DURACIÓN SIC, SING Y SSMM

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1 CONSULTORÍA ESTUDIO COSTO DE FALLA DE CORTA Y LARGA DURACIÓN SIC, SING Y SSMM Informe Final 28 de Mayo de 2012

2 CONSULTORÍA ESTUDIO COSTO DE FALLA DE CORTA Y LARGA DURACIÓN SIC, SING Y SSMM Informe Final Equipo: Jorge Rivera C. José Luis Lima R. Rodrigo Palma B. Guillermo Jimenez José Miguel Benavente Ernesto Castillo N. 28 de Mayo de

3 TABLA DE CONTENIDOS 1. Introducción Objetivos del Estudio Contenidos del Informe Final Costo de Falla de Larga Duración: Metodología Clientes a analizar en cada sistema eléctrico Definición de duraciones y profundidades Metodología de cálculo de costo de falla propuesta para clientes residenciales Método de estimación de Elasticidad de Demanda Residencial Metodología de cálculo de costo de falla propuesta para clientes comerciales y de sector servicios Método de estimación de Elasticidad de Demanda Comercial y de Servicios Metodología de cálculo de costo de falla propuesta para clientes de los sectores industrial, minería y transporte Diseño muestral para clientes industriales, transporte y minería Supuestos utilizados para estimar el costo de falla de larga duración de los Sectores Industrial, Transporte y Minería Costo de Falla de Larga Duración: Resultados Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para clientes residenciales Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para clientes comerciales y del sector servicios Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para clientes del sector minero Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para clientes del sector industrial

4 3.5. Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para clientes del sector transporte Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para Empresas Varias Resultados del cálculo de costo de falla de largo duración para cada Sistema Eléctrico Costo de Falla de Larga Duración promedio para cada Sistema Fórmula de Indexación del Costo de Falla de Larga Duración Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SING, sector Minero...37 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SING, Empresas Varias...41 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SING, sector Residencial y Comercial...43 Costo de Racionamiento por Sectores SING...44 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SIC, Sector Minero...45 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SIC, Sector Industrial...48 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SIC, Sector Transporte...50 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SIC, Empresas Varias...52 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SIC, sector Residencial y Comercial...54 Costo de Racionamiento por Sectores SIC...55 Costo de Racionamiento por Sectores SSMM Costo de Falla de Corta Duración: Metodología Clientes a analizar en cada sistema Definición de duraciones y profundidades Metodología de cálculo de costo de falla de corta duración propuesta para clientes residenciales Método de valoración del tiempo...59 Valoración del Tiempo para Chile Metodología de cálculo de costo de falla de corta duración para clientes comerciales y del sector servicios Metodología de cálculo de costo de falla de corta duración para clientes industriales, minería y transporte

5 Diseño muestral para clientes industriales, transporte y minería Supuestos utilizados para estimar el costo de falla de corta duración de los Sectores Industrial, Transporte y Minería Costo de Falla de Corta Duración: Resultados Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para clientes residenciales. 65 Aspectos a considerar en la interpretación de los resultados para el sector residencial Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para clientes comerciales / sector servicios Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para clientes del sector Minería Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para clientes del sector Industrial Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para clientes del sector Transporte Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para Empresas Varias Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para los sistemas eléctricos Costo de Falla de Corta Duración promedio para cada Sistema Fórmula de Indexación del Costo de Falla de Corta Duración Costos de Falla Intempestiva por Sectores SING y SIC...74 Costo de Racionamiento por Sectores SSMM...77 Anexo 1: Discusión Metodológica del Calculo de Costo de Falla de Corta y Larga Duración Costo de Falla de Sistemas Eléctricos: Definición...78 El Costo de Falla de corta y larga duración en la legislación chilena...81 Metodologías utilizadas en el cálculo del costo social de falla de larga duración Metodologías utilizadas en el cálculo del costo social de falla de corta duración

6 Algunas consideraciones adicionales para la medición del costo social de falla de corta duración en sectores productivos, mediante encuestas Bibliografía Anexo 2: Valor del Ocio por tramo horario (Sector Residencial) Anexo 3: Guía de Encuesta para Grandes Clientes Motivación del Estudio y Encuesta...97 Secreto Estadístico de la Información entregada...97 Secciones de la Encuesta...97 Anexo 4: Formulario de Encuesta para Grandes Clientes

7 1. INTRODUCCIÓN 1.1. Objetivos del Estudio. El primer objetivo general de este estudio, de acuerdo a las bases técnicas, es entregar una propuesta de costo de falla de larga duración para el SIC, el SING y cada SSMM, en función de su profundidad, así como también una propuesta de fórmulas de indexación, para su actualización en sucesivas fijaciones de precios de nudo y en decreto de racionamiento. Asimismo, el segundo objetivo general de este estudio, es entregar una propuesta de costo de falla de corta duración para el SIC, el SING y cada SSMM, así como también una propuesta de fórmulas de indexación, para evaluar su incorporación en la Norma Técnica respectiva a cada sistema. Los objetivos específicos declarados del estudio, son los siguientes: 1. Desarrollo de una metodología debidamente fundamentada en la teoría económica para determinar el cálculo del costo de falla de corta y larga duración. Dichos cálculos deben ser factibles de realizar en base a información disponible, relevante y confiable desde el punto de vista estadístico, cuya fuente sea de fácil acceso público, o en base a información levantada mediante encuestas dirigidas a distintas categorías de usuarios finales de suministro eléctrico en el SIC, el SING y cada SSMM. 2. Elaborar una herramienta para la determinación del costo de falla de larga duración en función de su profundidad y duración, para cada una de las categorías de usuarios del SIC, el SING y cada SSMM que se definirán durante el desarrollo del Estudio. Esta herramienta debe permitir la actualización periódica de los valores utilizados para el cálculo del costo de falla de larga duración. 3. Elaborar una herramienta para la determinación del costo de falla de corta duración. Esta herramienta debe permitir la actualización periódica de los valores utilizados para el cálculo del costo de falla de corta duración. 4. Determinación de las formulas de indexación del Costo de falla de corta y larga duración Contenidos del Informe Final. De acuerdo a los TDR del estudio, el Informe Final deberá contener el desarrollo completo del punto 3.1 de las Bases Técnicas de este estudio, incluyendo su completa fundamentación y las observaciones efectuadas por la contraparte. Dicho punto se refiere a los siguiente contenidos del informe: Corrección a la Metodología propuesta y diseño muestral para el cálculo del costo de falla de largo plazo, considerando las observaciones de la CNE, las cuáles fueron debidamente abordadas en el Informe Metodológico Corregido, entregado el 14 de Octubre de

8 Diseño de Formularios y levantamiento de encuestas. A partir de la propuesta técnica realizada por el consultor y considerando las observaciones realizadas por la Comisión, se deberá definir los formularios de encuesta con los requerimientos de información necesarios para calcular el costo de falla, que se aplicará a las distintas unidades de las muestras que se hallan definido para las distintas categorías y subcategorías, así como el plan y cronograma de trabajo para la etapa de la validación del formulario, capacitación de encuestadores y levantamiento final de la información. Realización de las encuestas a las muestras representativas seleccionadas previamente, considerando aspectos como el tiempo total destinado a realizar la encuesta. Determinación del costo de falla de largo plazo, para cada una de las categorías, en función de la duración y de profundidad de la falla. Determinación del costo de falla de largo plazo en función de la duración y profundidad de ésta, considerando lo establecido en el punto anterior. Evaluación de la dependencia del costo de falla de largo plazo con la disponibilidad y valor de energéticos sustitutos, esto es, petróleo, diesel, gas natural, entre otros. Propuesta de fórmulas de indexación, para actualizar valores de costo de falla de largo plazo en sucesivas fijaciones de precio de nudo. Corrección a la Metodología propuesta y diseño muestral para el cálculo del costo de falla de corta duración, considerando las observaciones de la CNE, las cuáles fueron debidamente abordadas en el Informe Metodológico Corregido. Desarrollo y propuesta de una o más metodologías para el cálculo de costo de falla de duración, en base a revisiones realizadas a literatura especializada y experiencias de cálculo internacionales. Determinación del costo de falla de corto plazo para el SIC, el SING y cada SSMM, además de sus respectivas fórmulas de indexación. Para enfrentar de manera adecuada estos requerimientos, el informe se divide en cuatro capítulos principales. En el capítulo 2, se desarrolla íntegramente la discusión metodológica y estrategia de cálculo para el costo de falla de larga duración en Chile, así como el diseño muestral. En el capítulo 3 se presentan los resultados obtenidos hasta el momento de la aplicación de las metodologías de cálculo para el costo de falla de larga duración. En el capítulo 4, se desarrolla íntegramente la discusión metodológica y estrategia de cálculo para el costo de falla de corta duración en Chile. En el capítulo 5, se presentan los resultados preliminares obtenidos hasta el momento de la aplicación de las metodologías de cálculo para el costo de falla de corta duración. En los anexos se presentan las definiciones de costo de falla y revisión de la literatura en base a la cuál se definió la metodología a utilizar en este estudio (Anexo 1), el valor del ocio para distintos tramos horarios (Anexo 2), la guía del encuestado (Anexo 3) y el formulario de encuesta utilizado (Anexo 4). 7

9 2. COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIÓN: METODOLOGÍA 2.1. Clientes a analizar en cada sistema eléctrico. En el presente estudio se consideran los siguientes tipos de cliente para los Sistemas Interconectados Central (SIC) y del Norte Grande (SING): Residencial Comercial y Servicios. Minería. Industria. Transporte. Estos sectores han sido usualmente analizados en estudios anteriores de costo de falla para los sistemas eléctricos mayores a 200 MW, y abarcan a todos los sectores productivos de la economía con consumo relevante de electricidad (más del 93% del consumo final total para Chile, si no se considera el sector público y el consumo propio de las empresas de generación), según el Balance Nacional de Energía. No obstante lo anterior, existen diferencias marcadas en la importancia de los distintos sectores económicos a nivel de Sistemas Eléctricos. En la Tabla 1 se presenta el Consumo de energía eléctrica de los distintos sectores económicos y su participación relativa en el SIC y SING. Como se puede apreciar, en el SING el sector con el consumo de energía eléctrica más importante es el minero (83% del consumo), en cambio que en el SIC son importantes los consumos de los sectores industrial (30%), residencial (20%), minero (19%) y comercial (15%). Sector Económico Tabla 1. Consumo de energía eléctrica (en GWh y porcentaje) por Sector Económico y Sistema Eléctrico, año 2010 Consumo [GWh] SING Consumo [%] Consumo [GWh] SIC* Consumo [%] Transporte - 0,0% 437 1,0% Minería ,5% 8,521 19,4% Industrial 772 5,3% ,0% Comercial 431 2,9% ,3% Residencial 582 4,0% ,3% Público 457 3,1% ,2% Agricola 9 0,1% ,0% Varios 316 2,2% ,9% Total ,0% ,0% Fuente: Elaboración propia en base a información del INE y Balance Nacional de Energía * Incluye el consumo de las regiones III a X (y XIV), incluyendo el de los SSMM de Cochamó, Hornopirén y Palena ubicados en la X Región. 8

10 Para los sistemas medianos analizados en este estudio, debido a que son sistemas aislados y lejos de los centros de mayor actividad del país, se estableció en primer lugar qué tipos de clientes no residenciales posee y qué información está disponible en las empresas de generación-distribución que los abastecen. En la Tabla 2 se presenta el Consumo de energía eléctrica de los distintos sectores económicos y su participación relativa en las Regiones de Aysén y Magallanes. Sector Económico Tabla 2. Consumo de energía eléctrica (en GWh y porcentaje) por Sector Económico y Sistema Mediano, año 2010 Consumo [GWh] Aysén* Consumo [%] Consumo [GWh] Magallanes** Consumo [%] Transporte - 0,0% - 0,0% Minería 31 18,8% 1 0,3% Industrial 53 32,1% ,9% Comercial 12 7,3% 76 19,2% Residencial 38 23,0% ,8% Público 6 3,4% 11 2,8% Agricola - 0,0% - 0,0% Varios 25 15,4% 24 6,0% Total ,0% ,0% Fuente: Elaboración propia en base a información del INE y Balance Nacional de Energía * Incluye el consumo de los SSMM de Aysén y General Carrera ubicados en la XI Región. ** Incluye el consumo de los SSMM de Punta Arenas, Puerto Natales, Puerto Williams y Porvenir, ubicados en la XII Región. Para los clientes de los Sistemas Medianos ubicados en las Regiones de Aysén y Magallanes, se realiza una extrapolación de los resultados obtenidos en el cálculo de costo de falla para clientes similares en los sistemas con capacidad instalada mayor a 200 MW, realizando las correcciones que sean necesarias para contemplar diferencias entre los sistemas aislados y los grandes sistemas Definición de duraciones y profundidades. De acuerdo a las bases, el consultor deberá proponer distintas duraciones de falla a considerar en el Estudio, incluyendo, al menos los períodos de 1, 2 y 10 meses. Del mismo modo, deberá proponer distintos niveles de profundidad de falla a considerar en el Estudio, incluyendo al menos 5%, 10%, 20% y 30%. 1 En un principio, se identificó los clientes más grandes de los distintos sistemas, a los que se trató de aplicar la encuesta utilizada para el sector industrial y minero en los grandes sistemas. No obstante, la respuesta a dicho cuestionario fue prácticamente nula. 9

11 Es apropiado continuar con la identificación del costo de falla social para el número de combinaciones de profundidad y duración que resultan de las señaladas anteriormente. No obstante, no resulta adecuado incorporar más profundidades y duraciones, al menos para los sectores que van a ser encuestados, ya que, por experiencia en encuestas realizadas a hogares y empresas, incluir más opciones originaría un cuestionario mucho más complejo y extenso de contestar para dichas empresas, lo cual siempre va a ir en detrimento de la calidad de la información que se pueda recoger de las mismas Metodología de cálculo de costo de falla propuesta para clientes residenciales. Para los clientes residenciales de todos los sistemas analizados, en vista de que varios estudios señalan los grandes sesgos que pueden ocurrir en las encuestas que miden la predisposición a pagar o la predisposición a aceptar un pago por corte de suministro (ver Anexo 1, donde se hace una discusión de las metodologías utilizadas), se utilizó una metodología indirecta, estimando econométricamente una demanda de energía, siguiendo la metodología desarrollada por Benavente, et al. (2005), utilizando información de panel de consumo energético de clientes BT1a a nivel de cada comuna, para 84 meses (entre los años 2004 y 2010) y todas las empresas de distribución presentes en el SIC, SING y SSMM. Bajo este enfoque el costo de falla del hogar se puede calcular simplemente como: ( ) donde Q 0 es la cantidad que consumía el hogar antes de la falla,, - es la restricción porcentual (profundidad) de la falla, y P(Q) es la función de demanda inversa. El costo de falla medio neto, en este caso, es igual a: ( ) ( ) ( ) ( ) Así, por ejemplo, si se considera la siguiente función isoelástica de demanda de energía eléctrica, donde P t es el precio del kwh de energía en el periodo t, Q t es la cantidad demandada de electricidad en el periodo t, y η es la elasticidad precio (constante) de demanda. Si resolvemos la fórmula del Costo de Falla medio Neto para este caso particular, se tiene que, * ( ( ) )+ 10

12 El problema práctico de utilizar esta fórmula es que, a medida que aumenta, el costo de falla medio aumentan en forma exponencial (cuando la profundidad del racionamiento es cercano al 100%, el costo de falla tiende a infinito). De hecho, para valores de superiores a 0,2 (20% de restricción), los valores que adopta el costo de falla se encuentran en el orden de los miles (y hasta millones de pesos) por kwh racionado, para niveles de elasticidad generalmente estimados. Por esta razón, en este estudio se utiliza una aproximación lineal sencilla al excedente del consumidor que se pierde, que viene dado por la siguiente fórmula: 2 donde, y. Por lo tanto, el Costo de Falla medio es igual a Note que en ambos casos particulares, para calcular el costo de falla medio es necesario conocer los valores de los siguientes parámetros: Precio de la energía ( ) Profundidad de la falla ( ) Elasticidad de demanda ( ) La información de los dos primeros parámetros se provee de manera exógena al cálculo. Para el valor de de cada sistema se utiliza el vigente a Diciembre de 2011, calculado conforme a lo señalado en la sección 3. En cambio, la elasticidad de la demanda debe estimarse mediante alguna metodología econométrica. A continuación se detalla la metodología econométrica utilizada en este estudio. Método de estimación de Elasticidad de Demanda Residencial La estimación de la elasticidad de demanda residencial se realizó utilizando distintas metodologías de estimación del consumo de demanda de energía eléctrica. Para ello se construyó un panel para el sector residencial en base a información mensual de Ventas por tipo de cliente, comuna y distribuidora, entregada por la CNE para este estudio. Dicha base de datos cuentan con una frecuencia mensual desde 2004 hasta Los consumos de energía utilizados corresponden a los declarados por las empresas de distribución para clientes BT1a (principalmente clientes residenciales u hogares), y los precios de la energía utilizados corresponden al precio medio facturado (ventas totales dividido por el consumo de energía). 2 Cabe señalar que esta fórmula es la misma utilizada por Serra (2002) en su estudio de costo de falla, para restricciones superiores al 30%. 11

13 El modelo general que sirve de base para estimar la elasticidad de demanda viene dado por la ecuación en logaritmo de la demanda isoelástica antes analizada (a la que se le incluye variables que controlan por efecto ingreso y sustitución), es decir, ( ) ( ) ( ) ( ) donde q it es la cantidad demandada de energía eléctrica por los hogares de la comuna i a la cual cierta empresa de distribución le provee electricidad en el periodo t. 3 Asimismo, p it es el precio medio por kwh que se le cobra a los hogares de la comuna i a la cual cierta empresa de distribución le provee electricidad en el periodo t. La variable Inacer t es el valor del Indice de Actividad Económica Regional (INACER) publicado por el INE, para la región a la que pertenece la comuna i en el periodo t, y nos permite aproximar el Ingreso Regional. La variable es el valor del precio (por kilo) de gas licuado de petróleo de 5 kilos, para la región a la que pertenece la comuna i en el periodo t, y nos permite aproximar el precio del combustible sustituto a la electricidad (principalmente para calefacción). Finalmente, corresponde al efecto fijo del consumo en la comuna i, y es un error aleatorio. Si bien el modelo sirve como referencia para la estimación de, el hecho que la cantidad de energía demandada tienda a mostrar cierta inercia temporal, nos obliga incorporar rezagos del consumo en la ecuación a estimar. De esta forma la estimación de corresponderá a una elasticidad de corto plazo (mensual). 4 Además ello nos permite ver la evolución de la misma elasticidad desde el corto plazo al largo plazo, y así ver el impacto de cortes de mayor duración. Por lo tanto el modelo efectivo que se estima tiene la siguiente especificación, ( ) ( ) ( ) ( ) ( ) y por tanto el valor de la elasticidad de largo plazo es igual a ( ). También se puede estimar una elasticidad precio para distintos meses de duración del incremento en precios (o del racionamiento) utilizando la misma información de los coeficientes asociados a los rezagos del consumo (es decir, los ). Por ejemplo, en el caso particular de un único rezago del consumo (p=1), la elasticidad precio de un mes es igual a, la de dos meses es igual a ( ), la de tres meses es igual a ( ), y así sucesivamente. A efectos de lograr una mayor eficiencia en las estimaciones y no imponer la misma dinámica de precios para todos los sistemas, se agrupó la información de consumo y precio de todos los sistemas eléctricos en una sola estimación, identificando un efecto distinto por sistema para la elasticidad precio de corto plazo y para el primer rezago del consumo (el sistema eléctrico de referencia fue el SIC). Es decir, finalmente se estimó una relación de este tipo: 3 En caso que exista más de una empresa de distribución abasteciendo la misma comuna, se considera cada consumo por separado en la estimación. 4 Si no se incorporan rezagos de la variable dependiente en la estimación, la elasticidad estimada correspondería a la elasticidad de largo plazo. 12

14 ( ) ( ) ( ) ( ) * ( ) + * + ( ) ( ) donde D k es una variable dicotómica que toma el valor de uno si la comuna i pertenece al sistema eléctrico k (SING, Aysén o Magallanes) y cero en caso contrario. Dada esta especificación, de acuerdo a la literatura, tanto su estimación a través de LS (mínimos cuadrados ordinarios) como a través de FE (efecto fijo) puede resultar en parámetros estimados sesgados. Esto último dependerá de la dimensión de la matriz de información, es decir, cuantas unidades (N) como períodos (T) se tiene. Ante un número pequeño de unidades aparece la estimación a través de GMM (método generalizado de momentos) como la mejor opción. Específicamente la metodología desarrollada tanto por Blundell-Bond como Arellano-Bond permiten obtener, ante muestras reducidas en el número de unidades, estimaciones consistentes. Ahora, si la matriz de información ofrece un cantidad significativa tanto de unidades como de períodos, como es nuestro caso, se debería observar similitudes de la estimaciones entre los parámetros en cuestión. Es más, los problemas que pueda presentar FE deberían ir desapareciendo. En la realización de este estudio se trabajó con varias especificaciones, a modo de análisis de sensibilidad de los resultados, incorporando distintos rezagos de la variable dependiente en la especificación, así como incorporando la variable precio en forma contemporánea o rezagada en un periodo. 5 Asimismo, se realizaron estimaciones utilizando distintas metodologías de estimación; no obstante lo anterior, los resultados que se presentan y utilizan en este estudio corresponden a los obtenidos utilizando la metodología de estimación de Efecto Fijo (FE). 6 Todas las estimaciones consideraron variables mudas o dummies para eliminar estacionalidades como también ciertas particularidades como es el caso del terremoto de También se consideró una tendencia para considerar el crecimiento en el consumo de energía Metodología de cálculo de costo de falla propuesta para clientes comerciales y de sector servicios. El costo de falla de los sectores comercial y servicios se puede estimar a partir de su función de demanda por electricidad. En este caso, la función inversa de demanda indica el valor de la 5 Cuando la variable precio entra en forma rezagada, se entiende que actúa como una aproximación o instrumento para el precio contemporáneo, lo cual permite controlar por posible presencia de endogeneidad. 6 Benavente et al (2005) utiliza también finalmente esta metodología para mostrar sus resultados. El número de rezagos del consumo se determinó aplicando test de autocorrelación de Arellano-Bond a los residuos. El número de rezagos elegido es el mínimo necesario para que no exista evidencia estadística de autocorrelación hasta de 4to orden en los residuos (el test se realiza a los residuos en primeras diferencias, por lo que usualmente no rechaza AC de primer orden, y se debe testear la ausencia de AC de 2do orden en adelante). Se utilizan asimismo, una matriz de covarianzas de los parámetros estimados consistente con autocorrelación y heterocedasticidad en los errores para realizar los tests estadísticos. 13

