que el multiplicador total con

respecto al ingreso es igual a /(1 )γ δ− . El multiplicador total representa el cambio en el nivel del sendero promedio del consumo de energía debido a un cambio en el nivel promedio del precio o del ingreso. Por ejemplo, para el precio de la energía, la noción de multiplicador total queda más claro si se observa más arriba la definición de λ , donde se puede observar que está definido como la suma de los r efectos de corto plazo asociados a los r períodos anteriores. Del mismo modo se pueden interpretar los parámetros δ y γ . Como el concepto de multiplicador total está definido dentro del concepto de equilibrio se puede interpretar como el efecto de largo plazo sobre la nueva solución de equilibrio para la demanda de energía correspondiente a un incremento en el nivel promedio del precio de la energía (o del ingreso).

Nuevamente reordenando los términos de la ecuación (2) es posible identificar en la misma ecuación los efectos de corto y largo plazo sobre el consumo de energía. Restando tc a ambos lados de la ecuación, y además restando y sumando en el lado

derecho de la ecuación los términos 1tpλ − y 1tyγ − se obtiene la siguiente expresión:

1 1 1

1 1 1* * *0 01 1 1

( 1)(1 ) (1 ) (1 )

t t t t

r r r

j t j t j t j t j t j tj j j

kc c p y

c p p y y

λ γµ δ

δ δ δ

δ λ λ γ γ ε

− − −

− − −

− − −= = =

∆ = + − − − −

− − −

+ ∆ + ∆ + ∆ + ∆ + ∆ +∑ ∑ ∑ (5)

En la expresión (5) conviven términos en niveles y términos en primeras diferencias (aquellos precedidos con el símbolo ∆ ). Los términos en niveles están asociados a la relación de equilibrio entre las variables. Supongamos que el consumo de energía crece más rápido que lo esperado bajo la relación de equilibrio indicando que el consumo se aleja del sendero de equilibrio. En ese caso, el término entre llaves será positivo indicando este incremento “extraordinario” de la demanda. Sin embargo, el coeficiente ( 1)δ − es negativo de manera tal que el efecto global es reducir en el corto plazo el crecimiento de la demanda de manera tal que el consumo vuelva a su sendero de estado estacionario. Es por esta “corrección” que a la familia de modelos como el (3) se lo denomina en la literatura como Modelo de Corrección de Errores. En estos modelos, los términos en primeras diferencias capturan la dinámica de corto plazo. En particular, los coeficientes asociados a los términos p∆ y y∆ representan elasticidades precio e ingreso

de corto plazo, mientras que los coeficientes asociados a 1tp − y 1ty − en la expresión entre

llaves corresponden a las elasticidades precio e ingreso de largo plazo.

36 es decir, donde las variables no presenten evoluciones explosivas sino que el efecto de los shocks pasados tienen un efecto en el consumo presente que se diluye en el tiempo.

139

2) MODELO DE AJUSTE PARCIAL

Un enfoque alternativo para describir el comportamiento de la demanda de energía se puede obtener siguiendo el desarrollo descrito por Berndt (1991) y tomando en cuenta al menos indirectamente el stock de equipamiento eléctrico por parte de los hogares.

Consideremos que el consumo actual de energía eléctrica en el período t se simboliza como tC mientras que el consumo deseado de energía eléctrica en equilibrio se

simboliza como *tC . El consumo deseado a su vez se ve afectado en equilibrio por

factores tales como el precio de la energía ( tP ) y el ingreso ( tY ). Utilizando una

especificación común para describir el comportamiento de las variables en equilibrio se plantea la siguiente ecuación en logaritmos37:

*log( ) log( ) log( )t t t tC P Yµ τ η ε= + + + (1)

Donde µ , τ y η son los parámetros del modelo y tε representa un término estacionario

de error aleatorio con media igual a 0.

El nivel de consumo de largo plazo corresponde a un stock de equipamiento que se encuentra completamente ajustado a su nivel de equilibrio. Sin embargo, considerando cualquier momento del tiempo el consumo de electricidad actual seguramente será diferente al consumo deseado (o de equilibrio) ya que el nivel de equipamiento actual puede no ser completamente consistente con el nivel de equilibrio. Para representar este “acomodamiento” se plantea la hipótesis de ajuste parcial.

Para modelar el ajuste parcial del stock de equipamiento se plantea los consumidores intentan alcanzar un consumo de electricidad tC en línea con el consumo deseado *

tC

sin embargo en un mismo período es probable que lo logren sólo parcialmente. Bajo esta idea y siguiendo la exposición de Benavente (2005), se plantea que el cambio en el consumo entre dos períodos consecutivos dependa de la discrepancia entre el consumo real y deseado de los períodos anteriores:

*

1 1

θ

− −=

=

Cj

t t

t t j

J

j

C CC C

(1)

Donde los parámetros jθ representan la velocidad del ajuste entre los consumos

deseado en el momento t y realizado entre los períodos t J− a t . Si 0jθ = entonces el

consumo en el período t coincide con el consumo deseado. Tomando logaritmos y adicionando un término de error aleatorio tζ se obtiene:

*1 1

log( ) log( ) (log( ) log( ))J

t t j t t j tjC C C Cθ ζ− −=

− = − +∑ (2)

Esta ecuación permite vincular el consumo deseado (que no es una variable observable) con el consumo realizado por los consumidores. Reordenando términos de la ecuación (2) se llega a la siguiente expresión:

37 Notar que la ecuación que se describe a continuación es similar a la planteada en la sección anterior, señalada como ecuación (2).