15 productividad marginal de cada unidad de energía consumida. 7 Así, si se restringe el consumo de una unidad de energía, la pérdida de utilidad o beneficio (en el margen) para la empresa equivale a la diferencia entre el máximo precio que la empresa está dispuesta a pagar por dicha unidad (el valor de su productividad marginal) y el precio del KWh. Bajo este enfoque el costo de falla de estos sectores se puede calcular simplemente como: ( ) ( ) donde Q 0 es la cantidad de energía que consumía el respectivo sector antes de la falla, restricción porcentual (profundidad) de la falla, y P(Q) es la función de demanda inversa. es la Al igual que en el caso residencial, se opta por estimar el costo de falla medio, utilizando la siguiente aproximación lineal: Por lo tanto, para calcular el costo de falla medio es necesario conocer los valores de los siguientes parámetros: Precio de la energía ( ) Profundidad de la falla ( ) Elasticidad de demanda ( ) La información de los dos primeros parámetros se provee de manera exógena al cálculo. Para el valor de de cada sistema se utiliza el vigente a Diciembre de 2011, calculado conforme a lo señalado en la sección 3. En cambio, la elasticidad de la demanda debe estimarse mediante alguna metodología econométrica. A continuación se detalla la metodología econométrica utilizada en este estudio. Método de estimación de Elasticidad de Demanda Comercial y de Servicios La estimación de la elasticidad de demanda comercial y de servicios se realizó de manera similar al caso residencial, utilizando distintas metodologías de estimación del consumo de demanda de energía eléctrica. Para ello se construyó un panel para el sector comercial y de servicios en base a información mensual de Ventas por tipo de cliente, comuna y distribuidora, entregada por la CNE para este estudio. Dicha base de datos cuentan con una frecuencia mensual desde 2004 hasta Los consumos de energía utilizados corresponden a los declarados por las empresas de distribución para clientes BT2 (que es la opción tarifaria que usualmente tienen la mayoría de los comercios y 7 De acuerdo a la teoría microeconómica, cualquier empresa que maximiza beneficios consumirá energía electrica hasta el punto en que el valor de la productividad marginal del último kwh que consume iguale a su costo o precio. 14

16 empresas de servicios) 8, y los precios de la energía utilizados corresponden al precio medio facturado (ventas totales dividido por el consumo de energía). El modelo que sirve de base para estimar la elasticidad de demanda coincide con aquel utilizado finalmente para el sector residencial Metodología de cálculo de costo de falla propuesta para clientes de los sectores industrial, minería y transporte. Para los sectores industrial, minero y transporte, se utilizó una metodología de levantamiento de información directa, mediante encuestas que permitan determinar las acciones que puedan tomar estas empresas para enfrentar fallas de distinta duración y profundidad, para aquellos clientes que son grandes consumidores de energía (clientes libres de empresas de generación y distribución). El borrador de encuesta se encuentra en el Anexo 4 de este informe, y la guía para el encuestado, para contestar dicha encuesta, se encuentra en el Anexo 3. Cabe señalar que la encuesta fue diseñada tomando en cuenta diversos formatos de encuestas realizadas en países desarrollados y a las recomendaciones realizadas por la EPRI (1998) para estudios que tratan de medir el costo de falla mediante encuestas. Dicha encuesta levanta la información mínima necesaria para poder realizar los cálculos del costo de falla para cada empresa encuestada, a los distintos niveles de profundidad y duración analizados. De esta manera nos aseguramos que el encuestado no reciba un cuestionario complejo y difícil de responder, aumentando con ello la calidad de la información que se obtenga y disminuyendo el tiempo de respuesta. La encuesta se diseñó y envió a los encuestados en formato Excel, incluyendo alternativas de elección para algunas respuestas, a fin de facilitar su respuesta y unificar criterios. Asimismo, en las celdas de respuesta se incluyeron validadores que impiden introducir valores fuera de rango, así como indicadores que señalizan cuándo se tiene que llenar un espacio en la encuesta. Asimismo, se elaboró una guía para el encuestado, en el que se señalan los aspectos más importantes de la encuesta y qué información se debe proveer en cada sección de la encuesta. De esta manera, se pretende minimizar los errores de llenado de las encuestas. Má aún, a los encuestados se les dio apoyo continuo en línea y en terreno para que pudieran comprender y completar la encuesta. Diseño muestral para clientes industriales, transporte y minería. En este estudio se propuso tratar lo lograr un censo de las plantas productivas de los clientes libres del SIC y SING. Para ello, se siguieron los siguientes pasos: De acuerdo a los registro de la CNE, existe un total de 63 empresas clientes libres de empresas de generación eléctrica en el SIC de empresas de distribución eléctrica, con pesos de consumo de energía (respecto al total de consumo de clientes libres) de acuerdo a la siguiente tabla: Tabla 3. Clientes Libres de empresas de Gx en el SIC, según información entregada por la CNE 8 Dichas empresas por lo general se conectan en Baja Tensión a nivel de distribución. La opción tarifaria BT2 permite a dichas empresas contratar la demanda máxima o potencia que consumen de acuerdo a si están presentes en horario de punta (del sistema) o parcialmente presentes en horario de punta. 15

17 Número Cliente Libre SIC Proporción del Consumo ventas libres Anual AGUAS CCU-NESTLE CHILE 0,04% 2 Anglo American Sur S.A. Los Bronces 6,49% 3 Arauco 1,02% 4 Aserraderos Arauco S.A. 0,16% 5 Aserraderos Mininco S.A. 0,13% 6 C.A.P. HUACHIPATO 3,07% 7 C.A.P. RENGO 0,00% 8 C.M.P. MINAS EL ALGARROBO 0,03% 9 C.M.P. MINAS EL ROMERAL 0,78% 10 C.M.P. PLANTA PELLETS 2,17% 11 Candelaria 5,38% 12 Carmen de Andacollo 2,61% 13 Cartulinas CMPC S.A. 3,43% 14 CEM. BIO BIO 0,64% 15 Cemento Polpaico 1,09% 16 CERVECERA CCU CHILE LTDA. 0,26% 17 Cía. Minera Los Pelambres 9,31% 18 CIA. MINERA MANTOS DE ORO 1,13% 19 CMP HIERRO ATACAMA 0,95% 20 CMP LOS COLORADOS 0,30% 21 CMPC 8,32% 22 Codelco Chile - División Andina 4,94% 23 Codelco D. El Teniente 1,41% 24 CODELCO DIV.EL SALVADOR 4,34% 25 CODELCO VENTANAS 2,46% 26 COMPAÑIA EXPLOTADORA DE MINAS 0,17% 27 Compañía Minera Dayton 0,05% 28 Compañía Papelera del Pacífico 0,30% 29 Eka Chile 1,19% 30 Embotelladores Chilenas Unidas S.A. 0,10% 31 Enami 1,55% 32 Enap Refinerias 3,23% 33 Fabrica de Envases Plasticos S.A. 0,13% 34 Forestal Copihue S.A. 0,00% 35 Forestal y Papelera Concepción S.A. 0,29% 36 FUNDICION TALLERES S.A. HORNOS ARC0 0,08% 37 FUNDICION TALLERES S.A. MAESTRANZA 0,08% 38 GNL-QUINTERO 0,36% 39 INCHALAM S.A. 0,16% 40 INDURA S.A. INDUSTRIAL Y COMERC 0,24% 16

18 41 Lafarge Chile S.A. 1,17% 42 Mantoverde 1,51% 43 Maricunga 0,65% 44 MASISA 1,11% 45 Minera Altos de Punitaqui Ltda. 0,07% 46 MINERA LAS CENIZAS S.A. 0,21% 47 Minera Melón S.A. 0,09% 48 Minera Sur Andes Ltda. - Division El Soldado 2,12% 49 Minera Sur Andes Ltda. - Fundición Chagres 1,12% 50 Minosal 0,47% 51 MOLY-COP CHILE S.A. 0,33% 52 OCCIDENTAL CHEMICAL CHILE 0,82% 53 Papeles Cordillera S.A. 1,96% 54 Papeles Norske Skog Bío-Bío Ltda. 1,43% 55 PETRODOW 0,19% 56 Petroquim 0,23% 57 Productos Chilenos de Acero Ltda. 0,46% 58 Pto.Ventanas S.A.(PACSA) 0,04% 59 SAESA 0,16% 60 SCM Centenario Copper Chile 0,45% 61 TRES VALLES 0,01% 62 Valle Central 2,01% 63 VINA SAN PEDRO TARAPACA 0,01% TOTAL 100,00% Como se puede observar, la mayoría de las empresas clientes libres del SIC corresponden a empresas que trabajan en el sector industrial y minería. Además de estos clientes libres, se solicitó a las empresas de distribución eléctrica el nombre, dirección y consumo de sus clientes libres, a fin de también aplicarles el cuestionario respectivo a los clientes más grandes. A cada uno de estos clientes libres se los contactó vía telefónica, a fin de determinar el número, ubicación y responsable de cada una de las plantas de producción que poseían. Asimismo, para el SING existiría alrededor de 27 empresas clientes libres de empresas de generación eléctrica, casi todas ellas correspondientes a empresas mineras. Tabla 4. Clientes Libres de empresas de Gx en el SING, según información entregada por la CNE Número Cliente Libre SING 1 ANGLO AMERICAN NORTE S.A. 2 COMPAÑÍA MINERA CERRO COLORADO LTDA. 17

19 3 COMPAÑÍA MINERA XSTRATA LOMAS BAYAS 4 COMPAÑÍA MINERA ZALDIVAR S.A. 5 GRACE S.A. (MANTOS DE LUNA) 6 HALDEMAN MINIG COMPANY S.A. 7 INDUSTRIA NACIONAL DE CEMENTOS S.A. 8 MINERA CERRO DOMINADOR S.A. 9 ATACAMA AGUA Y TECNOLOGÍA 10 ATACAMA MINERALS CHILE S.C.M. 11 MINERA TEC QUEBRADA BLANCA 12 CODELCO NORTE - RADOMIRO TOMIC 13 CODELCO NORTE - CHUQUICAMATA 14 COLLAHUASI 15 ENAEX 16 MINERA EL TESORO 17 MINERA MERIDIAN 18 MINERA MICHILLA 19 MINERA RAYROCK 20 SOCIEDAD GNL MEJILLONES 21 XTRATA COOPER - ALTO NORTE 22 MINERA ESCONDIDA LTDA. 23 MINERA ESPERANZA 24 MINERA GABY S.A. 25 MINERA SPENCE S.A. 26 MOLYCOP CHILE S.A. 27 SOCIEDAD CONTRACTUAL MINERA EL ABRA A cada uno de estos clientes libres se los contactó vía telefónica, a fin de determinar el número, ubicación y responsable de cada una de las plantas de producción que poseían. Para incorporar a las empresas del sector transporte, se incluyó dentro de la muestra a encuestar, a las grandes empresas consumidoras de energía eléctrica: Metro de Santiago, Metro de Valparaíso, Biotren, FESUB y EFE. Levantamiento de la encuesta. El levantamiento de la encuesta consta de cuatro etapas. En la primera etapa, se envió un mail de contacto a los gerentes de producción de cada planta, entregándole una carta explicativa del estudio, el formulario de la encuesta y la guía del encuestado, solicitándole la designación de un contacto en su planta para coordinar el llenado de la encuesta. En la segunda etapa, se realiza un contacto permanente vía telefónica con el contacto designado, a fin de asegurar que éste llene de manera correcta el formulario, en base a la información que les provea los distintos informantes de las distintas secciones de la encuesta. En la tercera etapa, se acuerda una cita con el gerente de la planta, a fin de completar aquellas secciones de la encuesta que deben ser llenadas por aquella persona que toma las decisiones de producción en la misma (las secciones de las estrategias ante costo de falla intempestivo y de 18

20 costos de racionamiento). Finalmente en la cuarta etapa, una vez recibida la encuesta esta es validada, revisada y se realiza consultas directamente al contacto de la planta señalado en la encuesta cuando existe dudas respecto a alguna de las respuestas enviadas. Validación de la información. Revisión de la información recolectada, verificando y corrigiendo inconsistencias con la fuente. La revisión se realiza durante el levantamiento de la información y al final del levantamiento. En el caso de las plantas mineras del SING, cuya entrega de información tiene un impacto sustancial en el nivel del costo de falla de su sistema, 9 se pudo comparar la información entregada utilizando como punto de referencia aquella información entregada por las plantas mineras en el SIC de similar tamaño. Elaboración de la base de datos final a ser utilizada en las estimaciones y análisis posteriores. Supuestos utilizados para estimar el costo de falla de larga duración de los Sectores Industrial, Transporte y Minería Como se señaló al inicio de esta sección, se trabajan en total 12 escenarios de restricción. Los 4 primeros suponen racionamientos durante un mes en el abastecimiento de 5, 10, 20 y 30%, respectivamente. Los restantes consideran los mismos niveles de restricción, pero para una duración de 2 y 10 meses, respectivamente. Las empresas pueden llevar a cabo distintas estrategias para enfrentar los diferentes escenarios de restricción. Estas estrategias pueden ser catalogas de la siguiente forma: 1. Reducción de consumo en áreas no esenciales: tales como iluminación de edificios, calefacción, entre otros. 2. Autogeneración de electricidad propia: relacionados a la generación eléctrica con los medios existentes en la empresa, donde los costos asociados están relacionados con los costos de operación combustibles y los costos no combustibles, así como los costos asociados al mantenimiento extra por uso durante el racionamiento. 3. Autogeneración de electricidad por arriendo o compra: relacionados a la generación eléctrica con medios arrendados o comprados ante la eventualidad del racionamiento eléctrico. 4. Sustitución de la electricidad: es el reemplazo de la electricidad por otro tipo fuente de energía en el proceso productivo cuando sea técnicamente factible (por ejemplo, en un horno que pueda funcionar con electricidad u otro combustible). 5. Eficiencia energética: Implementación de medidas de eficiencia energética en la planta/empresa. 6. Reducción de producción: Reducción o pérdida de bienes intermedios y finales del proceso productivo de la planta/empresa como consecuencia del racionamiento de energía eléctrica. 9 Si las empresas mineras del SING anticipan dicho impacto, pueden tener incentivos a entregar información en forma estratégica de tal manera de subestimar su verdadero costo de falla. 19

21 7. Otros ajustes: Por ejemplo, adecuaciones de horarios en procesos de gran consumo térmico, gestión de inventarios existente. Registra los ajustes que se realizan ocupando métodos distintos a los descritos con anterioridad. Cabe recordar que de acuerdo a la definición de costo de racionamiento adoptada en este estudio, la estimación de costos propuesta no considera el ahorro obtenido por la disminución de consumo de electricidad, es decir, no se descuenta de los costos totales la cantidad de energía restringida valorizada a la tarifa que declare el encuestado. Esto significa que la valoración del costo de falla representa el costo bruto en el que incurre la planta debido a una restricción en el suministro de energía eléctrica. Por otro lado, con respecto a la valoración de las distintas estrategias para enfrentar los escenarios de racionamiento, se asume lo siguiente: 1. Costo de Bienestar: El costo de ahorrar electricidad en áreas no esenciales se estima como el costo por kwh aumentado en un 20%, correspondiente a la pérdida de bienestar. donde kwh ANE corresponde a la cantidad de energía ahorrada en consumos no esenciales. En principio y de acuerdo a la teoría económica, el valor que para la empresa tiene el último kwh consumido es igual al costo por kwh que tiene que pagar. Es razonable esperar que los consumos no esenciales, cuyo valor para la empresa es mucho menor a los consumos destinados a procesos productivos, se encuentren dentro de los últimos kwh que la empresa decida óptimamente consumir, por lo que su valor debiera ser muy similar al costo por kwh. No obstante, es posible que este sea el caso para unos pocos kwh de consumo no esencial (los que se consumen en el margen), pero no para todos. Por ejemplo, es posible que el consumo destinado a calefacción o aire acondicionado de oficinas administrativas, que puede ser calificado como no esencial, tenga un valor por kwh un poco mayor al costo por kwh si la productividad del equipo administrativo disminuye producto de no contar con calefacción. En este sentido, el 20% del costo por kwh que se añade en forma adicional tiene por objetivo recoger, en cierta medida, una pérdida de beneficios o bienestar en la planta por dejar de incurrir en consumos eléctricos no esenciales que se valorizan por sobre el costo de la energía eléctrica. En este estudio se mantiene el mismo valor del porcentaje adicional utilizado para estimar el costo de bienestar de estudios anteriores del Costo de Falla para Chile. Con respecto al costo por kwh, en un principio se trató de estimarlo para cada planta utilizando lo informado por ellas en la Sección VI de la encuesta, en la que debían señalar tanto la cantidad de energía comprada al sistema como el gasto asociado a dicho consumo de energía (sin incluir el gasto por potencia, transmisión u otros cargos). No obstante, en la mayoría de los casos se pudo constatar que las empresas realmente declaraban la facturación total de electricidad y no solamente la componente de energía. Por esa razón, y con el objeto de tener un referente de costo de energía común para todas las empresas que sea válido en el agregado, se estableció el costo por kwh como el precio medio de mercado (PMM) calculado para clientes libres por la CNE en los informes de precio de nudo de Octubre 2011, de forma independiente para el SING y para el SIC. (1) 20

22 2. Costo de Autogeneración: Corresponde al costo variable de autogeneración, con equipos existentes o por adquirir debido al racionamiento, determinado por cada empresa. Básicamente consiste en el costo de combustibles, lubricantes y mantenimiento utilizado para generar cada kwh. En general, en el sector industrial estos equipos son utilizados en los horarios de medición de la punta del sistema, por lo tanto, la gran parte de las empresas con capacidad de autogeneración disponen de datos confiables para este costo. El costo de autogeneración, se calcula para cada escenario como: Donde: ( ) ( ) [USD] (2) : Inverso del Rendimiento del Equipo (litro/kwh) PD Gen : Precio del Diesel (USD$/litro) : Energía autogenerada, medida en kwh CVNC : Costo Variable No Combustible (CVNC/CVC %) COP P : Costo fijo Operación y Mantención (USD/kW) : Potencia Instalada (kw) En los casos que no existan valores o sean poco coherentes para el rendimiento de los generadores, se utilizó un promedio generado a través de dos regresiones polinomiales de segundo orden, que como resultado entregan el rendimiento en kwh/litro y como variable explicativa tiene a la potencia en kva. Estas dos listas se componen de equipos de la marca Cummins bajo las empresas PowerGeneration y MindongShengyuan. El precio utilizado en la encuesta para el valor del Diesel corresponde al promedio entre julio a diciembre del año 2011 y este corresponde al precio observado al publico en la Región Metropolitana, al cual se le descuenta lo pagado por concepto de IVA, que puede ser utilizado como crédito tributario posteriormente por la empresa (no se descuenta el impuesto específico ya 10, 11 que solamente las empresas de transporte pueden recuperar este impuesto). La potencia o capacidad de los equipos de autogeneración están expresados en kva, donde se aplica un factor de potencia de 0,93 inductivo para transformarla a kw, mínimo valor exigido 10 El valor del precio del petróleo diesel fue tomado del archivo precios_comb_liq_en_el_pais.xls que publica la CNE en El porcentaje del IVA fue tomado del archivo que publica la CNE estructura_precios_combustibles.xls en el mismo sitio web. Finalmente ninguna empresa de transporte declaró utilizar autogeneración, por lo que no fue necesario descontar el impuesto específico al combustible. 11 Se utiliza el precio de venta al público como base para todos los Sistemas Eléctricos, ya que incorpora el margen de comercialización mayorista y minorista (no considerado en los precios de paridad, por ejemplo). 21

23 según el articulo 5-20 de la NTSyCS para tensiones menores a 30 kv, y asumiendo una operación definida por la empresa, según el escenario correspondiente. Para la obtención del costo no combustible, se observaron los datos del informe técnico definitivo para la fijación de precios nudo con fecha Octubre 2011 (CNE). Se obtuvieron porcentajes promedio para el SIC y para el SING respectivamente, que representan el costo no combustible sobre el costo combustible para empresas generadoras con una potencia instalada menor o igual a 50 MW y que su combustible principal sea diesel. Se obtiene un valor aproximado de un 7% para el SIC y un 3% para el SING, adicional sobre el costo de combustible, destinado para suplir fungibles como refrigerantes, aceites, entre otros. Se incorpora también costos relacionados con la operación y al mantenimiento de los equipos electrógenos. Como referencia se observaron los valores utilizados por la CNE en su estudio de fijación de precio nudo de Octubre Estos se usan para la obtención del precio básico de la potencia de punta y son del orden de 0,766 USD/kW para el SIC y 0,813 USD/kW para el SING. Dado que los equipos utilizados en este estudio son de menor capacidad se utiliza finalmente un valor de 1 USD/kW. Para valorizar el costo de la estrategia de comprar un equipo para autogenerar energía, se procede de la siguiente manera: Primero, se estima una regresión polinomial de segundo orden utilizando como variable dependiente el precio del equipo y como variable explicativa la capacidad del equipo (en kva). Segundo, utilizando los coeficientes estimados de la regresión, se predice el precio del equipo que compraría la empresa considerando lo informado por la empresa respecto a los kva del equipo. ( ), - (3) Se supone que los equipos adicionales adquiridos durante una restricción son vendidos al finalizar ésta, por lo que el costo de capital es igual a la depreciación más el gasto financiero, cuya suma se estima en un 30% del valor del equipo. En los casos que las empresas utilicen otros tipos de combustible para generar, estos se aproximan a los valores equivalentes del diesel, debido a que es la tecnología más usual y representativa del mercado. En los casos que las empresas establezcan que los grupos electrógenos a arrendar o comprar sean a base de Gas Natural, estos serán modificados por sus valores equivalentes en diesel ya que los precios actuales en el mercado de equipos electrógenos indican que esta es la mejor opción. 22

24 En caso de que las empresas ya tengan equipos de autogeneración a Gas Natural, estos se utilizarán sin modificaciones, considerando el precio promedio del Gas Natural entre julio a diciembre del 2011 en la Región Metropolitana, bajo la cantidad de 116 m 3 y sin IVA Costo de Eficiencia Energética: Se estima en base al porcentaje de las ventas que la firma invertiría en estas medidas si es que ésta ajusta su consumo de energía con eficiencia energética (auto reporte). 4. Costo de Producción: Se estima en base a la reducción en ventas que sufre la empresa (auto reporte). 5. Otros Costos: Corresponde a los costos para la empresa generados por otras acciones realizadas con motivo de los ajustes de electricidad, según cada escenario de restricción. Se estima en base a un porcentaje de la ventas de la empresa (auto reporte). 12 El valor del precio del gas natural fue tomado del archivo precios_del_gas_natural.xls que publica la CNE en El porcentaje del IVA considerado fue de 19%. 23

25 3. COSTO DE FALLA DE LARGA DURACIÓN: RESULTADOS 3.1. Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para clientes residenciales. En la Tabla 5 se presentan los resultados de la estimación de demanda para clientes residenciales, de acuerdo a la metodología señalada en la sección anterior. Tabla 5. Resultado Estimación Elasticidad de Demanda BT1a Variables Coeficiente Estadístico t p-value ln(q i,t-1) 0,088 2,51 0,012 ln(q i,t-2) 0,433 10,26 0,000 ln(q i,t-3) -0,086-4,84 0,000 ln(q i,t-4) 0,122 8,24 0,000 ln(q i,t-5) -0,064-6,15 0,000 ln(q i,t-6) 0,077 5,35 0,000 ln(q i,t-7) -0,055-5,52 0,000 ln(q i,t-8) 0,037 2,29 0,022 ln(q i,t-9) 0,006 0,62 0,533 ln(q i,t-10) 0,022 1,50 0,133 ln(q i,t-11) 0,076 4,78 0,000 ln(q i,t-12) 0,123 4,98 0,000 ln(q i,t-13) -0,019-1,26 0,210 D SING ln(q i,t-1) 0,108 1,84 0,067 D AYS ln(q i,t-1) -0,116-5,41 0,000 D MAG ln(q i,t-1) 0,012 0,32 0,746 ln(p i,t-1) -0,041-4,30 0,000 D SING ln(p i,t-1) 0,019 1,06 0,290 D AYS ln(p i,t-1) 0,080 1,17 0,241 D MAG ln(p i,t-1) -0,067-1,85 0,065 N = 515 Total observaciones = De los resultados de las estimaciones hay que notar que no existen diferencias (estadísticamente significativas al 5%) en la respuesta del consumo de energía de los sectores residenciales ante cambios en precios, entre los distintos sistemas eléctricos, en el corto plazo. No obstante, sí existe evidencia estadística de diferencias en la dinámica de ajuste del consumo ante cambios en precios, entre los SSMM de Aysén y el SIC (ya que el coeficiente que acompaña a D AYS ln(q i,t-1) es estadísticamente significativo al 5%). Con estas estimaciones, se puede estimar el costo de falla para el sector residencial para los distintos sistemas eléctricos, de acuerdo a la profundidad y duración del racionamiento, el cual se presenta en la Tabla 6 (a-d) para un precio de referencia igual al precio promedio de venta de energía para clientes BT1 durante el mes de diciembre de 2011 para cada uno de los sistemas (incluyendo IVA). 24

26 Tabla 6a. Estimación del Costo de Falla Medio SING (Ch$/kWh) para el Sector Residencial (Precio de referencia: 110,6 Ch$/kWh) Elasticidad a Elasticidad a Elasticidad a Porcentaje de 1 Mes 2 Meses 10 Meses racionamiento (-0,041) (-0,045) (-0,108) 5% $177,75 $172,34 $136,36 10% $244,86 $234,03 $162,07 20% $379,07 $357,42 $213,49 30% $513,28 $480,81 $264,91 100% $1.452,76 $1.344,53 $624,86 Tabla 6b. Estimación del Costo de Falla Medio SIC (Ch$/kWh) para el Sector Residencial (Precio de referencia: 107,7 Ch$/kWh) Elasticidad a Elasticidad a Elasticidad a Porcentaje de 1 Mes 2 Meses 10 Meses racionamiento (-0,041) (-0,045) (-0,108) 5% $173,10 $167,83 $132,79 10% $238,45 $227,91 $157,82 20% $369,15 $348,07 $207,90 30% $499,84 $468,22 $257,97 100% $1.414,73 $1.309,34 $608,50 Tabla 6c. Estimación del Costo de Falla Medio SSMM Aysén para el Sector Residencial (Precio de referencia: 157,5 Ch$/kWh) Elasticidad a Elasticidad a Elasticidad a Porcentaje de 1 Mes 2 Meses 10 Meses racionamiento (-0,041) (-0,040) (-0,086) 5% $253,06 $255,80 $203,45 10% $348,60 $354,08 $249,37 20% $539,67 $550,64 $341,21 30% $730,75 $747,19 $433,06 100% $2.068,26 $2.123,09 $1.075,96 Tabla 6d. Estimación del Costo de Falla Medio SSMM Magallanes para el Sector Residencial (Precio de referencia: 106,7 Ch$/kWh) Elasticidad a Elasticidad a Elasticidad a Porcentaje de 1 Mes 2 Meses 10 Meses racionamiento (-0,047) (-0,045) (-0,108) 5% $171,39 $166,17 $131,47 10% $236,09 $225,65 $156,26 20% $365,49 $344,62 $205,84 30% $494,90 $463,59 $255,42 100% $1.400,74 $1.296,38 $602,48 En este punto cabe señalar lo siguiente. De acuerdo a Serra (2002) y en los estudios de costo de falla realizados desde ese entonces, el costo de falla calculado de acuerdo a la Tabla 2 corresponderían al costo de un racionamiento eficiente, en el que el consumidor residencial puede ajustar su consumo de energía de tal manera que deja de realizar solamente aquellas actividades de 25

27 menor valor para él. Sin embargo, debido a que los racionamientos de energía a nivel de empresas de distribución eléctrica son, hasta el momento, cortes programados que no dependen de los intereses de los consumidores, en realidad se debería considerar como costo de falla el relacionado a un corte total del suministro (racionamiento del 100%). No obstante lo anterior, existen dos razones por las cuáles es preferible utilizar los porcentajes de racionamiento de 5, 10, 20 y 30% para calcular el costo de racionamiento de energía a nivel residencial. En primer lugar, los cortes programados son avisados con la debida antelación a los consumidores, de tal manera que sí existe un espacio para que éstos programen sus actividades laborales y de ocio de tal manera que al momento de ocurrido el corte, no se pierda mucho excedente del consumidor. En segundo lugar, las estimaciones de demanda realizadas utilizan datos mensuales, por lo que la elasticidad de menor plazo que se puede calcular con la información disponible corresponde a la elasticidad precio de todo el consumo realizado en un mes, y no a la elasticidad precio del consumo horario realizado en distintos momentos del día. Asimismo, el consumo utilizado en las estimaciones corresponde a un consumo agregado mensual, por lo que (respecto a ese nivel de consumo mensual) es más natural utilizar porcentajes de racionamiento del orden del 5, 10, 20 y 30%, ya que utilizar un nivel de racionamiento del 100% implicaría que todos los clientes no podría consumir energía en todo el mes. Por lo anterior, para este estudio se propone utilizar como medida del costo de racionamiento de los consumidores aquellos relacionados con porcentajes de racionamiento de 5, 10, 20 y 30%. En todo caso, hay que señalar que, por lo anteriormente expuesto, el costo de falla calculado correspondería a un piso del verdadero costo de falla residencial Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para clientes comerciales y del sector servicios. En la Tabla 7 se presentan los resultados de la estimación de demanda para clientes comerciales y del sector servicios, de acuerdo a la metodología señalada en la sección anterior. Tabla 7. Resultado Estimación Elasticidad de Demanda BT2 Variables Coeficiente Estadístico t p-value ln(q i,t-1) 0,365 9,62 0,000 ln(q i,t-2) 0,376 9,24 0,000 ln(q i,t-3) 0,030 0,93 0,354 ln(q i,t-4) 0,156 4,63 0,000 ln(q i,t-5) -0,095-4,12 0,000 D SING ln(q i,t-1) -0,007-0,14 0,887 D AYS ln(q i,t-1) -0,319-3,53 0,000 D MAG ln(q i,t-1) 0,124 11,57 0,000 ln(p i,t-1) -0,037-4,03 0,000 D SING ln(p i,t-1) -0,067-1,93 0,054 D AYS ln(p i,t-1) 0,067 1,12 0,262 D MAG ln(p i,t-1) 0,040 1,43 0,154 N = 460 Total de observaciones =

28 Al igual que en el caso residencial, no existirían diferencias (estadísticamente significativas al 5%) en la respuesta del consumo de energía de los sectores residenciales ante cambios en precios, entre los distintos sistemas eléctricos, en el corto plazo. No obstante, sí existe evidencia estadística de diferencias en la dinámica de ajuste del consumo ante cambios en precios, entre los SSMM de Aysén y Magallanes respecto al SIC (ya que los coeficientes que acompañan a D AYS ln(q i,t-1) y D MAG ln(q i,t-1) son estadísticamente significativos al 5%). Con los resultados de la estimación anterior, se puede estimar el costo de falla para el sector comercio/servicios, de acuerdo a la profundidad y duración del racionamiento, el cual se presenta en la Tabla 8 (a-d) para cada sistema eléctrico, para un precio de referencia igual al precio promedio de venta de energía para clientes BT2 durante el mes de diciembre de 2011 para cada uno de los sistemas (incluyendo IVA). Tabla 8a. Estimación del Costo de Falla Medio SING (Ch$/kWh) para el Sector Comercial / Servicios (Precio de referencia: 64,2 Ch$/kWh) Porcentaje de racionamiento Elasticidad a 1 Mes (-0,037) Elasticidad a 2 Meses (-0,050) Elasticidad a 10 Meses (-0,187) 5% $108,19 $96,42 $72,81 10% $152,15 $128,62 $81,40 20% $240,09 $193,02 $98,59 30% $328,03 $257,41 $115,77 100% $943,57 $708,21 $236,06 Tabla 8b. Estimación del Costo de Falla Medio SIC (Ch$/kWh) para el Sector Comercial / Servicios (Precio de referencia: 73,3 Ch$/kWh) Porcentaje de racionamiento Elasticidad a 1 Mes (-0,037) Elasticidad a 2 Meses (-0,050) Elasticidad a 10 Meses (-0,187) 5% $123,42 $109,99 $83,06 10% $173,58 $146,73 $92,87 20% $273,90 $220,20 $112,47 30% $374,22 $293,66 $132,07 100% $1.076,44 $807,93 $269,30 Tabla 8c. Estimación del Costo de Falla Medio SSMM Aysén para el Sector Comercial / Servicios (Precio de referencia: 85,2 Ch$/kWh) Porcentaje de racionamiento Elasticidad a 1 Mes (-0,037) Elasticidad a 2 Meses (-0,038) Elasticidad a 10 Meses (-0,090) 5% $143,50 $140,94 $108,85 10% $201,83 $196,69 $132,51 20% $318,47 $308,19 $179,83 30% $435,11 $419,70 $227,16 100% $1.251,60 $1.200,23 $558,43 27

29 Tabla 8d. Estimación Costo de Falla Medio SSMM Magallanes para Sector Comercial/Servicios (Precio de referencia: 52,9 Ch$/kWh) Porcentaje de racionamiento Elasticidad a 1 Mes (-0,037) Elasticidad a 2 Meses (-0,054) Elasticidad a 10 Meses (-0,267) 5% $89,17 $77,27 $57,88 10% $125,41 $101,60 $62,83 20% $197,89 $150,28 $72,73 30% $270,36 $198,95 $82,63 100% $777,71 $539,66 $151,94 Por razones similares a las establecidas para el sector residencial, para este estudio se propone utilizar como medida del costo de racionamiento de los clientes comerciales / residenciales aquellos relacionados con porcentajes de racionamiento de 5, 10, 20 y 30%. En todo caso, hay que señalar que el costo de falla calculado también correspondería a un piso del verdadero costo de falla para estos sectores Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para clientes del sector minero. En base a las encuestas realizadas, se logró una representación de aproximadamente el 88% del consumo de energía del sector minero en el SIC, y el 92% en el SING. En la Tabla 9 (a y b) se presenta el porcentaje de kwh no suministrados durante el racionamiento que son cubiertos mediante las distintas fuentes de ahorro que pueden disponer la empresa, de acuerdo a lo discutido en la sección 2 de este estudio, para el SING y SIC. Tabla 9a. Fuentes de ahorro utilizadas por las empresas del sector minero SING, para distintos escenarios de racionamiento (% de kwh racionados que utiliza cada Fuente). 28

30 Tabla 9b. Fuentes de ahorro utilizadas por las empresas del sector minero SIC, para distintos escenarios de racionamiento (% de kwh racionados que utiliza cada Fuente). Como se puede apreciar, en el sector minero del SING la principal fuente de ahorro de energía eléctrica es la autogeneración con equipos propios, seguida de pérdidas en la producción y otras fuentes. En cambio, en el SIC las principales fuentes de ahorro de energía eléctrica en caso de racionamiento provienen de la autogeneración (propia o mediante la compra de equipos electrógenos), seguida de pérdidas en la producción e implementación de medidas de eficiencia energética. En la Tabla 10 (a y b) se presenta la estimación del costo de falla de larga duración, bajo distintos escenarios, para el sector minero del SING y SIC. Tabla 10a. Estimación del Costo de Falla Medio SING (Ch$/kWh) para el Sector Minero Porcentaje de racionamiento Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% $241,78 $237,22 $211,13 10% $273,46 $270,18 $267,53 20% $479,04 $370,50 $301,33 30% $649,44 $454,19 $319,70 Porcentaje de racionamiento Tabla 10b. Estimación del Costo de Falla Medio SIC (Ch$/kWh) para el Sector Minero Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% $307,84 $291,27 $283,79 10% $385,52 $375,57 $368,39 20% $520,59 $509,68 $501,62 30% $524,10 $512,75 $504,46 29

31 3.4. Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para clientes del sector industrial. En base a las encuestas realizadas a grandes clientes libres del SIC se logró una representación de aproximadamente el 23% del consumo de energía del sector industrial en el SIC, y el 13% en el SING. No obstante lo anterior, en el caso del SING, se optó por considerar las pocas encuestas realizadas en el sector industrial con encuestas realizadas en otros sectores, dentro de la categoría Empresas Varias, debido a que se tiene una buena representación del consumo del SING a través del sector Minero y no se considera suficiente el porcentaje de consumo obtenido de las empresas del sector industrial para representar al sector completo. En la Tabla 11 se presenta el porcentaje de kwh no suministrados durante el racionamiento que son cubiertos mediante las distintas fuentes de ahorro que pueden disponer la empresa del sector industrial, de acuerdo a lo discutido en la sección 2 de este estudio, para el SIC. Tabla 11. Fuentes de ahorro utilizadas por las empresas del sector industrial SIC, para distintos escenarios de racionamiento (% de kwh racionados que utiliza cada Fuente). Como se puede apreciar, las principales estrategias que utilizan las empresas del sector industrial en el SIC para enfrentar un racionamiento corresponden a reducción en la producción y autogeneración (propia y con equipos comprados o arrendados). En la Tabla 12 se presenta la estimación del costo de falla de larga duración, bajo distintos escenarios, para el sector industrial del SIC. Porcentaje de racionamiento Tabla 12. Estimación del Costo de Falla Medio SIC (Ch$/kWh) para el Sector Industrial Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% $279,32 $281,03 $410,10 10% $350,35 $343,23 $429,76 20% $420,22 $411,17 $439,64 30% $443,79 $437,81 $440,77 30

32 3.5. Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para clientes del sector transporte. De acuerdo a las Tablas 1 y 2 de la Sección 2, el consumo del sector transporte (principalmente Metro y ferrocarriles) solamente es relevante para el SIC. En base a las encuestas completas entregadas hasta el momento, se ha logrado una representación de prácticamente el 100% del consumo de energía del sector transporte en el SIC. En la Tabla 13 se presenta el porcentaje de kwh no suministrados durante el racionamiento que son cubiertos mediante las distintas fuentes de ahorro que pueden disponer la empresa del sector transporte, de acuerdo a lo discutido en la sección 2 de este estudio, para el SIC. Tabla 13. Fuentes de ahorro utilizadas por las empresas del sector transporte SIC, para distintos escenarios de racionamiento (% de kwh racionados que utiliza cada Fuente). Como se puede apreciar, las empresas de transporte enfrentan el racionamiento eléctrico principalmente mediante la reducción de producción (principalmente mediante la readecuación de los programas de circulación de trenes, disminuyendo el número de coche-kilómetros diarios y acortando los días o periodos de funcionamiento). En la Tabla 14 se presenta la estimación del costo de falla de larga duración, bajo distintos escenarios, para el sector transporte del SIC. Porcentaje de racionamiento Tabla 14. Estimación del Costo de Falla Medio SIC (Ch$/kWh) para el Sector Transporte Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% $464,83 $461,35 $459,60 10% $496,41 $494,44 $493,87 20% $514,78 $513,73 $512,90 30% $519,90 $518,94 $518,17 31

33 3.6. Resultados del cálculo de costo de falla de larga duración para Empresas Varias. En el caso del SING se consideran las encuestas recibidas por los siguientes clientes libres: Atacama Agua y Tecnología, Inacesa y Enaex (Plantas Prillex y Río Loa). En el caso del SIC se consideran las encuestas recibidas por los siguientes clientes libres: Viña San Pedro (Plantas Lontué y Molina), Viña Tarapacá, Pesquera Camanchaca Norte, Aeropuerto de Santiago, Puerto de Ventanas y GNL Quintero. En la Tabla 15 (a y b) se presenta la estimación del costo de falla de larga duración, bajo distintos escenarios, para Otros Sectores del SING y SIC (no se presenta el cuadro de fuentes de ahorro porque no es representativo de ningún sector). Tabla 15a. Estimación del Costo de Falla Medio SING (Ch$/kWh) para Empresas Varias Porcentaje de racionamiento Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% $116,10 $114,10 $114,09 10% $146,93 $147,00 $147,03 20% $179,91 $179,90 $179,97 30% $283,57 $267,10 $228,49 Porcentaje de racionamiento Tabla 15b. Estimación del Costo de Falla Medio SIC (Ch$/kWh) para Empresas Varias Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% $581,85 $569,96 $563,62 10% $585,65 $574,69 $568,99 20% $564,43 $536,04 $551,02 30% $547,40 $536,25 $567, Resultados del cálculo de costo de falla de largo duración para cada Sistema Eléctrico. Para calcular el Costo de falla de larga duración para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), utilizamos las estimaciones del costo de falla calculadas para los sectores minería, comercial, residencial y empresas varias en las secciones anteriores, que en conjunto representan el 90,5% del consumo de energía de todo el sistema. Las proporciones utilizadas para ponderar el costo de falla de cada uno de estos sectores se presenta en la siguiente Tabla: 32