140

*1 1 2

1

1log( ) log( ) (1 ) log( ) log(

J

t t t j t j tJ j

jj

C C C Cθ θ ζθ

− −=

=

= − − − + ∑

∑ (3)

Luego, igualando las ecuaciones (2) y (3) y reordenando los términos se llega a la siguiente expresión:

( )( ) ( )

1 11 2

1 1

log( ) (1 ) log( ) log( )

log( ) log( )

J J

t j t j t jj j

J J

j t j t tj j

C C C

P Y

µ θ θ θ

τ θ η θ υ

− −= =

= =

= + − −

+ + +

∑ ∑

∑ ∑ (4)

Se puede observar que el coeficiente que acompaña a la variable precio es el producto del parámetro τ multiplicado por la suma de los coeficientes de ajuste jθ . Este producto

representa la elasticidad-precio de corto plazo mientras que τ es la elasticidad-precio de largo plazo. Del mismo modo se obtienen las elasticidades-ingreso de corto y largo plazo respectivamente.

3) MODELO ESPACIO-ESTADO

Los modelos espacio-estado pueden ser interpretados como regresiones sobre funciones del tiempo en los cuales los parámetros varían en el tiempo, lo que convierte a estos modelos en una herramienta muy poderosa para modelar series temporales. Una vez establecido el modelo en la forma de espacio-estado se aplica el Filtro de Kalman que a su vez permite aplicar algoritmos de suavizado y predicción.

Si consideramos una serie de tiempo yt, la expresión general de la forma de espacio – estado se puede describir como:

α ε == + → Kpara 1,2, ,t t t t t Ty z (1)

Donde zt es un vector de dimensión 1xm y εt es un término de error aleatorio no

correlacionado a través del tiempo, con media igual a 0 y variancia igual a ht:

ε ε εε … ≠= = -para =1,2, y para 0( ) 0,... ( ) ( , )t t t t jt T jE Var h E

Por su parte, el vector αt es de dimensión mx1 y se lo denomina vector de estado. En el contexto de este trabajo, este vector está compuesto por las componentes presentes en la serie de demanda de energía (total o desagregada por segmento de mercado): tendencia, ciclo, estacionalidad, irregular, entre otros. Como estos componentes no son observables, tampoco lo es αt, sin embargo se asume que está generado por un proceso:

1 para 1,2, ,t t t t tT R t Tα α η−= + → = … (2)

Donde Tt es una matriz de dimensión mxm y Rt es una matriz de dimensión mxg y ηt es una vector de dimensión gx1 de disturbios aleatorios no correlacionados a través del tiempo, con media igual a 0 y matriz de covariancia Qt:

( )( ) 0 1,2,t t tE Var Q para t Tη η= → = → = K

141

Habitualmente a la ecuación (1) se la denomina ecuación de medida y describe el estado actual de la serie de tiempo en términos de sus distintas componentes para cada momento t. Luego, la ecuación (2) se denomina ecuación de transición, y describe la evolución del sistema a través del tiempo, en función de la evolución de las diferentes componentes no observables de la serie.

Para completar la especificación del modelo se establecen los siguientes dos supuestos con respecto a las condiciones iniciales del sistema:

El vector de estado inicial, α0, tiene media y variancia que vienen dadas por E(α0) = a0 y Var(α0) = P0.

a. Los errores et y ηt no están correlacionados entre sí en todos los períodos y tampoco lo están con el estado inicial, es decir: E(et ηs’)=0 para todo s, t =1, 2, …, T y E(et α0’) = 0 y E(ηs α0’) = 0 para todo t =1, 2, …, T

b. Los elementos zt, ht, Tt, Rt y Qt se denominan matrices del sistema. Si estas matrices no varían con el tiempo (se mantienen constantes para todo t) se dice que el modelo es invariante en el tiempo. Los modelos estacionarios representan un caso especial.

Un modelo clásico univariable es el que se conoce como de tendencia estocástica (local linear trend model):

( )2NID 0,t t t ty εµ ε ε σ= + �

donde ty es la variable en cuestión (ie, energía facturada), tε el término de error, y tµ

es el componente de tendencia, el cual se especifica como:

( )( )

21 1

21

NID 0,

NID 0,

t t t t t

t t t t

η

ζ

µ µ β ξ ξ σ

β β ζ ζ σ

− −

−

= + +

= +

�

�

donde tµ es el nivel y tβ la pendiente de la serie, donde ambos componentes son

estocásticos.

Este modelo requiere un vector estado de dimensión 1 x 2, un elemento para el nivel de la serie tµ y un elemento para la pendiente tβ

( )

2

2

1 1, , 1 0

0 1

0 1 0,

0 0 1

tt t t

t

t t

T z

Q Rξ

ζ

µ ξη

β ζ

σ

σ

= = =

= =

desarrollo conceptual y propuesta de metodologÍa...

Documents