34 Tabla 16. Ponderación de Sectores Económicos en cálculo de Costo de Falla de larga duración SING Sector Económico Consumo [GWh] SING Consumo [%] Ponderación Costo Falla Transporte - 0,0% Minería ,5% 91,1% Industrial 772 5,3% Comercial 431 2,9% 3,3% Residencial 582 4,0% 4,4% Público 457 3,1% Agricola 9 0,1% Varios 316 2,2% Total ,0% Empresas Varias 165 1,1% 1,2% Dado lo anterior, a continuación se presenta el cálculo del Costo de Falla de larga duración para el SING. 13 Tabla 17. Estimación del Costo de Falla Medio SING (Ch$/kWh) Porcentaje de racionamiento Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% $233,05 $228,25 $202,11 10% $266,68 $262,44 $255,30 20% $463,17 $361,78 $289,32 30% $628,45 $446,62 $309,47 Para calcular el Costo de falla de larga duración para el Sistema Interconectado Central (SIC), utilizamos las estimaciones del costo de falla calculadas para los sectores minería, industrial, transporte, comercial, residencial y empresas varias en las secciones anteriores, que en conjunto representan el 86,1% del consumo de todo el sistema. Las proporciones utilizadas para ponderar el costo de falla de cada uno de estos sectores se presenta en la siguiente Tabla: 13 Como el sector industrial y el resto de los sectores tienen un peso menor en la demanda de energía del SING, no se espera que el costo de falla calculado cambie de manera significativa. 33

35 Tabla 18. Ponderación de Sectores Económicos en cálculo de Costo de Falla de larga duración SIC Sector Económico Consumo [GWh] SIC Consumo [%] Ponderador Costo Falla Transporte 437 1,0% 1,2% Minería ,4% 22,5% Industrial ,0% 34,8% Comercial ,3% 17,8% Residencial ,3% 23,5% Público ,2% Agricola ,0% Varios ,9% Total ,0% Empresas Varias 106 0,2% 0,3% A continuación se presenta el resultado del cálculo del Costo de Falla de larga duración para el SIC. Tabla 19. Estimación del Costo de Falla Medio SIC (Ch$/kWh) Porcentaje de racionamiento Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% $236,44 $229,60 $259,77 10% $303,31 $291,28 $293,70 20% $406,74 $386,53 $342,54 30% $464,32 $437,87 $358,95 Ante ausencia de mayor información de grandes clientes para los Sistemas Medianos de Cochamó, Hornopirén y Palena, ubicados en la X Región, y de las ponderaciones que los diferentes clientes poseen en estos sistemas (solamente existen información de consumo por tipo de cliente a nivel agregado para la X Región) se propone aplicar los mismos valores del Costo de Falla de larga duración para el SIC. La evidencia estadística indica que no existen diferencias significativas en la respuesta del sector residencial y comercial del SIC versus el resto de sistemas ante cambios en precios de la energía, por lo que la afectacion al bienestar de la población y del sector comercial ante un racionamiento eléctrico debiera ser similar a lo largo de Chile, incluída la X Región. Asimismo, los costos de racionamiento del sector industrial y minero en el SIC y SING que se obtienen de este estudio son muy similares entre sí, por lo que parece razonable esperar niveles de costos muy similares para el sector industrial en Sistemas Medianos. Por lo anterior, para los Sistemas Medianos de Aysén y General Carrera se propone utilizar los valores de costo de falla medio para los sectores residencial y comercial estimados para dichos sistemas, y extrapolar los valores de costo de falla medio de los sectores Minería e Industrial del SIC, aplicándo los siguientes ponderadores para cada uno de ellos. 34

36 Tabla 20. Ponderación de Sectores Económicos en cálculo de Costo de Falla de larga duración SSMM Aysén y Gral Carrera Sector Económico Consumo [GWh] SSMM Aysén y Gral Carrera Consumo [%] Ponderador Costo Falla Transporte - 0,0% Minería 31 18,8% 23,1% Industrial 53 32,1% 39,6% Comercial 12 7,3% 9,0% Residencial 38 23,0% 28,4% Público 6 3,4% Agricola - 0,0% Varios 25 15,4% Total ,0% 100% Los supuestos anteriores dan origen a los siguientes valores para el costo de falla de los SSMM de Aysén y General Carrera. Tabla 21. Estimación del Costo de Falla Medio SSMM Aysén y General Carrera (Ch$/kWh) Porcentaje de racionamiento Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% $266,30 $263,69 $295,29 10% $344,68 $340,66 $337,77 20% $468,19 $464,28 $402,78 30% $542,97 $541,26 $434,18 Para los SSMM de Punta Arenas, Puerto Natales, Puerto Williams y Porvenir, en la Región de Magallanes, se propone utilizar la misma metodología anterior. Los ponderadores a utilizar en esta ocasión se presentan en la siguiente tabla. 35

37 Tabla 22. Ponderación de Sectores Económicos en cálculo de Costo de Falla de larga duración SSMMs de Magallanes Sector Económico Consumo [GWh] SSMMs de Magallanes Consumo [%] Ponderador Costo Falla Transporte - 0,0% Minería 1 0,3% 0,28% Industrial ,9% 48,20% Comercial 76 19,2% 21,05% Residencial ,8% 30,47% Público 11 2,8% Agricola - 0,0% Varios 24 6,0% Total ,0% 100% Los supuestos anteriores dan origen a los siguientes valores para el costo de falla de los SSMM de Punta Arenas, Puerto Natales, Puerto Williams y Porvenir. Tabla 23. Estimación del Costo de Falla Medio SSMMs de Magallanes (Ch$/kWh) Porcentaje de racionamiento Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% $206,49 $203,17 $250,71 10% $268,28 $256,63 $269,02 20% $357,02 $336,25 $291,34 30% $423,08 $395,59 $309, Costo de Falla de Larga Duración promedio para cada Sistema. A fin de obtener un costo de falla promedio para cada Sistema eléctrico, es necesario obtener ponderadores o pesos para cada uno de los costos de falla obtenidos para cada profundidad y duración. Para ello se debe obtener las probabilidades de ocurrencia de los escenarios planteados. Para poder disponer de diferentes probabilidades de ocurrencia de los escenarios planteados en el contexto del costo de falla de larga duración y dado que no se cuenta con una estadística que permita poder construir escenarios con validez histórica, se recurre entonces a la utilización de una función inversa. Esto significa que la probabilidad de ocurrencia de un escenario de racionamiento es inversamente proporcional a la duración y a la profundidad de éste, según la siguiente ecuación: 36

38 Donde K una constante a estimar. En este caso, utilizamos la misma estimación de K realizada para el estudio de Costo de Falla del año 2006, la cual se estima en Con este valor de K, se obtienen las siguientes probabilidades para los escenarios planteados: Tabla 24. Estimación de la Probabilidad de ocurrencia de los distintos escenarios de racionamiento Porcentaje de racionamiento Duración 1 Mes Duración 2 Meses Duración 10 Meses 5% 0,326 0,163 0,033 10% 0,163 0,082 0,016 20% 0,082 0,041 0,008 30% 0,054 0,027 0,005 Con estas probabilidades de ocurrencia, se obtienen los siguientes Costos de Falla Promedio para cada Sistema Eléctrico: 14 SING: 291,59 Ch$ / kwh ó 592,91 USD$/MWh. SIC: 291,73 Ch$ / kwh ó 593,19 USD$/MWh. SSMMs Cochamó, Hornopirén y Palena: 291,73 Ch$ / kwh ó 593,19 USD$/MWh. SSMMs Aysén y General Carrera: 335,82 Ch$ / kwh ó 682,84 USD$/MWh. SSMMs Punta Arenas, Puerto Natales, Puerto Williams y Porvenir: 258,25 Ch$ / kwh ó 525,11 USD$/MWh Fórmula de Indexación del Costo de Falla de Larga Duración. Para determinar la fórmula de indexación del costo de racionamiento, se usan fórmulas desagregadas para cada uno de los sectores: Industrial, Minería, Transporte, Comercial, Residencial y Empresas Varias. Esto se realiza para cada uno de los 12 escenarios considerados en este estudio, tanto para el sistema SIC como para el sistema SING y SSMMs. Luego, el costo de racionamiento actualizado se obtiene usando la misma fórmula que pondera cada escenario por su probabilidad de ocurrencia, en donde se incluyen los indexadores calculados para cada sector y escenario. En esta sección se presentan las metodologías de indexación con las tablas correspondientes a los parámetros que intervienen en el cálculo de los indexadores, se definen los valores base y, se describe la metodología de aplicación para cada sector y sistema eléctrico por separado. Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SING, sector Minero En el SING el sector productivo más relevante es el de la Minería. Para este sector, en primer lugar, se considera la participación de las distintas componentes utilizadas en la determinación del costo 14 En todos los casos se utiliza el tipo de cambio observado promedio Julio Diciembre 2011, de 491,8 pesos por dólar americano. 37

39 de racionamiento, a través de su peso porcentual. Dichas componentes se presentan desglosadas en la Tabla 25, en los ítems de: No esencial, Autogeneración propia, Autogeneración con equipos nuevos o arrendados, Sustitución de electricidad, Eficiencia Energética, Producción, Otros y Costo de Capital de los equipos electrógenos nuevos/arrendados para enfrentar el racionamiento. Tabla 25. Participación de las Fuentes de ahorro en el Costo de Racionamiento del sector Minero SING, para distintos escenarios de racionamiento (% del Costo Total del Racionamiento atribuible a cada Fuente). De la Tabla se puede apreciar que la componente que más influye en el costo de racionamiento del Sector Minero es Autogeneración Propia o con Equipos arrendados/comprados, consignados en las columnas (A) y (C), seguido de la pérdida de producción, consignada en la columna (P). Por su parte, sustitución de electricidad, eficiencia y costo de capital son los de menor importancia. Los costos anteriores se indexan para considerar las variaciones en el tiempo de cada componente, las que incluyen los siguientes indicadores: DO PNE PD : Promedio mensual para el Dólar Observado que determina el Banco Central y publica el SII. 15 Promedio móvil del dólar mensual promedio de los seis meses anteriores al de la indexación. El índice se actualiza cada mes, sin rezago (considerar solo mes entero). : Precio Básico de Energía en la Subestación Crucero 220 [kv], en $/kwh (s/iva). Valor nominal vigente al mes anterior al que se aplica la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, 16 el cual se actualiza en forma periódica una vez que termina una fijación de precio de nudo de corto plazo en los meses de abril y octubre de cada año, o una indexación del mismo. : Precio Paridad del Petróleo Diesel (US$/m3) 0,69 DO. 17 Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página archivo hist_pn.xls, Fijaciones. 17 El 0,69 corresponde al peso que tiene el precio del diesel a la salida de la Refinería Con-Cón de ENAP en el precio al consumidor final (promedio año 2011 para la RM), cuyo costo de oportunidad es el precio de paridad. 38

40 web de la CNE, 18 el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. 19 PG : Precio de paridad Gas Licuado 0,48 DO. 20 Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, 21 el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. 22 SC : Producer Price Index. Semiconductors and related device mfg. (ID: ). 23 Disponible en la página 51 de Valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. 24 IPPM : Índice de Precios de Productor para el sector Minero, publicado por el INE. 25 Promedio móvil de los seis meses anteriores al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. Ta DEN : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos fuera de zona franca. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. 26 : Producer Price Index. Diesel, semidiesel, and dual-fuel engines (except automotive) (ID: ). Disponible en la página 47 de Valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes archivo precios_paridad.xls, Petróleo Diesel. 19 Se propone utilizar el precio de paridad en lugar del precio mensual regional del diesel publicado por la CNE, debido a que la principal fuente de variación en el precio del diesel son los precios internacionales (costo de oportunidad del insumo) e internación del producto, además de que se actualiza rápidamente. 20 El 0,48 corresponde al peso que tiene el precio del GLP a la salida de la Refinería Con-Cón de ENAP en el precio al consumidor final (promedio año 2011 para la RM), cuyo costo de oportunidad es el precio de paridad archivo precios_paridad.xls, Gas Licuado. 22 Se propone utilizar el precio de paridad en lugar del precio mensual regional del gas natural 116 m3 publicado por la CNE, debido a que en Chile las empresas de distribución de gas natural como estrategia comercial fijan su precio en base al precio de mercado equivalente del sustituto GLP (ver, por ejemplo, Saavedra y Fosco (2003), Mercados de Gas Natural: análisis comparado de la experiencia internacional ), y la principal fuente de variación en el precio del GLP son los precios internacionales (costo de oportunidad del insumo) e internación del producto, además de que es un indexador que se actualiza rápidamente. 23 Se identifican el uso de dispositivos eléctricos eficientes y, de motores Premium y variadores de frecuencia como las medidas de mayor repercusión en eficiencia energética en la industria, en cuanto a electricidad se refiere. Dado lo anterior, se sugiere hacer uso de indicador que informe sobre la evolución de este tipo de equipamiento. 24 Según la Nota Técnica, todos los índices PPI están sujetos a revisión 4 meses posteriores a su publicación original Series Mensuales Base Anual 2009=100, C) IPP Minería, Categoría (Niveles y Variaciones) Este índice se enfoca a la compra de equipos de generación diesel dado que la encuesta así lo indica. 39

41 EQ EE RH : EQ1 = DO x DEN x (1+Ta). : EE1 = DO x SC x (1+Ta) : Índice Real de Remuneraciones (IR Real) por Hora, publicado por el INE. 28 Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. 29 El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 2 meses. La indexación propuesta, para el costo de falla de larga duración en pesos chilenos, queda dada por la siguiente fórmula: ( ) Los valores de A i, B i, C i, S i, E i, P i, O i y K i se obtienen de la Tabla 25, donde el subíndice i señala cada uno de los doce escenarios de racionamiento analizados, los valores A y C se suman ya que para ambos el indicador es el mismo (precio del diesel). Cada uno de los valores indicados con un subíndice 0 corresponden a los valores de referencia considerados. Se considera como fecha base el mes de Diciembre de La Tabla 26 incluye los valores de las variables descritas, para el mes base (Diciembre 2011) o periodo base (promedio de Julio a Diciembre 2011). Tabla 26. Valor Base (periodo 0 ) de los Indexadores Indexador Valor en Periodo 0 DO 0 491,795 PNE 0 40,887 PD ,28 PG ,49 SC 0 40,80 IPPM 0 158,98 Ta 0,06 DEN 0 153,30 EQ ,70 EE , ries_estadisticas.php, A) Series Mensuales Base Anual 2009=100, IR Real General (Indices y Variaciones). 29 Por lo general, en Otros, los costos de mayor relevancia descritos por las empresas están asociados a remuneraciones extra, cambio de turnos, contratación de personal externo, etc. por lo que se considera más adecuado asociarlo con RH y no con indicadores de producción industrial (IPP) o costo de insumos (IPM). 40

42 RH 0 105,81 Según se comporten los diferentes indexadores, se obtiene el valor de IM i que aplica a cada escenario del costo de racionamiento de largo de plazo del sector industrial. Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SING, Empresas Varias En el SING también hay que considerar a las Empresas Varias que entran también en la cuantificación de su costo de racionamiento. En la siguiente Tabla se presentan los pesos porcentuales en términos de costos de las distintas estrategias para enfrentar el racionamiento. Tabla 27. Participación de las Fuentes de ahorro en el Costo de Racionamiento de Empresas Varias SING, para distintos escenarios de racionamiento (% del Costo Total de Racionamiento atribuible a cada Fuente). De la Tabla 27 se puede apreciar que las componentes principales en el costo de racionamiento de las Empresas Varias es la pérdida de producción y la autogeneración propia. Los valores anteriores se indexan para considerar las variaciones en el tiempo de cada componente, las que incluyen los siguientes indicadores: DO PNE PD PG : Promedio mensual para el Dólar Observado que determina el Banco Central y publica el SII. Promedio móvil del dólar mensual promedio de los seis meses anteriores al de la indexación. El índice se actualiza cada mes, sin rezago (considerar solo mes entero). : Precio Básico de Energía en la Subestación Crucero 220 [kv], en $/kwh (s/iva). Valor nominal vigente al mes anterior al que se aplica la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma periódica una vez que termina una fijación de precio de nudo de corto plazo en los meses de abril y octubre de cada año, o una indexación del mismo. : Precio Paridad del Petróleo Diesel (US$/m3) 0,69 DO. Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. : Precio de paridad Gas Licuado 0,48 DO. Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la 41

43 CNE, el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. SC IPPI Ta DEN EQ EE RH : Producer Price Index. Semiconductors and related device mfg. (ID: ). Disponible en la página 51 de Último valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. : Índice de Precios de Productor Industrias, publicado por el INE. 30 Promedio móvil de los seis meses anteriores al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos fuera de zona franca. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. : Producer Price Index. Diesel, semidiesel, and dual-fuel engines (except automotive) (ID: ). Disponible en la página 47 de Último valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. : EQ1 = DO x DEN x (1+Ta). : EE1 = DO x SC x (1+Ta) : Índice Real de Remuneraciones (IR Real) por Hora, publicado por el INE. Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 2 meses. La indexación propuesta, para el costo de falla de larga duración en pesos chilenos, queda dada por la siguiente fórmula: ( ) Los valores de A i, B i, C i, S i, E i, P i, O i y K i se obtienen de la Tabla 27 para las Empresas Varias, donde el subíndice i señala cada uno de los doce escenarios de racionamiento analizados, los valores A y C se suman ya que para ambos el indicador es el mismo (precio del diesel). Cada uno de los valores indicados con un subíndice 0 corresponden a los valores de referencia considerados. Se considera como fecha base el mes de Diciembre de La Tabla 28 incluye los 30 Series Mensuales Base Anual 2009=100, A) IPP Industrias, Categoría (Niveles y Variaciones). 42

44 valores de las variables descritas, para el mes base (Diciembre 2011) o periodo base (promedio de Julio a Diciembre 2011). Tabla 28. Valor Base (periodo 0 ) de los Indexadores Indexador Valor en Periodo 0 DO 0 491,795 PNE 0 40,887 PD ,28 PG ,49 SC 0 40,80 IPPI 0 134,44 Ta 0,06 DEN 0 153,30 EQ ,70 EE ,15 RH 0 105,81 Según se comporten los diferentes indexadores, se obtiene el valor de IV i que aplica a cada escenario del costo de racionamiento de largo de plazo del sector industrial. Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SING, sector Residencial y Comercial Tanto para el sector Residencial como para el Comercial se consideran cuatro comunas representativas del sistema SING, usando criterios tales como la cantidad de energía consumida y el precio de ésta. Para el sector Residencial, las comunas seleccionadas representan el 88% del consumo total BT1a, y para el sector Comercial representan el 84% del consumo total BT2. Para determinar la participación de cada una de las comunas elegidas en el indexador del respectivo sector, se considera la cantidad energía consumida durante el año 2010, para así evitar tomar un valor de referencia de consumo estacionario, como por ejemplo el de un mes en particular, que pudiera no ser del todo representativo del comportamiento del consumo de dichas comunas a lo largo de un periodo de tiempo más largo. Tabla 29. Peso relativo de cada comuna en la determinación del precio promedio de energía para Clientes BT1a y BT2, para el SING (precios vigentes en Diciembre de 2011). 43

45 Una vez obtenida la participación de cada una de las comunas, se decide tomar como precio de la energía para el sector residencial y comercial el promedio ponderado de las tarifas vigentes en esas comunas para clientes BT1a y BT2 respectivamente, utilizando como ponderadores el porcentaje de energía consumida por cada comuna, tanto para el sector residencial como para el comercial. Lo anterior se realiza tanto para los precios de referencia (Cargo base de energía para clientes BT1a y BT2, aéreo, en Diciembre de 2011), como para los precios futuros a considerar (Cargo base de energía para clientes BT1a y BT2, aéreo, en el futuro). Así, para determinar el indexador se aplica la variación en promedio de la tarifa BT1a o BT2 (aéreo) del cargo por energía base, con respecto al promedio de Diciembre de El factor para el sector residencial se designa como IB, mientras que para el sector comercial, éste se designa IC. De esta manera, la fórmula para los factores residencial (IB) y comercial (IC) quedan expresados de la siguiente manera: donde el subíndice i señala cada uno de los doce escenarios de racionamiento analizados, Part j corresponde a la participación en el promedio de la empresa j, según lo señalado en la Tabla 29, PBT1a j corresponde al cargo de energía base para clientes BT1a (aéreo) que cobra la empresa j en la comuna respectiva y PBT2 j corresponde al cargo de energía base para clientes BT2 (aéreo) que cobra la empresa j en la comuna respectiva. Las tarifas correspondientes a las empresas y comunas detalladas con anterioridad son los que se aplican para estimar la variación porcentual del indexador respectivo. Costo de Racionamiento por Sectores SING La variación porcentual obtenida (IM, IV, IB e IC) calculados para los sectores considerados en el estudio para el SING, se aplican para cada escenario de racionamiento, de acuerdo a como se muestra en la Tabla más abajo. Para la determinación del valor actualizado del costo de racionamiento, se procede a tomar las cuatro componentes que corresponden al sector Residencial, Comercial y Minería y Empresas Varias y se multiplica cada costo de racionamiento por su indexador correspondiente. Con ello se obtienen los costos de racionamiento para cada sector, para todas las profundidades y duraciones de racionamiento incluidas en el estudio. 44

46 El Costo de Racionamiento del Sistema se obtiene sumando los Costos indexados de cada sector multiplicados por su importancia relativa. El Costo de Racionamiento promedio indexado del Sistema se obtiene aplicando las probabilidades de ocurrencia de cada escenario, determinadas en la sección anterior. Tabla 30. Indexadores para el SING. Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SIC, Sector Minero En la siguiente Tabla se presentan los pesos porcentuales en términos de costos de las distintas estrategias para enfrentar el racionamiento para las empresas del Sector Minero del SIC. 45

47 Tabla 31. Participación de las Fuentes de ahorro en el Costo de Racionamiento de Sector Minero SIC, para distintos escenarios de racionamiento (% del Costo Total de Racionamiento atribuible a cada Fuente). De la Tabla se puede apreciar que las componentes principales en el costo de racionamiento del Sector Minero del SIC es la pérdida de producción. Los valores anteriores se indexan para considerar las variaciones en el tiempo de cada componente, las que incluyen los siguientes indicadores: DO : Promedio mensual para el Dólar Observado que determina el Banco Central y publica el SII. Promedio móvil del dólar mensual promedio de los seis meses anteriores al de la indexación. El índice se actualiza cada mes, sin rezago (considerar solo mes entero). PNE2 : Precio Básico de Energía en la Subestación Alto Jahuel 220 [kv], en $/kwh (s/iva). Valor nominal vigente al mes anterior al que se aplica la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma periódica una vez que termina una fijación de precio de nudo de corto plazo en los meses de abril y octubre de cada año, o una indexación del mismo. PD PG SC : Precio Paridad del Petróleo Diesel (US$/m3) 0,69 DO. Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. : Precio de paridad Gas Licuado 0,48 DO. Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. : Producer Price Index. Semiconductors and related device mfg. (ID: ). Disponible en la página 51 de Último valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. IPPM : Índice de Precios de Productor para el sector Minero, publicado por el INE. Promedio móvil de los seis meses anteriores al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. 46

48 Ta DEN EQ EE RH : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos fuera de zona franca. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. : Producer Price Index. Diesel, semidiesel, and dual-fuel engines (except automotive) (ID: ). Disponible en la página 47 de Último valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. : EQ1 = DO x DEN x (1+Ta). : EE1 = DO x SC x (1+Ta) : Índice Real de Remuneraciones (IR Real) por Hora, publicado por el INE. Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 2 meses. La indexación propuesta, para el costo de falla de larga duración en pesos chilenos, queda dada por la siguiente fórmula: ( ) La Tabla 32 incluye los valores de las variables descritas, para el mes base (Diciembre 2011) o periodo base (promedio de Julio a Diciembre 2011). Tabla 32. Valor Base (periodo 0 ) de los Indexadores Indexador Valor en Periodo 0 DO 0 491,795 PNE2 0 44,661 PD ,28 PG ,49 SC 0 40,80 IPPM 0 158,98 Ta 0,06 DEN 0 153,30 EQ ,70 EE ,15 RH 0 105,81 47

49 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SIC, Sector Industrial En la siguiente Tabla se presentan los pesos porcentuales en términos de costos de las distintas estrategias para enfrentar el racionamiento para las empresas del Sector Industrial del SIC. Tabla 33. Participación de las Fuentes de ahorro en el Costo de Racionamiento de Sector Industrial SIC, para distintos escenarios de racionamiento (% del Costo Total de Racionamiento atribuible a cada Fuente). De la Tabla se puede apreciar que las componentes principales en el costo de racionamiento del Sector Industrial del SIC es la pérdida de producción. Los valores anteriores se indexan para considerar las variaciones en el tiempo de cada componente, las que incluyen los siguientes indicadores: DO : Promedio mensual para el Dólar Observado que determina el Banco Central y publica el SII. Promedio móvil del dólar mensual promedio de los seis meses anteriores al de la indexación. El índice se actualiza cada mes, sin rezago (considerar solo mes entero). PNE2 : Precio Básico de Energía en la Subestación Alto Jahuel 220 [kv], en $/kwh (s/iva). Valor nominal vigente al mes anterior al que se aplica la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma periódica una vez que termina una fijación de precio de nudo de corto plazo en los meses de abril y octubre de cada año, o una indexación del mismo. PD PG : Precio Paridad del Petróleo Diesel (US$/m3) 0,69 DO. Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. : Precio de paridad Gas Licuado 0,48 DO. Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. 48

50 SC : Producer Price Index. Semiconductors and related device mfg. (ID: ). Disponible en la página 51 de Último valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. IPPm : Índice de Precios de Productor para el sector Industrial Manufacturero publicado por el INE. 31 Promedio móvil de los seis meses anteriores al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. Ta DEN EQ EE RH : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos fuera de zona franca. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. : Producer Price Index. Diesel, semidiesel, and dual-fuel engines (except automotive) (ID: ). Disponible en la página 47 de Último valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. : EQ1 = DO x DEN x (1+Ta). : EE1 = DO x SC x (1+Ta) : Índice Real de Remuneraciones (IR Real) por Hora, publicado por el INE. Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 2 meses. La indexación propuesta, para el costo de falla de larga duración en pesos chilenos, queda dada por la siguiente fórmula: ( ) La Tabla 34 incluye los valores de las variables descritas, para el mes base (Diciembre 2011) o periodo base (promedio de Julio a Diciembre 2011) Series Mensuales Base Anual 2009=100, B) IPP Industria Manufacturera, Categoría (Niveles y Variaciones). 49

51 Tabla 34. Valor Base (periodo 0 ) de los Indexadores Indexador Valor en Periodo 0 DO 0 491,795 PNE2 0 44,661 PD ,28 PG ,49 SC 0 40,80 IPPm 0 111,19 Ta 0,06 DEN 0 153,30 EQ ,70 EE ,15 RH 0 105,81 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SIC, Sector Transporte En la siguiente Tabla se presentan los pesos porcentuales en términos de costos de las distintas estrategias para enfrentar el racionamiento para las empresas del Sector Transporte del SIC. Tabla 35. Participación de las Fuentes de ahorro en el Costo de Racionamiento de Sector Transporte SIC, para distintos escenarios de racionamiento (% del Costo Total de Racionamiento atribuible a cada Fuente). De la Tabla se puede apreciar que las componentes principales en el costo de racionamiento del Sector Transporte del SIC es la pérdida de producción. Los valores anteriores se indexan para considerar las variaciones en el tiempo de cada componente, las que incluyen los siguientes indicadores: DO : Promedio mensual para el Dólar Observado que determina el Banco Central y publica el SII. Promedio móvil del dólar mensual promedio de los seis meses anteriores al de la indexación. El índice se actualiza cada mes, sin rezago (considerar solo mes entero). 50

52 PNE2 : Precio Básico de Energía en la Subestación Alto Jahuel 220 [kv], en $/kwh (s/iva). Valor nominal vigente al mes anterior al que se aplica la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma periódica una vez que termina una fijación de precio de nudo de corto plazo en los meses de abril y octubre de cada año, o una indexación del mismo. PD PG SC : Precio Paridad del Petróleo Diesel (US$/m3) 0,69 DO. Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. : Precio de paridad Gas Licuado 0,48 DO. Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. : Producer Price Index. Semiconductors and related device mfg. (ID: ). Disponible en la página 51 de Último valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. IPCT : Índice de Precios al Consumidor, división Transporte, publicado por el INE. 32 Promedio móvil de los seis meses anteriores al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. Ta DEN EQ EE RH : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos fuera de zona franca. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. : Producer Price Index. Diesel, semidiesel, and dual-fuel engines (except automotive) (ID: ). Disponible en la página 47 de Último valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. : EQ1 = DO x DEN x (1+Ta). : EE1 = DO x SC x (1+Ta) : Índice Real de Remuneraciones (IR Real) por Hora, publicado por el INE. Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 2 meses. La indexación propuesta, para el costo de falla de larga duración en pesos chilenos, queda dada por la siguiente fórmula: ( ) 32 Mensuales Base Anual 2009=100, IPC por División, No. 7 Transporte. Series 51

53 La Tabla 36 incluye los valores de las variables descritas, para el mes base (Diciembre 2011) o periodo base (promedio de Julio a Diciembre 2011). Tabla 36. Valor Base (periodo 0 ) de los Indexadores Indexador Valor en Periodo 0 DO 0 491,795 PNE2 0 44,661 PD ,28 PG ,49 SC 0 40,80 IPCT 0 111,69 Ta 0,06 DEN 0 153,30 EQ ,70 EE ,15 RH 0 105,81 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SIC, Empresas Varias En la siguiente Tabla se presentan los pesos porcentuales en términos de costos de las distintas estrategias para enfrentar el racionamiento para las Empresas Varias del SIC. Tabla 37. Participación de las Fuentes de ahorro en el Costo de Racionamiento de Empresas Varias SIC, para distintos escenarios de racionamiento (% del Costo Total de Racionamiento atribuible a cada Fuente). 52

54 De la Tabla 37 se puede apreciar que las componentes principales en el costo de racionamiento de las Empresas Varias del SIC es la pérdida de producción y la autogeneración. Los valores anteriores se indexan para considerar las variaciones en el tiempo de cada componente, las que incluyen los siguientes indicadores: DO : Promedio mensual para el Dólar Observado que determina el Banco Central y publica el SII. Promedio móvil del dólar mensual promedio de los seis meses anteriores al de la indexación. El índice se actualiza cada mes, sin rezago (considerar solo mes entero). PNE2 : Precio Básico de Energía en la Subestación Alto Jahuel 220 [kv], en $/kwh (s/iva). Valor nominal vigente al mes anterior al que se aplica la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma periódica una vez que termina una fijación de precio de nudo de corto plazo en los meses de abril y octubre de cada año, o una indexación del mismo. PD PG SC IPPI Ta DEN EQ EE : Precio Paridad del Petróleo Diesel (US$/m3) 0,69 DO. Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. : Precio de paridad Gas Licuado 0,48 DO. Promedio móvil simple de los seis meses anteriores a la indexación. Dicho índice se encuentra disponible en la página web de la CNE, el cual se actualiza en forma semanal, por lo que se sugiere utilizar en el promedio los precios de meses con información para todas las semanas. : Producer Price Index. Semiconductors and related device mfg. (ID: ). Disponible en la página 51 de Último valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. : Índice de Precios de Productor Industrias, publicado por el INE. 33 Promedio móvil de los seis meses anteriores al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. : Tasa arancelaria aplicable a equipos electromecánicos fuera de zona franca. Valor al mes anterior al que se aplica la indexación. : Producer Price Index. Diesel, semidiesel, and dual-fuel engines (except automotive) (ID: ). Disponible en la página 47 de Último valor disponible al mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 1 mes. : EQ1 = DO x DEN x (1+Ta). : EE1 = DO x SC x (1+Ta) 33 Series Mensuales Base Anual 2009=100, A) IPP Industrias, Categoría (Niveles y Variaciones). 53

55 RH : Índice Real de Remuneraciones (IR Real) por Hora, publicado por el INE. Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 2 meses. La indexación propuesta, para el costo de falla de larga duración en pesos chilenos, queda dada por la siguiente fórmula: ( ) La Tabla 38 incluye los valores de las variables descritas, para el mes base (Diciembre 2011) o periodo base (promedio de Julio a Diciembre 2011). Tabla 38. Valor Base (periodo 0 ) de los Indexadores Indexador Valor en Periodo 0 DO 0 491,795 PNE2 0 44,661 PD ,28 PG ,49 SC 0 40,80 IPPI 0 134,44 Ta 0,06 DEN 0 153,30 EQ ,70 EE ,15 RH 0 105,81 Indexación Costo de Falla de Largo Plazo SIC, sector Residencial y Comercial Tanto para el sector Residencial como para el Comercial se consideran las cinco empresas de distribución con mayor consumo de energía del SIC y en cada una de éstas se selecciona la comuna de distribución más representativa, usando criterios tales como la cantidad de energía consumida y el precio de ésta. Para el sector Residencial, las empresas seleccionadas representan el 85% del consumo total BT1a, y para el sector Comercial representan el 77% del consumo total BT2. Para determinar la participación de cada una de las empresas elegidas en el indexador del respectivo sector, se considera la cantidad energía consumida durante el año 2010 en cada región, para así evitar tomar un valor de referencia de consumo estacionario, como por ejemplo el de un mes en particular, que pudiera no ser del todo representativo del comportamiento del consumo de dichas comunas a lo largo de un periodo de tiempo más largo. 54

56 Tabla 39. Peso relativo de cada comuna en la determinación del precio promedio de energía para Clientes BT1a y BT2, para el SIC (precios vigentes en Diciembre de 2011). Una vez obtenida la participación de cada una de las comunas, se decide tomar como precio de la energía para el sector residencial y comercial el promedio ponderado de las tarifas vigentes en esas comunas para clientes BT1a y BT2 respectivamente, utilizando como ponderadores el porcentaje de energía consumida por cada comuna, tanto para el sector residencial como para el comercial. Lo anterior se realiza tanto para los precios de referencia (Cargo base de energía para clientes BT1a y BT2, aéreo, en Diciembre de 2011), como para los precios futuros a considerar (Cargo base de energía para clientes BT1a y BT2, aéreo, en el futuro). Así, para determinar el indexador se aplica la variación en promedio de la tarifa BT1a o BT2 (aéreo) del cargo por energía base, con respecto al promedio de Diciembre de El factor para el sector residencial se designa como IB, mientras que para el sector comercial, éste se designa IC. De esta manera, la fórmula para los factores residencial (IB) y comercial (IC) quedan expresados de la siguiente manera: Costo de Racionamiento por Sectores SIC La variación porcentual obtenida (IM, IA, IT, IV, IB e IC) calculados para los sectores considerados en el estudio para el SIC, se aplican para cada escenario de racionamiento, de acuerdo a como se muestra en la Tabla más abajo. Para la determinación del valor actualizado del costo de racionamiento, se procede a tomar las cuatro componentes que corresponden al sector Residencial, Comercial y Minería y Empresas 55

57 Varias y se multiplica cada costo de racionamiento por su indexador correspondiente. Con ello se obtienen los costos de racionamiento para cada sector, para todas las profundidades y duraciones de racionamiento incluidas en el estudio. El Costo de Racionamiento promedio indexado del Sistema se obtiene aplicando las probabilidades de ocurrencia de cada escenario, determinadas en la sección anterior. Tabla 40. Indexadores para el SIC. 56

58 Costo de Racionamiento por Sectores SSMM Dado que en los Sistemas Medianos de las Regiones de Aysén y Magallanes solamente se calcula la componente de Costo Residencial y Comercial en forma individual, y el resto de los costos se extrapolan del SIC, solamente hay que considerar Indexadores para estos sectores. En el caso de los SSMMs que abastece Edelaysen en la XI Región, éstos tienen un precio único de energía para clientes BT1a y para clientes BT2, los cuáles ascendían a 157,523 Ch$/kWh y 85,183 Ch$/kWh respectivamente a Diciembre de En el caso de los SSMMs que abastece Edelmag, se propone en la Tabla 41 los pesos relativos de las comunas representativas (que representan más del 90% del consumo) para calcular los precios de clientes BT1a y BT2 para los Sistemas. Tabla 41. Peso relativo de cada comuna en la determinación del precio promedio de energía para Clientes BT1a y BT2, para los SSMM de Magallanes (precios vigentes en Diciembre de 2011). 57

59 4. COSTO DE FALLA DE CORTA DURACIÓN: METODOLOGÍA 4.1. Clientes a analizar en cada sistema. En el presente estudio se consideran los siguientes tipos de cliente para los Sistemas Interconectados Central (SIC) y del Norte Grande (SING): Residencial Comercial y Servicios. Minería. Industria. Transporte. Como se señaló en la sección anterior, estos sectores han sido usualmente analizados en estudios anteriores de costo de falla para los sistemas eléctricos mayores a 200 MW, y abarcan a todos los sectores productivos de la economía con consumo relevante de electricidad. Para los clientes de los Sistemas Medianos ubicados en las Regiones de Aysén y Magallanes, se realiza una extrapolación de los resultados obtenidos en el cálculo de costo de falla para clientes similares en los sistemas con capacidad instalada mayor a 200 MW, realizando las correcciones que sean necesarias para contemplar diferencias entre los sistemas aislados y los grandes sistemas Definición de duraciones y profundidades. Los estudios de costo de falla de corta duración analizados en la literatura internacional definen el costo en base a cuatro variables determinantes: El momento en que ocurre la falla. Aquí también se diferencian tres dimensiones temporales: el momento en el día en que ocurre la falla (día o noche), el día de la semana en que ocurre la falla (día laboral o fin de semana/festivo) y, finalmente, la temporada o estación en que ocurre la falla (primavera-verano u otoño-invierno). La frecuencia de la falla. Si la falla intempestiva ocurre una o más veces dentro de un periodo de tiempo. La duración de la falla. Si la falla intempestiva dura una o más horas antes de que se repone el suministro normal. La profundidad de la falla. Si la falla reduce total o parcialmente el consumo. No obstante lo anterior, al momento de consultar (evaluación contingente) mediante encuestas respecto al costo que ocasiona la falla intempestiva al individuo o empresa, generalmente se solicita al entrevistado que se sitúe en el momento en que le resultaría más dañino para experimentar dicho corte. Esto significa, por lo general, que los individuos tienden a colocarse en el escenario de un corte total en el momento del año en que realizan actividades recreativas o de descanso con el 34 En un principio, se identificó los clientes más grandes de los distintos sistemas, a los que se trató de aplicar la encuesta utilizada para el sector industrial y minero en los grandes sistemas. No obstante, la respuesta a dicho cuestionario fue prácticamente nula. 58

60 mayor consumo eléctrico, y las firmas en el escenario de corte total en el momento de mayor producción en el año. Por lo anterior, en el caso del costo de falla de corta duración se propone utilizar una profundidad de falla de 100% (corte intempestivo total). En aquellos sectores en los que se levante información mediante encuestas de valorización contingente, se puede diferenciar el momento y la duración del corte intempestivo. Respecto a la duración del corte, por lo general se han utilizado a nivel internacional rangos de tiempo que van desde los 3 minutos hasta las 24 horas. 35 Para el caso chileno, en atención a la duración de los cortes de suministro que reportaron los CDEC de manera mensual para cada barra del SIC y SING durante el 2010 y 2011, se utiliza en este estudio 5 duraciones distintas de la falla: 20 minutos, 1 hora, 2 horas, 6 horas y 24 horas Metodología de cálculo de costo de falla de corta duración propuesta para clientes residenciales. Para los clientes residenciales de todos los sistemas analizados, en vista de que, al igual que para el costo de falla de larga duración, los estudios señalan los grandes sesgos que pueden ocurrir en las encuestas que miden la predisposición a pagar o la predisposición a aceptar un pago por corte de suministro, se utilizó una metodología indirecta, que mide el costo de oportunidad de la carga a través del trade-off existente entre la decisión de horas dedicadas al trabajo y ocio. La metodología asociada a la pérdida del consumo en ocio se centra en estimar la valoración que da la sociedad al suministro del servicio eléctrico. En particular, se propone utilizar la metodología desarrollada por Nooij, et. al (2007). 36 Estos autores extrapolan, a través de la utilización de encuestas sobre actividades diarias que realizan las personas, las consecuencias potenciales de la interrupción del suministro, y por tanto, la valoración que pueden imputar los consumidores a tener un suministro sin fallas. Dicha valoración se mide en pesos por kwh no suministrado. Método de valoración del tiempo Este método se basa en el trabajo de Becker (1965). La idea principal es imputar como valoración del ocio su costo de oportunidad que en este caso es el salario por hora. Hay que señalar, sin embargo, que dicho método considera un mercado laboral sin muchas fricciones en donde los trabajadores ajustan libremente las horas que desean trabajar. También se utiliza el supuesto que toda actividad del hogar que haya sido interrumpida por una falla en el suministro debe ser llevada a cabo en otra horas, dichas horas son las horas que son destinadas al ocio. Bajo este supuesto el valor marginal de una hora de actividades del hogar equivale a la valoración marginal de una hora de ocio. Sanghvi (1982) discute las debilidades asociadas a esta metodología. Entre estas se puede considerar la sobrestimación del impacto del corte del suministro si se considera que existen ciertas actividades asociadas al ocio que no necesitan del consumo de 35 Por ejemplo, el estudio de costo de falla de corta duración realizado para Australia en el año 2008 (CRA International, Assessment of the Value of Customer Reliability ), utiliza duraciones de 20 minutos, 1 hora, 2 horas, 4 horas, 8 horas y 24 horas. 36 Nooij, Koopmans y Bijvoet (2007). The value of supply security. The costs of power interruptions: Economic input for damage reduction and investment in Networks. 59

61 electricidad, y por tanto existe una simple sustitución de horarios entre actividades de ocio y actividades del hogar. Sin embargo, en la actualidad se puede considerar que una basta cantidad de actividades dependen del consumo de energía eléctrica, inclusive la propia lectura si se considera la posibilidad de realizar dicha actividad durante la noche. Valoración del Tiempo para Chile La información que se utilizó para el caso de Chile proviene de la Encuesta Experimental sobre Uso del Tiempo en el Gran Santiago (EUT) tomada el año 2009, que es la única encuesta disponible para Chile de este tipo. 37 Esta encuesta es acerca del empleo del tiempo de las personas y se centra en todas las actividades que éstas realizan durante el día. Siguiendo las mismas directrices del estudio de Nooij, et. al (2007), para este estudio las actividades que se consideraron como actividades de ocio fueron: 38 Vida social y participación en actividdes comunitarias, cívicas y religiosas (con familiares, amigos, fiestas, etc.) Asistencia a acontecimientos culturales, de entretenimiento, deportivos y visitas culturales (Museos, Teatros, Cine, Parques, acontecimientos deportivos, etc.) Actividades artísticas (Artes Plásticas, Artes escénicas, Taller de Literatura), aficiones técnicas, juegos y otros pasatiempos. Práctica y aprendizaje de Deportes y actividades al Aire Libre (Caminatas, Deportes de invierno, Deportes acuáticos, etc.) Lectura, Ver/escuchar TV y video, Audición de radio, Uso de tecnología informática, Uso de bibliotecas. Hacer nada (descansar, relajarse), fumar, reflexionar, pensar, planificar, orar y meditar. Además cabe señalar que se consideraron para el cálculo de horas de ocio las observaciones que cumplían con una edad igual o superior a 15 años (que son considerados dentro de la Población Económicamente Activa). A continuación se muestran algunos hechos estilizados del grupo de observaciones utilizadas para el cálculo. Las horas de ocio promedio de las observaciones que se catalogan como ocupados en el mercado laboral asciende a 25,1 horas semanales. Las horas promedio asociadas a actividades domésticas asciende a 10,7 horas semanales. Las horas de ocio promedio de las observaciones que se catalogan como desocupados en el mercado laboral asciendie a 39,3 horas. Las horas asociadas a actividades domésticas asciende a 19,9 horas semanales. 37 La información con la que se trabajó no hace mención a los períodos en los que se levantó la información. Por tanto los resultados mostrados acá carecen de dicha corrección. 38 Para ser consideradas actividades de ocio tampoco debieron tener asociada alguna remuneración en dinero o especie (igual criterio se aplicó para calcular las horas dedicadas a actividades domésticas). 60

62 Siguiendo el proceso establecido por Nooij et al. se utilizan los siguientes datos obtenidos desde el INE y datos estilizados, Remuneración por hora ordinaria, promedio del año 2010, ω , solo disponible a nivel nacional (Fuente: INE). 39 Población de 15 años y más, año 2010, (Fuente: INE). Población de 15 años y más económicamente activa, año 2010, (Fuente: INE). Descuento legal de la remuneración que incluye salud y pensión, ω 15 3%.40 Ajuste de valor del tiempo a las observaciones no ocupadas, ω 0 5 (Fuente: Nooij et al.) Horas semanales de ocio de observaciones ocupadas, (Fuente: EUT, INE). Horas semanales de actividades domésticas de observaciones ocupadas, (Fuente: EUT, INE). Horas semanales de ocio de observaciones desocupadas, 39 3 (Fuente: EUT, INE). Horas semanales de actividades domésticas de observaciones desocupadas, 19 9 (Fuente: EUT, INE). Total semanas al año, S = 52. Demanda anual de electricidad BT1a para 2010, GWh = 9.772,582 (Fuente: CNE). 39 La remuneración por hora ordinaria incluye, por el lado del ingreso del trabajador: sueldo base, otros sueldos básicos y permanentes, sueldos y salarios por funciones ocasionales del trabajador, incentivos y premios pagados al trabajador, comisiones por ventas, pagos especiales por trato, pagos en especies y gastos de vivienda del trabajador, pagos directos al trabajador por Seguridad Social. 40 Los descuentos legales por imposiciones previsionales suman aproximadamente el 20% del sueldo base del trabajador, el que representa aproximadamente el 70% de la remuneración total ordinaria. Además, hay que considerar un descuento legal por impuesto a la renta de acuerdo al tramo de ingreso imponible (el cual se descuenta por planilla en el caso de los trabajadores con contrato). Se realizó el cálculo de descuentos legales para el salario medio de cada grupo ocupacional por separado, utilizando la información provista en INE (2009), Remuneraciones, Costo de Mano de Obra y Empleo. Caracterización del trabajo de las empresas, año Con esta información es posible construir y comparar la remuneración bruta por hora ordinaria (2.486,45 pesos para el año 2007) con la remuneración neta de descuentos legales (2.105,89 pesos) a fin de obtener el 15,3% por descuentos legales finalmente utilizado en este estudio. 61

63 Con estos valores se obtiene el valor total anual del ocio en los hogares de la economía, aplicando la siguiente fórmula:, ( ) ω (1 ω ) ω ( ) ω (1 ω ) ( 0 0 ) Metodología de cálculo de costo de falla de corta duración para clientes comerciales y del sector servicios. Se aplicó una metodología indirecta para calcular el costo de falla del sector comercial y de servicios de los sistemas analizados, aplicando la metodología desarrollada por Nooij et.al. (2008). Dicha metodología se basa en determinar el valor agregado por kwh no suministrado a estos sectores, en base a información provista por el Banco Central de Chile, en el Balance Nacional de Energía y el INE. Debido a que en los sectores de comercio y servicios el principal daño ocasionado por un corte viene dado por la imposibilidad de realizar ventas o dar servicios, actividades que no debieran tener costos de reinicio elevados y que por lo eneral están sujetos a horarios de atención específicos, se puede suponer que estimar el costo de falla de corta duración de estos sectores mediante esta técnica debiera arrojar resultados razonables y coherentes con su realidad Metodología de cálculo de costo de falla de corta duración para clientes industriales, minería y transporte. Para los sectores industrial, minero y transporte, se utilizó una metodología de levantamiento de información directa, mediante encuestas que permitan determinar las acciones que puedan tomar los grandes consumidores para enfrentar fallas de distinta duración y profundidad. Diseño muestral para clientes industriales, transporte y minería. Se utilizó el mismo diseño muestral y estrategia de levantamiento para el cálculo del costo de falla de larga duración de los sectores industriales, transporte y minería, incorporando al formulario de encuesta las preguntas que son relevantes para calcular el costo de falla de corta duración. Supuestos utilizados para estimar el costo de falla de corta duración de los Sectores Industrial, Transporte y Minería Se trabajaron en total 5 escenarios de corte de distinta duración. El primero supone 20 minutos de corte y los cuatro restantes suponen 1, 2, 6 y 24 horas respectivamente. 41 Si se asume que el sector comercial labora durante todas las horas en que es económicamente rentable para el negocio, con suficiente flujo de clientes, la pérdida de una hora de ventas debido a un corte intempestivo no debiera recuperarse fácilmente, por ejemplo, extendiendo un poco más el horario de atención, por lo que es razonable esperar que el mayor efecto del corte ocurra sobre el valor agregado que puede generar el comercio. 62

64 Las empresas sufren distintos tipos de costos al enfrentar los diferentes escenarios. Al encuestado se le solicita expresamente en la encuesta que calcule dichos costos suponiendo que el corte intempestivo ocurre en la hora, semana y mes del año en que ocasionaría el mayor daño o pérdida de producción a la planta. Asimismo se le solicita al encuestado que, en caso de que la planta tenga algún sistema eléctrico de respaldo que le permita mantener algún grado de operación, suponga que dicho sistema de respaldo es utilizado al máximo de su capacidad real durante la interrupción. Los costos en que puede incurrir la planta debido al corte intempestivo pueden ser catalogados de la siguiente manera: 1. Costos tangibles 1.1. Costos en ventas: este valor corresponde a la reducción o pérdida de ventas o ingresos operativos de la planta, debido a la paralización de los procesos productivos y pérdida de producción ocasionado por el corte intempestivo Costos Recuperados en ventas: este valor representa las pérdidas en ventas o ingresos operativos que la planta puede evitar mediante la recuperación total o parcial de la producción que se perdió producto del corte. La planta puede implementar distintas medidas para recuperar producción, por ejemplo: turnos extras, aumento de la velocidad en el proceso de producción, u otras medidas que técnicamente pueda implementar Costos Adicionales incurridos por la empresa producto del corte: este valor representa la suma de 4 diferentes costos que la planta puede incurrir producto del corte intempestivo: 1) costos adicionales de salarios y remuneraciones de mano de obra para recuperar la producción perdida; 2) costo de materiales, productos intermedios, productos finales o productos en inventario que se dañarían o desperdiciarían producto del corte intempestivo (por ejemplo, el costo de gases producidos que no pueden almacenarse cuando ocurre un corte); 3) costo de operación y mantención en línea de los equipos eléctricos de respaldo (equipos electrógenos, UPS, luminarias de emergencia, etc.) que serían utilizados durante el corte; y 4) costo de reparación/sustitución de maquinarias y equipos sensibles que con elevada probabilidad se puedan averiar o dañar en la planta producto del corte Costos por reiniciar operación de la planta: este valor representa la suma de todos los costos adicionales que debe incurrir la planta (costo de arranque de procesos, calentamiento de hornos, etc.) para reiniciar la operación de la planta hasta llegar a su nivel de actividad normal antes del corte. 2. Costos Intangibles 63

65 Estos valores se refieren a los costos que, producto del corte intempestivo, la planta debiera incurrir por mitigar daños producidos al medio ambiente. Por ejemplo, producto del corte una planta productora de productos químicos no podría evitar emitir gases tóxicos a la atmósfera más allá de lo permitido por la norma o su Resolución de Calificación Ambiental (RCA), por lo que debería incurrir en costos adicionales para mitigar los efectos de dicha emisión. El Costo Total que ocasiona un corte intempestivo se calcula como la suma de los Costos Tangibles más los Costos Intangibles en que incurriría la empresa producto del corte. El equipo consultor no tuvo que realizar supuestos adicionales para el cálculo de estos costos, ya que son reportados directamente por las empresas. Para traspasar el costo de pesos a dólares de U.S. se utilizó un tipo de cambio es de $491,795 correspondiente al promedio entre julio a diciembre del año 2011 (de acuerdo a lo informado por el Servicio de Impuestos Internos, SII). Una vez obtenidos los Costos Totales que ocasiona el corte intempestivo, para cada duración del corte, se divide dicho valor por la energía que dejó de ser suministrada, a fin de obtener el costo de falla de corta duración por kwh (en pesos) o MWh (en USD) no suministrado. Para estimar el valor de la energía no suministrada durante el corte, en primer lugar se calcula la capacidad que la empresa estaría utilizando en el momento en que un corte ocasionaría el mayor daño productivo. Para ello se multiplica la capacidad contratada que la empresa declaró en la Sección I del formulario de encuesta por el porcentaje informado en la pregunta 5 de la Sección IV del mismo. 42 Luego se multiplica dicha capacidad por el número de horas que dura el corte, para obtener la cantidad de energía que dejó de ser suministrada en el momento del corte En la pregunta 5 de la Sección IV señala: qué porcentaje de la potencia eléctrica contratada con su proveedor, la planta estaría utilizando en la hora, día y mes en que un corte ocasionaría el mayor daño a la producción?. 43 Esto último asume que la planta hubiera utilizado el mismo nivel de carga durante todo el tiempo que dure el corte, lo cual es un supuesto bastante razonable para cortes de corta duración pero no necesariamente cierto para cortes de duración prolongada (6 o 24 horas, por ejemplo) si la empresa no tiene un proceso de producción continuo. No obstante, es razonable suponer que al momento del corte la planta estaría produciendo con carga máxima, por lo que la energía no suministrada estimada correspondería a un techo de la verdadera cantidad y el costo de falla de corta duración para cortes prolongados estimado correspondería a un piso del verdadero valor. 64

66 5. COSTO DE FALLA DE CORTA DURACIÓN: RESULTADOS 5.1. Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para clientes residenciales. Al aplicar la fórmula señalada en la sección anterior, se obtiene que el valor del ocio en la economía chilena para el año 2010 se aproxima a un total de: VL = $ millones de pesos es decir, 52 billones de pesos aproximadamente. Ahora, considerando que la demanda energética BT1a para 2010 alcanzó los GWh, se tiene que el valor de la pérdida de la carga en pesos por kwh es de, VoLL = $ 5.341,5 pesos por kwh que son aproximadamente el orden de 7,9 euros ó 10,5 dólares americanos por kwh. Este valor se utilizará para todos los sistemas eléctricos y duraciones del corte intempestivo de este estudio. Aspectos a considerar en la interpretación de los resultados para el sector residencial El valor obtenido del costo de falla intempestivo para lo clientes residenciales es una aproximación a un patron de consumo que difiere mucho por la hora, el día y el mes en cuestión. Si bien, con la información que se tiene disponible no es posible llegar a ese nivel de detalle (ya que no se dispone de los consumos residenciales de energía en cada hora del año) en los siguientes cuadros se motiva la idea de considerar un estudio que analice estos costos dependiendo de los factores antes mencionados. Específicamente los valores que se presentan ahora se consideran los costos brutos de fallas intempestivas para el sector residencial. En los siguientes cuadros se puede observar cómo varía el costo de falla por persona de acuerdo a la duración del corte y la hora en que ocurre el corte. Tabla 42. Valoración del Ocio Perdido por Falla Intempestiva, por persona de la PEA, año 2010 (Ch$/kWh) Duración Corte de Suministro Valor promedio por persona y por duración del corte Lun Mar Mie Jue Vie Sab Dom Día 30 Minutos $188 $187 $173 $213 $196 $287 $295 $220 1 Hora $375 $374 $345 $426 $393 $574 $590 $440 2 Horas $750 $748 $691 $853 $786 $1.148 $1.179 $879 6 Horas $2.251 $2.244 $2.072 $2.559 $2.357 $3.444 $3.538 $ Horas $9.005 $8.976 $8.288 $ $9.427 $ $ $

67 Tabla 43. Valoración del Ocio Perdido por Falla Intempestiva, por persona de la PEA, año 2010 (Ch$/kWh) Horario Valor promedio por persona y por media hora de ocio perdido Lun Mar Mie Jue Vie Sab Dom Día 00:00AM - 02:59AM $65 $58 $56 $75 $108 $177 $57 $85 03:00AM - 04:59AM $10 $13 $3 $6 $15 $54 $9 $16 05:00AM - 08:59AM $43 $32 $32 $50 $42 $37 $38 $39 09:00AM - 11:59AM $208 $184 $169 $273 $164 $261 $350 $230 12:00PM - 16:59PM $236 $240 $192 $285 $227 $399 $471 $293 17:00PM - 18:59PM $273 $291 $272 $326 $325 $460 $510 $351 19:00PM - 21:59PM $381 $425 $407 $390 $395 $508 $513 $431 22:00PM - 23:59PM $312 $276 $305 $307 $366 $437 $384 $341 De acuerdo a la Tabla 43, el valor del ocio que se pierde por una falla intempestiva de electricidad oscila entre $3 y $513 pesos por persona, por cada 30 minutos de ocio que se pierde, el cual varía dependiendo del momento (hora y día) en que ocurre el corte. La mayor valoración del ocio ocurre los fines de semanas a partir de las 12:00 y en los días laborales entre las 19:00 y 21:59 horas. El promedio simple que se obtiene considerando todos los días y horas da como resultado un costo promedio de $220 pesos por persona por cada 30 minutos de ocio perdido (Tabla 42). Por tanto cabe señalar la importancia que tendría el poder identificar la cantidad demandada de electricidad por dichos horarios pues así se podría obtener un costo de falla neto del tipo hora-día, expresado en pesos por kwh. 44 También es importante señalar que los resultados obtenidos para el caso chileno no difieren significativamente de los resultados obtenidos en el caso de Holanda por parte de Nooij, Koopmans y Bijvoet (2007). En particular, el VoLL para el hogar promedio de Holanda en 2007 asciende a 16,4 por kwh versus los 7,9 por kwh que se obtienen para 2010 en el caso chileno Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para clientes comerciales / sector servicios. La información del Valor agregado (PIB) por sectores y regiones, para el año 2010, se encuentra disponible en la página electrónica del Banco Central de Chile. Asimismo, la información de consumo de energía eléctrica por sectores y regiones, para el mismos año, se encuentra disponible en la página electrónica del INE. 44 Noij. et.al. (2007) tienen información del consumo horario residencial de energía para Holanda y pueden estimar el costo de falla horario, el que varía significativamente distintos dependiendo de la hora y el día. 66

68 Al analizar la información disponible del Banco Central, se puede observar que, a nivel regional, se encuentra individualizado el PIB del sector Comercio, Restaurantes y Hoteles, el cual incluye a todos los locales dedicados al comercio al por mayor y menor, así como a los locales restaurantes y hoteles. A nivel nacional, en cambio, sí se encuentra identificado el PIB del subsector Comercio sin incluir Restaurantes y Hoteles. En base a esta última información, se puede establecer que el subsector Restaurantes y Hoteles representan aproximadamente el 16% del PIB sectorial a nivel nacional, no obstante su peso puede variar de forma importante a nivel regional, especialmente en aquellas zonas donde el turismo es una fuente importante de ingresos (principalmente la zonas extremas del norte y sur de Chile). Por otro lado, al analizar la información disponible en el INE, se puede observar que, a nivel regional y nacional, se encuentra disponible el consumo de energía de locales y empresas dedicadas al comercio (de acuerdo a la definición realizada por el INE), por lo tanto sin incluir el consumo de Restaurantes y Hoteles. De esta manera, si utilizamos directamente la información de PIB sectorial y consumo de energía a nivel regional para calcular el costo de falla medio de corto plazo del sector comercio, estaríamos realizando una sobreestimación del mismo, sobreestimación que puede ser mayor en las zonas con mayor atractivo turístico del país. A continuación se presenta una Tabla en la que se realizan los cálculos, para el año 2010, del costo de falla de corta duración utilizando información del PIB regional del sector Comercio, Restaurantes y Hoteles, e información a nivel nacional solamente del PIB del subsector Comercio. Tabla 44. Costo Medio de Falla Intempestiva, por persona económicamente activa, año 2010 (Ch$/kWh) * Incluye el PIB y consumo de las regiones III a X (y XIV), incluyendo el de los SSMM de Cochamó, Hornopirén y Palena ubicados en la X Región ** Incluye el PIB nacional solo del subsector Comercio, sin incluir Restaurante y Hoteles. 67

69 En vista de la variabilidad del costo de falla de corta duración estimado por Región, que en línea con la discusión anterior se observa mayor en las zonas extremas con mayor flujo turístico (I, II y XI Región), se aplicará en este estudio a todos los sistemas eléctricos y cualquier duración el costo de falla de corta duración estimado a nivel nacional para el sector Comercio Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para clientes del sector Minería. En base a las mismas encuestas levantadas y utilizadas para calcular el costo de falla de larga duración en la sección 3.3, se calcula el costo de falla de corta duración para el sector minero en el SING y SIC. En la Tabla 45 (a y b) se presentan los resultados de esta estimación y la importancia relativa de cada fuente de costos en el valor estimado (como porcentaje de cada fuente de costo en el costo total), para el SING y SIC. Tabla 45a. Costo Medio de Falla Intempestiva, sector Minería SING (Ch$/kWh) Tabla 45b. Costo Medio de Falla Intempestiva, sector Minería SIC (Ch$/kWh) 68

70 Como se puede apreciar, en el SING los costos asociados a un corte intempestivo están más asociados a la pérdida de producción producto del corte (neto de la producción que posteriormente se pueda recuperar). En el SIC los costos de producción también son importantes, aunque los costos adicionales que incurre la empresa producto del corte también lo son Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para clientes del sector Industrial. En base a las mismas encuestas levantadas y utilizadas para calcular el costo de falla de larga duración en la sección 3.4, se calcula el costo de falla de corta duración para el sector industrial en el SIC (para el SING se consideran dentro de Empresas Varias). En la Tabla 46 se presenta los resultados de esta estimación y la importancia relativa de cada fuente de costos en el valor estimado, para el SIC. Tabla 46. Costo Medio de Falla Intempestiva, sector Industrial SIC (Ch$/kWh) Como se puede apreciar, la principal fuente de costos para las empresas del sector industrial en el SIC están relacionadas con los costos adicionales que debe incurrir la empresa producto del corte (principalmente costo combustible para equipos y de reinicio de operación), no obstante el costo de producción perdida se vuelve más importante a medida que el corte tiene una mayor duración Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para clientes del sector Transporte. En base a las mismas encuestas levantadas y utilizadas para calcular el costo de falla de larga duración en la sección 3.5, se calcula el costo de falla de corta duración para el sector transporte en el SIC, por ser el único sistema donde este sector es relevante. En la Tabla 47 se presenta los resultados de esta estimación y la importancia relativa de cada fuente de costos en el valor estimado, para el SIC. 69

71 Tabla 47. Costo Medio de Falla Intempestiva, sector Transporte SIC (Ch$/kWh) Como se puede apreciar, la principal fuente de costos para las empresas del sector transporte en el SIC están relacionadas con los costos de pérdida de producción y ventas producto del corte Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para Empresas Varias. En la Tabla 48 (a y b) se presenta los resultados de esta estimación y la importancia relativa de cada fuente de costos en el valor estimado, para el SING y SIC. Tabla 48a. Costo Medio de Falla Intempestiva, Empresas Varias SING (Ch$/kWh) Tabla 48b. Costo Medio de Falla Intempestiva, Empresas Varias SIC (Ch$/kWh) 70

72 5.7. Resultados del cálculo de costo de falla de corta duración para los sistemas eléctricos. Para calcular el costo de falla de corta duración para los sistemas eléctricos utilizamos la misma importancia relativa de los distintos sectores económicos señalados en la sección 3.6, debido a que el costo medio de falla de corta duración debe ser expresado en términos de kwh (energía) no suministrados. En la Tabla 49 se presenta el resultado de la estimación del costo de falla de corta duración para el SING. Tabla 49. Costo Medio de Falla Intempestiva para el SING (Ch$/kWh) Duración Costo Medio de Falla Intempestiva estimado 20 minutos $11.200,61 1 hora $4.867,88 2 horas $3.503,91 6 horas $2.097,83 24 horas $1.564,70 En la Tabla 50 se presenta el resultado de la estimación del costo de falla de corta duración para el SIC. Tabla 50. Costo Medio de Falla Intempestiva para el SIC (Ch$/kWh) Duración Costo Medio de Falla Intempestiva estimado 20 minutos $11.033,44 1 hora $5.545,27 2 horas $4.026,79 6 horas $2.979,30 24 horas $2.429,42 Para los Sistemas Medianos de Cochamó, Hornopirén y Palena, ubicados en la X Región, se proponer aplicar los mismos valores del Costo de Falla de corta duración para el SIC, por las mismas razones expuestas en la sección 3.6. Para los Sistemas Medianos de Aysén y General Carrera, y los SSMM de la Región de Magallanes se propone utilizar los valores de costo de falla medio de corta duración para los sectores residencial y comercial estimados para dichos sistemas, y extrapolar los valores de costo de falla medio de corta duración de los sectores Minería e Industrial del SIC, aplicándo los mismos ponderadores sectoriales de la sección 3.6. Al aplicar estos supuestos, tenemos la siguiente estimación para el costo de falla de corta duración para los SSMM de Aysén, General Carrera y los SSMMs de la Región de Magallanes (Punta Arenas, Puerto Williams, Puerto Natales y Porvenir). 71

73 Tabla 51. Costo Medio de Falla Intempestiva para los SSMM de Aysén y General Carrera (Ch$/kWh) Duración Costo Medio de Falla Intempestiva estimado 20 minutos $11.951,05 1 hora $5.954,67 2 horas $4.277,70 6 horas $3.133,79 24 horas $2.537,06 Tabla 52. Costo Medio de Falla Intempestiva para los SSMMs de Magallanes (Ch$/kWh) Duración Costo Medio de Falla Intempestiva estimado 20 minutos $10.277,48 1 hora $5.549,01 2 horas $4.006,84 6 horas $3.114,26 24 horas $2.684, Costo de Falla de Corta Duración promedio para cada Sistema. A fin de obtener un costo de falla promedio para cada Sistema eléctrico, es necesario obtener ponderadores o pesos para cada duración del corte intempestivo. Para ello se debe obtener las probabilidades de ocurrencia de los cinco escenarios de duración planteados. En el caso del costo de falla residencial y comercial, no es relevante tener dicha ponderación ya que el nivel de costo no varía (en este estudio) con la duración del evento. Por lo tanto solamente hay que encontrar ponderadores para los sectores Minería, Industrial y Transporte. En la sección IV de la encuesta se preguntó directamente a las empresas respecto al número y distribución, de acuerdo a su duración, de los cortes experimentados en los últimos dos años en la planta o empresa. Las frecuencias que resultan para cada sector analizado se presentan en la siguientes Tablas para el SING y SIC. Tabla 53. Frecuencia de Cortes Intempestivos, por duración y sector, para el SING 72

74 Tabla 54. Frecuencia de Cortes Intempestivos, por duración y sector, para el SIC Como se puede apreciar en las Tablas anteriores, la frecuencia del corte tiende a concentrarse en aquellas duraciones más bajas en todos los sectores, salvo en el sector Transporte para el SIC, que presenta la tendencia contraria. En este estudio se propone utilizar la distribución del corte intempestivo a distintas duraciones, para cada sector identificado. Existe dos razones por las cuáles es preferible utilizar esta información y no un agregado de frecuencia de corte para cada sistema, en base al control y reportes de la cantidad, duración y profundidad de los cortes que ocurren en las barras de cada sistema y que realiza cada CDEC. La primera es que no necesariamente un corte intempestivo a nivel de sistema se debiera transformar en un corte de la misma duración para la empresa, si esta tiene, por ejemplo, equipos de emergencia (UPS, luminarias) que pueden suplir la falta de electricidad hasta que vuelva el servicio nuevamente. La segunda razón es que esto nos permite tener flexibilidad entre sectores para determinar el costo de falla medio, de acuerdo a la realidad de falla que experimenta cada uno. De esta manera, utilizaremos las frecuencias de las Tablas 53 y 54 como ponderadores del costo de falla a distintas duraciones para los sectores Minería, Transporte, Industrias y Empresas Varias en el SIC y SING. En el caso de los SSMM, a falta de mayor información, se utiliza la misma frecuencia observada en la Tabla 53 para los sectores Minería e Industrial. Una vez ponderado el costo de falla de distinta duración con los ponderadores en cada sector, se calcula un costo de falla de corta duración promedio de todo el sistema utilizando la misma importancia relativa de los distintos sectores económicos señalados en la sección 3.6. La aplicación de los criterios anteriores nos da como resultado los siguientes costos de falla medio por sistema: SING: Ch$/kWh ó USD$/MWh SIC: Ch$/kWh ó USD$/MWh SSMM en Región Aysén: Ch$/kWh ó USD$/MWh SSMM en Región Magallanes: Ch$/kWh ó USD$/MWh 73

75 5.9. Fórmula de Indexación del Costo de Falla de Corta Duración. En esta sección se desarrolla una propuesta de indexación para el costo de falla de corta duración, esta metodología es análoga a lo desarrollado para el costo de larga duración. A continuación se muestra la propuesta de indexadores para su estimación a futuro. Costos de Falla Intempestiva por Sectores SING y SIC En las secciones 5.3 a 5.6 se presentaron tablas con la participación de las diferentes componentes que influyen en la construcción del costo de falla de corta duración para el sector Minero, Industrial, Transporte y Empresas Varias tanto en el SING como en el SIC. En ellas se identifican tres componentes principales que son: Producción (P), Costos Adicionales (CA) y Costos por daños al medio ambiente (MA). Los costos identificados se deben indexar para considerar las variaciones en el tiempo de cada componente, para lo cual se proponen los siguientes indicadores: IP RH : Índice de Precios de Productor para el sector Minero (IPPM), Industrial Manufacturero (IPPm) o Industrial (IPPI), según se trate de indexar costos del Sector Minero, Industrial o Empresas Varias, respectivamente. En el caso del sector Transporte, se utiliza el índice asociado a la división Transporte del IPC (IPCT). Dichos índices son publicados por el INE (ver sección CFLD). Se propone utilizar el Promedio móvil de los seis meses anteriores al que se aplica la indexación. : Índice Real de Remuneraciones (IR Real) por Hora, publicado por el INE (ver sección CFLD). Valor al segundo mes anterior al que se aplica la indexación. 45 El índice se actualiza cada mes, con un rezago de 2 meses. GES : NYSE BNEF Global Energy Smart Technologies Index. 46 Promedio móvil del mes anterior a la indexación. Se tienen dos motivos para utilizar este indexador para M.A. En primer lugar, lo ideal es un indicador completamente asociado a tema ambiental (por ejemplo) precio de tonelada de CO2-eq mitigada, no obstante no se dispone de una fuente acreditada que permita hacer un seguimiento adecuado para efectos de indexación. En segundo lugar, los indicadores PPI son demasiado 74specíficos para ser usados como proxy de variaciones de costos asociadas al potencial daño al medio ambiente, por el contrario el GES involucra todas aquellas tecnologías que se asocian a mitigación y beneficios al medio ambiente, y dado que es un indicador de la NYSE permite un seguimiento confiable y transparente CMA : CMA = GES x DO (1 + Ta) 45 Por lo general, en Otros, los costos de mayor relevancia descritos por las empresas están asociados a remuneraciones extra, cambio de turnos, contratación de personal externo, etc. por lo que se considera más adecuado asociarlo con RH y no con indicadores de producción industrial (IPP) o costo de insumos (IPM). 46 Disponible en La página permite en el mismo gráfico ver el valor del índice en forma horaria, diaria y anual. 74

76 La indexación genérica propuesta para los sectores Minería, Industrial, Transporte y Empresas Varias del SING y SIC queda dada por la siguiente fórmula: Los valores de P k, CA k y MA k se obtienen de las Tablas de las secciones 5.3 a 5.9, donde el subíndice k señala cada una de las cinco duraciones de corte intempestivo analizadas. Cada uno de los valores indicados con un subíndice 0 corresponden a los valores de referencia considerados. Se considera como fecha base el mes de Diciembre de La Tabla 55 incluye los valores de las variables descritas, para el mes base (Diciembre 2011). Según se comporten los diferentes indexadores, se obtiene el valor de I k que aplica al costo de racionamiento de corto plazo de los sectores productivos. En este caso, el valor de los indexadores coinciden tanto para el SIC como para el SING. Tabla 55. Valor Base (periodo 0 ) de los Indexadores Indexador Valor en Periodo 0 IPPM 0 158,98 IPPm 0 111,19 IPPI 0 134,44 IPCT 0 111,69 Ta 0,06 DO 0 491,80 GES ,68 CMA ,51 RH 0 105,81 Para el sector residencial (IB) se aplica como indexador el índice real de remuneraciones ya que la propuesta metodológica y su estimación se desarrolla en base a una fórmula para valorizar el tiempo. En el caso del sector comercial (IC), el indexador es la variación del PIB del sector comercio, acorde a lo propuesto en la construcción del costo respectivo. El valor a utilizar es el PIB trimestral, en el caso de la indexación corresponde al PIB del último trimestre reportado por el Banco Central de Chile. De este modo, las fórmulas para calcular el indexador para el sector residencial y comercial para el costo de falla de larga duración toman la siguiente forma: 75

77 donde el subíndice k señala cada una de las cinco duraciones de corte intempestivo analizadas. Dado lo anterior, los valores de referencia para construir la indexación de los sectores residencial y comercial se muestran en la siguiente tabla: Tabla 56. Valor Base (periodo 0 ) de los Indexadores Indexador Base (Dic-11) PIBC Indexador Base (Dic-11) RH 0 105,81 Los indexadores calculados para todos los sectores considerados en este estudio para cada sistema (en este ejemplo se incluye el sector industrial, residencial y comercial), se incluyen en la Tabla: Tabla 57. Valor de Indexadores 76

78 Para la determinación del valor actualizado del costo de corte intempestivo, se procede a tomar las componentes que corresponden al sector Residencial (IB), Comercial (IC), Industrial (IA), Transporte (IT), Minería (IM) y Empresas Varias (IV) y se multiplica cada costo de racionamiento por su indexador correspondiente. Con ello se obtienen los costos de racionamiento para cada sector, para todas las duraciones de corte intempestivo incluidas en el estudio. El Costo de Corte Intempestivo indexado de cada Sistema se obtiene al sumar los costos indexados de cada sector, ponderados por su importancia relativa determinada en la sección 3.6. El Costo de Corte Intempestivo promedio indexado del Sistema se obtiene aplicando al resultado anterior las probabilidades de ocurrencia de cada escenario, determinadas en la sección 5.8. Costo de Racionamiento por Sectores SSMM Dado que en los Sistemas Medianos de las Regiones de Aysén y Magallanes utilizan la componente de Costo Residencial y Comercial calculada a nivel nacional y el resto de los costos se extrapolan del SIC, basta con Indexar los Sistemas mayores para obtener el costo de corte intempestivo indexado. 77

79 ANEXO 1: DISCUSIÓN METODOLÓGICA DEL CALCULO DE COSTO DE FALLA DE CORTA Y LARGA DURACIÓN Costo de Falla de Sistemas Eléctricos: Definición El Costo de Falla en un sistema eléctrico se define habitualmente como una medida del daño económico que sufren los consumidores frente a situaciones en las cuales resulta energía eléctrica deficitaria o no suministrada. La medición del costo de falla se ha vuelto un tema importante de investigación a nivel internacional. El interés por el tema surge debido a que el costo de falla juega un papel importante en la planificación de la inversión y diseño de esquemas de precios óptimos de la electricidad, ya que el precio óptimo está basado tanto en los costos marginales de operación como en el costo de falla. Al mismo tiempo, el nivel óptimo de seguridad del sistema eléctrico es determinado por los aumentos en capacidad (tanto de generación como de transmisión), que se deben realizar de manera óptima hasta que el costo marginal de falla de largo plazo se compense con el costo marginal de capacidad. En el caso de sistemas eléctricos hidrotérmicos, como el Sistema Interconectado Central en Chile, se requieren reglas de decisión que permitan resolver cuándo y en qué medida utilizar el agua embalsada. Estas Políticas de Operación resultan de minimizar el valor esperado de los costos totales de operación del sistema eléctrico en un horizonte determinado. Este costo está formado por los costos de combustible, importaciones y energía no suministrada (ENS). En general, la ENS se representa en la simulación de la operación y despacho de los sistemas eléctricos, mediante unidades de generación, comúnmente llamadas unidades de falla, a las que se asocia el Costo de Falla como costo variable y su producción es la ENS. Esta formulación es utilizada además para el estudio de las alternativas de expansión de la generación, en la medida que se requiere analizar el desempeño del Sistema eléctrico en los distintos escenarios considerados. La falla puede verse de dos puntos de vista: falta de energía o falta de potencia. La falta de potencia (falla de corta duración) se asocia a la imposibilidad de atender la demanda máxima instantánea. En general está asociada a interrupciones de corta duración. Sin embargo puede afectar actividades críticas (determinados procesos industriales, por ejemplo). Un déficit de energía (falla de larga duración), en cambio, se produce cuando durante un período considerable (por ej. varios días, en determinados horarios) no es posible satisfacer la demanda eléctrica. Puede resultar de déficit de aportes de agua en caso de las centrales hidroeléctricas, o de una carencia de combustible para centrales térmicas. Desde el punto de vista del usuario, éste se ve afectado de diferentes maneras por una interrupción del suministro. En algunos casos, en función de la duración de la interrupción, los usuarios pueden adoptar alguna alternativa al uso de la electricidad. En otros casos, aun cuando la sustitución energética se dé, se incurre en costos adicionales por parte de los usuarios. En el sector residencial, la literatura identifica al menos dos tipos directos de daño, producto de una falla: se tienen costos por pérdida de tiempo de trabajo u ocio, y se tienen costos por la pérdida de bienes (el contenido del refrigerador, por ejemplo, si la falla es prolongada). En el invierno, los 78

80 consumidores pueden experimentar problemas adicionales, debido a que varios sistemas de calefacción son eléctricos. Desde un punto de vista de equilibrio general, los consumidores también se ven afectados en sus ingresos por la disminución en el valor agregado de la economía, producto de la falla. En el sector empresarial y gubernamental, la literatura identifica al menos tres tipos principales de costos, producto de una falla. En primer lugar, se produce menos, por lo que puede reducirse el valor agregado. Sin electricidad muchos procesos productivos tienen que detenerse y alguna producción se pierde (archivos electrónicos no guardados, por ejemplo). En segundo lugar, algunos costos pueden incrementarse si, por ejemplo, las empresas necesitan trabajar y pagar tiempo extra para recuperar la producción perdida. En tercer lugar, algunos bienes e insumos se pudieron haber perdido (por ejemplo, el acero fundido de una planta se puede enfriar debido al apagón, por lo que debe ser recalentado). No obstante, si el racionamiento es programado, las empresas pueden tener la opción de trasladar actividades a otros horarios, o utilizar sus equipos de respaldo para aminorar este daño. Asimismo, las empresas con capacidad ociosa pueden enfrentar restricciones breves con stocks de productos terminados e intermedios, o retrasando entregas, para luego recuperar los niveles de inventarios y satisfacer los pedidos acumulados. Las empresas también pueden disminuir su consumo en áreas no esenciales o tomar medidas de eficiencia energética en el uso de la energía eléctrica. Si la restricción es larga y severa, las empresas pueden, finalmente, reemplazar sus procesos tecnológicos por otros que utilicen otro tipo de energía, o enfrentar el racionamiento generando electricidad adquiriendo equipos o arrendándolos. Asimismo debe tenerse en cuenta que el impacto que produce una falla en el servicio de energía eléctrica tiene un efecto multiplicador sobre el resto de la economía. En efecto, la falla eléctrica afecta sectores productivos que transportan o producen insumos y materias primas para otros sectores, por lo que el efecto de la falla no se circunscribe a la pérdida directa del valor agregado de cada sector, sino también hay que considerar el efecto global en los demás sectores debido a este déficit de insumos. Este efecto multiplicador también dependerá de diferentes factores: duración, alcance y frecuencia de las interrupciones, y si éstas son avisadas (de acuerdo a un programa previsto) o imprevistas para los usuarios. El costo de la falla de suministro depende, por tanto, de diversos factores: La época del año; hora, día, estación en que ocurre la falla. Los consumidores residenciales probablemente valoren a un precio muy alto la energía entre las 18:00 y las 22:00, en que regresan a sus hogares después de la jornada laboral y hacen un uso intensivo de iluminación y otros aparatos eléctricos (TV, computador para acceder a internet, como se puede apreciar en la figura), y muy poco durante la madrugada, cuando duermen. 79

81 Población del Gran Santiago y horarios en que se utiliza Medios de Comunicación de Masas Fuente: Encuesta Experimental sobre uso del tiempo en el Gran Santiago (2008) Las empresas, por su parte, se ven muy poco impactadas por cortes fuera del horario de producción. La duración y profundidad de la falla. En los consumos residenciales, a medida que se prolonga la interrupción del servicio se incrementa el perjuicio, debido a la pérdida más prolongada de horas de trabajo u ocio, o a una mayor pérdida de bienes e ingresos. En cambio, en algunos procesos industriales se asigna mucho valor a interrupciones cortas e intempestivas, ya que esto significa tener que paralizar y reiniciar todo el proceso productivo, con pérdidas significativas de insumos. Por otro lado, existe un impacto muy diferente si el corte es total o abarca sólo una parte del suministro del usuario. En general, para los consumos residenciales y para las pequeñas empresas, sólo es posible una interrupción total a través de cortes programados por la distribuidora que los abastece, mientras que los grandes usuarios pueden disponer de varios interruptores que les permita tener interrupciones parciales. La anticipación de la falla. Un corte programado tiene menos costo que un corte intempestivo, ya que tanto los hogares como las empresas pueden organizar sus actividades y producción de tal manera de disminuir el costo asociado al mismo. Los cortes programados solamente son posibles cuando la falla es de larga duración. La capacidad de restringir su consumo. No es lo mismo que un cliente tenga la posibilidad de adecuar sus actividades de tal manera de alcanzar una meta de reducción de consumo eléctrico, o pueda negociar su meta de reducción con otras empresas, que ser sometido directamente a corte de suministro (cuando es programado). 80

82 En la mayoría de los sistemas eléctricos el Costo de Falla no es una magnitud observable, ya que corresponde al valor de la electricidad no suministrada para el que no existe un mercado con transacciones. Por tanto, es necesario utilizar alguna metodología para estimar dicho precio. El Costo de Falla de corta y larga duración en la legislación chilena En Chile, la Ley General de Servicios Eléctricos define al costo de racionamiento como el costo por kilowatthora incurrido, en promedio, por los usuarios al no disponer de energía, y tener que generarla con generadores de emergencia, si así conveniera (Art. 162 ). Además, señala que este costo de racionamiento se calculará como valor único y será representativo de los déficits más frecuentes que pueden presentarse en el sistema eléctrico. El Reglamento DS 327 señala que, para efecto de cálculo de costo de racionamiento, la Comisión deberá utilizar diferentes valores según niveles de déficit de suministro y calcular un valor único representativo para los déficits más frecuentes. En general, se asocia el costo de racionamiento con el concepto de costo de falla eléctrico de larga duración, que está relacionado con la falla o déficit de generación de energía eléctrica en el sistema, el cual es susceptible a ser administrado a través de un decreto de racionamiento, como ocurre en Chile. Por otro lado, la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio Eléctrico define al costo de falla de corta duración como el costo que, en promedio, incurren los consumidores finales al verse interrumpido su abastecimiento eléctrico en forma súbita y sin previo aviso. Señala además, que 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. El costo de falla de corta duración se asocia a la falla de potencia que puede ocurrir durante la operación normal del sistema eléctrico, debido a contingencias no esperadas y no controlables a nivel de generación (salida abrupta de una o varias centrales) y transporte eléctrico. Dicha falla por lo general es de corta duración, ya que el suministro se restablece al poco tiempo de ocurrido el apagón, siguiendo protocolos preestablecidos por los centros de despacho, y no es anticipable por los consumidores finales, por lo que los afecta de manera intempestiva. El concepto de falla y su costo asociado es ampliamente utilizado en la Ley y Reglamentos como parámetro importante a considerar en la operación y planificación eficiente del mercado eléctrico chileno. La Ley General de Servicios Eléctricos lo considera como un parámetro importante para el dimensionamiento de los sistemas de transmisión troncal y subtransmisión (Artículos 74 y 108 ), para la valorización de las compensaciones a los consumidores y de las transferencias de energía en el mercado spot, en presencia de un decreto de racionamiento (Artículo 163 ), para la determinación de los precios de nudo de corto plazo (Artículos 162 y 165 ), y como criterio para la coordinación de los sistemas medianos (Artículo 173 ). Asimismo, la Ley que crea la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (Ley No ), señala que, en caso de falla, los consumidores deben 81

83 recibir dos veces el valor de la energía no suministrada, valorizada a costo de racionamiento (Art. 16 -B). 47 Metodologías utilizadas en el cálculo del costo social de falla de larga duración. En la literatura se observa que existen múltiples maneras de cuantificar el costo de falla de larga duración de cada sector analizado. Estas se pueden dividir en dos categorías: 1) Métodos de valoración directa o de preferencias reveladas. En esta categoría se encuentran las metodologías que utilizan encuestas a los usuarios para cuantificar el costo de falla de los mismos. a) Hogares: En las encuestas dirigidas a hogares, a las personas se les pregunta cuánto daño han sufrido como resultado de la interrupción del suministro, cuánto estarían dispuestos a pagar por una disminución determinada de las interrupciones (lo que se denomina la Predisposición a pagar del individuo), o la cantidad de dinero que estaría dispuesto a aceptar como compensación por un incremento en la frecuencia y profundidad de las interrupciones (lo que se denomina la Predisposición a Aceptar del individuo), o preguntándole qué combinación de precio de electricidad y número de interrupciones ellos prefieren, utilizando el conjoint analysis (que también calcula la predisposición a pagar del individuo). Cuando se utiliza la metodología del conjoint analysis, el jefe de hogar responde una serie de preguntas (ocho, por ejemplo) de selección. Cada elección presenta un par de opciones de precio de electricidad, A y B, que difieren en el número de interrupciones asociadas a cada uno y otros atributos del servicio eléctrico. Los encuestados indican su opción preferida. Adicionalmente, los encuestados indican si ellos se cambiarían a la opción que eligieron a la que tienen actualmente. Los encuestados se asumen que se comportan de manera racional y maximizan la utilidad que obtienen por las opciones de precio e interrupción de suministro. En particular, se asume que se comportan maximizando la siguiente utilidad lineal, que depende de estos atributos mencionados anteriormente: Donde los s son parámetros a ser estimados y es un error idiosincrásico aleatorio. Los atributos se codifican para la estimación de tal manera que los signos esperados para los s sea negativo. Por ejemplo, se espera que decrezca la utilidad cuando el precio se incrementa, es decir, 2 < 0. La utilidad hipotética de cada opción de servicio, U*, no es observable. En su lugar, lo que se conoce es qué opciones tienen o generan la mayor utilidad. Por ejemplo, cuando un * U A encuestado elige A sobre B y luego su situación actual (SA) sobre A, se asume que > 47 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. 82

84 * U B * U SA * U A y >. En ese sentido, este método se basa en las preferencias reveladas a través de la elección de los individuos. Para este tipo de elección dicotómica, el método de estimación es un Probit Bivariado. La interpretación de los parámetros como utilidades marginales es la misma que la de una derivada parcial: el incremento en la utilidad por el incremento en una unidad en la variable explicativa. Así, cuando el servicio con muchas interrupciones disminuye el número de interrupciones, la utilidad se incrementa por 1 unidades. Como la utilidad no tiene una métrica trasladable de manera directa, es conveniente presentar este cambio en términos de dólares. Esto se lleva a cabo empleando la Predisposición a Pagar (PAP) por el atributo. La predisposición a pagar por una reducción en una unidad del atributo (como el incremento de una baja a una alta seguridad), puede ser interpretado en cómo el servicio puede ser incrementado en su precio por dejar a ese consumidor indiferente entre el servicio viejo (con poca seguridad) y el nuevo (con mucha seguridad). Esto se puede calcular de la siguiente manera: Este tipo de encuesta, sin embargo, son muy problemáticas porque las personas son obligadas a responder de situaciones hipotéticas que raramente experimentan. Por lo mismo, las respuestas que se obtienen por lo general están influenciadas por la forma en que las preguntas son realizadas, y otros problemas (ver Nooij, et al. (2007)). b) Firmas: En las encuestas dirigidas a las firmas, por lo general se solicita a los entrevistados identificar las posibilidades de ajuste de la empresa ante diferentes escenarios de restricción en el suministro eléctrico y valorar los costos asociados a dichos ajustes. Los entrevistados son, por lo general, gerentes de producción. Los ajustes que pueden realizar las empresas para enfrentar restricciones en el suministro eléctrico por lo general se tipifican en las siguientes categorías: Reducción de consumo en áreas no esenciales, tales como iluminación, exterior y calefacción. Autogeneración de electricidad, ya sea con equipos existentes o que se incorporarían en la eventualidad de una crisis eléctrica. Modificación en los procesos de producción. Empresas con capacidad ociosa podrían enfrentar restricciones breves utilizando stocks de seguridad o retrasando entregas, para luego reprogramar la producción. Otra modalidad que se presenta, especialmente en las empresas pequeñas y medianas, es la de externalizar parte de la producción. Finalmente se debe considerar la necesidad de reducir la producción final y con ello perder ventas. 83

85 Otros ajustes. Por ejemplo, adecuaciones de horarios en procesos de gran consumo térmico, o reemplazo de energía eléctrica por otras fuentes. Con esta información se calcula el costo de falla de las firmas, ante diferentes escenarios de restricción en el suministro eléctrico, como la suma del costo de bienestar que produce la reducción de consumo no esencial, con el costo variable y de capital (o de arriendo) de autogeneración, el costo de modificar o reducir la producción y los otros costos. Al igual que en las encuestas a hogares, estas encuestas tienen el problema de que obligan a los gerentes de las firmas a identificar y señalar las acciones que ellos tomarían en situaciones hipotéticas de falta de suministro, que posiblemente no han experimentado aún. Más aún, los clientes pueden tener incentivos a tergiversar la información que entregan, en caso que sospechen que con ello pueden influenciar el costo de su suministro o las compensaciones que pueden recibir. Por ello, el formato de preguntas que se utilice en el diseño de encuesta y la libertad que finalmente se deje a las firmas para contestar, son variables estratégicas a considerar en estos estudios. 2) Métodos indirectos, que utilizan información agregada o secundaria para estimar el costo de falla de cada sector. a) Hogares. En el caso de los hogares existen al menos dos métodos para calcular de forma indirecta el costo de falla. El primero utiliza métodos econométricos para estimar una función de demanda de energía eléctrica para el sector residencial y luego cuantifica el costo medio de falla como la reducción en el excedente del consumidor producto del menor consumo de energía, divido para la cantidad de energía fallada. Este es el enfoque propuesto y utilizado por Fierro y Serra (1993) y la CNE para calcular el costo de falla residencial en Chile. Bajo este enfoque, el costo de falla del hogar se puede calcular simplemente como: ( ) ( ) Donde Q 0 es la cantidad que consumía el hogar antes de la falla, x es la restricción porcentual (profundidad) de la falla, y P(Q) es la función de demanda. Fierro y Serra asumen una función de demanda logarítmica, pero es posible utilizar otras formas funcionales más flexibles. Otra metodología utiliza el concepto de valor de tiempo perdido por la restricción, la cual se basa en la idea de Becker (1965) de que, si no existen restricciones relevantes para contratarse laboralmente, el costo marginal de una hora de trabajo será igual al costo marginal de una hora de ocio perdido. Producto de la restricción se puede producir, entonces, una reducción en el tiempo de ocio que tiene disponible los individuos, lo cual puede ser valorizado al salario por hora del mismo. Existen dos formas en que se puede aplicar este concepto: Con información macro, se puede calcular el costo del tiempo de ocio perdido multiplicando el salario promedio por hora de la economía por la proporción de la población económicamente activa, multiplicado por el número de horas de restricción y 84

86 dividido por la cantidad de energía fallada. Este cálculo, sin embargo, es muy grueso puesto que no considera el momento en que ocurrió la restricción, ni el tipo de actividades que fueron truncadas por el corte de suministro. Con información de la curva de carga de los consumidores residenciales o del uso del tiempo puede realizarse un ejercicio más fino de cálculo del costo de falla por el tiempo de ocio perdido. Con ello se puede identificar los momentos del día en que el individuo realiza el mayor consumo de energía y qué actividades se encontraba realizando, a fin de determinar si efectivamente su ocio se vio afectado por la restricción. Este es el enfoque que utiliza Nooij, et al. (2007) para estimar el costo de falla residencial para Holanda, aunque dicho costo puede interpretarse más bien como un costo de falla de corta duración. b) Firmas: en el caso de las firmas, los métodos indirectos utilizados por lo general son dos. La primera forma de calcular asume que el corte afecta principalmente la producción de las firmas y por tanto disminuye proporcionalmente su valor agregado. Para ello utiliza una estimación agregada o por sector del valor agregado por kwh consumido, y utiliza dicho número como medida del costo de falla. Como se puede apreciar, esta forma de calcular la falla es muy gruesa y asume que existe un racionamiento de energía no anticipable por las firmas. Por lo tanto, este enfoque no permite considerar aspectos como la posibilidad de que la firma pueda elegir la manera en que raciona su consumo eléctrico, o que el racionamiento sea anticipado. Asimismo no permite considerar otros costos que puedan incurrir la firma debido al corte de suministro. Una segunda forma de calcular el costo de falla de las firmas es utilizando el método de Bental y Ravid (1982), quienes proponen utilizar como medida del costo de falla de las firmas el costo de capital y el costo de combustible de la autogeneración. Según estos autores, una firma que maximiza beneficios debiera igualar, en el margen, el costo esperado de autogenerar un kwh con el beneficio esperado que obtiene por ese kwh generado. El beneficio, por cierto, proviene de poder continuar con la producción normal o parcial de la firma que se hubiera detenido por la falla. Metodologías utilizadas en el cálculo del costo social de falla de corta duración. Las fallas en el suministro eléctrico pueden tener distintas causas, entre ellas, una inadecuada capacidad de generación, transmisión o distribución. En todo caso, desde el punto de vista del consumidor la fuente que genera dicha interrupción es irrelevante. Sin embargo, lo que no resulta irrelevante para éste es el tipo de falla, pues si consideramos que la falla en el suministro es del tipo corta duración intempestivos, existen costos de ajuste significativos ante la incapacidad de prever la falla en el suministro, costos que en el caso de una falla del tipo larga duración debidamente anunciados, no deberían de existir o ser significativamente inferiores. Debe considerarse que el costo asociado a una falla de corta duración es un tipo de costo que mide el impacto en el consumo dado una cantidad fija de uso de energía 48 acostumbrado a utilizar. Por ejemplo, al momento de producirse la falla el consumidor debe considerar re-asignar sus labores programadas, posponiendo así algunas de estas tareas para cuando el suministro vuelva. 48 Dicha cantidad fija también está asociado a una capacidad instalada ad-hoc al suministro. 85

87 Dependiendo si existe o no la posibilidad de realizar dicha asignación, el costo asociado a dicha falla puede variar en magnitud. En el caso particular de la industria, el corte intempestivo del suministro se traduce inmediatamente en un costo por capacidad instalada no utilizada. Dicho costo se incrementa aún más si se considera que la producción es un proceso continuo y se debe incurrir en costos de arranque de procesos 49. Además pueden existir otras externalidades asociadas al impacto que tiene la falla tempestiva en ciertos procesos industriales, por ejemplo, cuando en éstos se manejan sustancias o productos peligrosos para la salud humana. Para cuantificar el costo de falla de corta duración, parte de la literatura recomienda utilizar, en el mejor de los casos, información más detallada de la curva de carga de los usuarios, para distintos momentos del año, a efectos de calcular lo que se denomina la Función de daño horaria del usuario (ver Cisterna (2008)). Esto es así, ya que si bien la falla intempestiva tiene los mismos efectos sobre el bienestar de los individuos y las firmas que una falla de energía con cortes no programados, por el hecho de durar horas el daño causado es muy dependiente del momento y del día del año en que ocurre. No es lo mismo tener una falla intempestiva de una hora, a las 23:00 horas de un día sábado que tenerla a las 12:00 de un día lunes. En el primer caso son pocas los individuos y firmas que se ven afectadas (salvo las de servicios de entretención). En el segundo caso es más factible que se afecte procesos productivos de costo mucho mayor. No obstante, la medición directa de la curva de carga de los usuarios es, por lo general, muy onerosa y toma al menos un año en determinarse (lo cual está fuera del alcance de este estudio). Otra manera de obtenerla es mediante la realización de encuestas. A continuación se pasa a detallar las metodologías utilizadas en el ámbito internacional como en el nacional para el cálculo de una falla de corta duración, tanto para el sector Residencial como empresarial. a) Sector Residencial. En este caso hay que considerar que el impacto de una falla de corta duración intempestivo estará relacionado a la pérdida en utilidad que perciben los miembros del hogar, debido a la pérdida de las actividades de ocio que tienen asociado un consumo eléctrico (por ejemplo, ver la televisión, escuchar radio, navegar por internet, etc.), pérdida de ocio asociado al esfuerzo que se tiene que incurrir por reducir el impacto de la falla del suministro, como también a la inconveniencia que significa alterar su patrón de uso de energía. De este impacto en el bienestar, dos medidas económicas pueden utilizarse para calcular el costo de dicha falla: (i) la primera es la compensación monetaria que el hogar debiera recibir para conservar al nivel de bienestar que tenía previo al corte del suministro 50 ; y (ii) cuánto están dispuestos a pagar los miembros del hogar para no verse afectados por una falla intempestivamente de suministro. 51 Tres metodologías han sido utilizadas mayoritariamente en la práctica y en la literatura para calcular alguna de las medidas económicas del costo de falla. La primera metodología es directa y utiliza encuestas a hogares para obtener una medida de la disposición a aceptar 49 Minería por ejemplo. 50 También conocida como la variación compensatoria de la utilidad. 51 La cual es una medida asociada a la variación equivalente de la utilidad. 86

88 compensaciones o disposición a pagar para que no se corte el suministro, a través de preguntas. 52 La segunda metodología es indirecta y utiliza conceptos teóricos asociados al problema de maximización del bienestar del consumidor. El costo de falla se asocia al impacto que el corte de suministro tiene en el ocio de la persona, a través del trade-off existente entre la decisión de horas dedicadas al trabajo y ocio. En el óptimo las utilidades marginales del trabajo y ocio se igualan entre sí y al salario por hora de mercado. De esta forma, esta metodología utiliza la tasa de salario por hora como medida para calcular el costo asociado a la pérdida en ocio debido a la falla. 53 Como los individuos realizan sus actividades de ocio en algunas horas del día, es necesario también contar con información respecto a la distribución del tiempo que los hogares dedican al ocio y qué actividades realizan que puede conllevar la utilización de equipos y aparatos eléctricos. Al aplicar esta metodología hay que tener las siguientes consideraciones: Hay que tener en cuenta que ante un corte intempestivo existen costos asociados a pérdidas de ocio, como también costos asociados a actividades laborales (y otras actividades), por tanto una correcta asignación de dichos costos de oportunidad es necesaria para evaluar de manera insesgada el costo de falla. Para ello es necesario utilizar encuestas de Uso del Tiempo. 54 En el caso en donde las negociaciones colectivas sean significativas y los sindicatos jueguen un rol importante en el establecimiento de salarios, la tasa salarial puede diferir en mayor medida respecto al valor del ocio. 55 Otro punto a considerar es que, como bien se sabe, el impacto que genera un corte intempestivo del suministro depende del horario del día en que ocurre dicho evento, la temporada del año, como el día específico que sucede, y por tanto la imputación de un mismo salario a eventos diferentes distorsiona la medida del costo. Una tercera metodología, también indirecta, considera la estimación del excedente del consumidor como una medida aproximada a la disposición a pagar para eliminar la posibilidad de una falla intempestiva en el suministro de energía. En este caso hay que tener en consideración que la demanda de energía tiene un alto componente de estacionalidad, ya que dicha disposición a aceptar o pagar por el suministro que falta, depende sustancialmente de la hora y del día en que ocurre. En particular, el costo varía dependiendo de si el corte ocurre durante las horas de ocio, trabajo o descanso nocturno de las personas. Hay que considerar también que esta metodología requiere de una correcta estimación de la función de demanda 56. Por ejemplo, la utilización de una función de demanda válida para consumos mensuales agregados puede llevar a una subestimación de la disposición a pagar cuando se utiliza para 52 Las encuestas también se diferencian dependiendo de si se pregunta respecto a un corte real experimentado recientemente en el hogar o si se le pide evaluar escenarios hipotéticos. 53 Dicho método se denomina foregone leisure/wage rate method. 54 El INE realizó una encuesta del uso de tiempo libre para el Gran Santiago, para el año 2008, la cual podría ser evaluada para ser utilizada en este cálculo. 55 En el caso chileno probablemente este caso no es significativo. 56 El horario de la falla y la duración de esta son parámetros relevantes para una medida más aproximada a la realidad. 87

89 estimar la disposición a pagar de una falla intempestiva de pocas horas de duración. Benavente, Galetovic, Sanhueza y Serra (2005) utilizan esta metodología para estimar el costo de falla intempestivo en el sector residencial en Chile. Al comparar las metodologías previamente mencionadas, el método asociado a utilizar el salario por hora de mercado como una medida del valor del ocio perdido es el más directo y fácil de aplicar (en términos de tiempo y costo). Por el contrario, el método de encuesta necesita de más tiempo, recursos y costos para ser implementado, y aún así no necesariamente es la medida más exacta respecto a la disposición a pagar. En efecto, la literatura señala dudas respecto a la capacidad real de los hogares en estimar efectivamente el costo que ha significado el corte intempestivo del suministro. Más aún, el sesgo de la respuesta tiende a ser bastante significativo y sin ningún patrón claro de sub o sobrestimación. Finalmente el método asociado a la estimación del excedente del consumidor aparece como un método intermedio en términos de facilidad y costo de implementación. En resumen, la utilización de encuestas para medir la disposición a pagar por parte de los consumidores tiende a ser la metodología menos recomendada en comparación a los otros dos métodos. b) Sector Empresarial (Comercial, Transporte e Industrial). En el caso de la estimación del costo de falla de corta duración intempestiva para los sectores comercial, transporte e industrial hay que considerar que el corte intempestivo de suministro puede afectar, en principio, cada una de las partes del proceso productivo o de la prestación del servicio, lo que, en el caso industrial por ejemplo, lleva a la generación de capacidad instalada ociosa e incluso pérdida de insumos debido a la incapacidad de re-utilizar éste una vez que el suministro eléctrico vuelve. 57 Cabe destacar que, a diferencia del caso residencial, dichos impactos tienen la ventaja que son más factibles de medir con precisión mediante encuestas. 58 Sin embargo, hay que tener en cuenta otro componente al costo de falla en el sector industrial, que a diferencia del asociado al proceso productivo, suele ser más complejo de medir. Este componente está relacionado a las posibles externalidades negativas que genera la interrupción del proceso productivo debido a la falla en el suministro. Además teniendo en cuenta que son variados los factores que son utilizados en la producción, hay que considerar el costo que se le debe imputar por la falla a cada uno de los factores afectados. También hay que tener en cuenta el grado de utilización de cada factor al momento de ocurrido el evento para así saber cuánto imputar de costo. En el caso de la mano de obra la imputación del costo de oportunidad es directa del salario. Por el lado de los factores productivos que permanecen constantes (al menos en el corto plazo) su costo de oportunidad estará asociado a la participación de este en la generación del valor agregado 59. En el caso de factores productivos no observables como el aporte estratégico de la firma, el costo de oportunidad que se le puede imputar es la diferencia que queda entre el valor perdido por la falla y el resto de los costos imputados previamente. 57 Por ejemplo, considere la pérdida que genera en la producción de cemento o fundiciones el paro repentino de actividades. 58 Principalmente debido al proceso contable asociado al proceso productivo. 59 Es decir, hay que considerar la proporción utilizada de dicho factor al momento del corte como el aporte de dicha proporción a la producción. 88

90 Independiente de las medidas aproximadas que se pueden tener para la imputación del costo de oportunidad asociado a cada uno de los factores relevantes en la producción, la literatura establece un intervalo en donde dichos valores debieran estar. La cota inferior del costo de falla intempestivo estaría asociada a los salarios de los trabajadores que se debieron incurrir aunque exista la falla, mientras que la cota superior que se puede imputar a dicha falla será el valor agregado de la producción que se pierde. En la medición del costo de falla, se debería incorporar también el efecto que significaría para los consumidores perder el excedente relacionado al consumo del bien en cuestión (o pagar un mayor precio), en caso que la falla implique una disminución de la oferta disponible del mismo, lo cual, de antemano, es muy difícil de predecir. 60 Otro componente que sería importante considerar, sería el costo asociado a actividades extraordinarias que son motivadas por la falla como, por ejemplo, los costos de reinicio del proceso productivo y los costos de las horas extras de producción para recuperar la producción perdida. No hay que olvidar también la pérdida del equipo y maquinaria eléctrica que puede causar cortes de este tipo. La metodología extensamente utilizada para el caso industrial es la aplicación de encuestas. Dichas encuestas consideran generalmente dos componentes asociados a los costos por falla. El primero tiene que ver con gastos extras incurridos debido exclusivamente por la falla del suministro. En esta componente entran costos asociados, por ejemplo, a daño en los equipos, producción pérdida, costos extras de reparación, etc. El otro componente está asociado al tiempo perdido en la producción o en el ingreso por ventas por concepto de la falla. En este caso la medida de dicho componente se define como la diferencia entre las ventas perdidas menos los gastos ahorrados por concepto de materiales, mano de obra, etc. 61 Entre los ejemplos que se pueden mencionar respecto a la utilización de dicha metodología están: (i) la encuesta del IEEE 62 ; (ii) Ontario-Hydro; y (iii) Finnish Power Producers Coordinating Council. Sin embargo, al igual que el caso de las encuestas a los hogares, dicho método tiende a sobrestimar el impacto de una falla intempestiva. Hay que notar que la estimación del costo de falla considerando los costos asociados a capacidad inactiva está basado en el supuesto de que existe un pérdida completa del valor agregado. En la realidad existe más de un posible escenario que se puede dar para la firma ante un corte intempestivo del suministro eléctrico, como son: (i) pérdida absoluta de la producción; (ii) pérdida de producción recuperada en horas normales bajo una mayor intensidad operacional; (iii) pérdida de producción recuperada durante horas extras; y (iv) pérdida de producción recuperada durante tiempo normal. Es decir, utilizar como referencia la pérdida completa de la producción cuando efectivamente sucedió uno de los otros tres escenarios de pérdida recuperada posteriormente, estaría sobrestimando el costo de falla. Idealmente, se debería estimar el costo de falla en vista del 60 Básicamente dependerá del nivel de inventarios de producto final que exista en el mercado, de los compromisos a corto y largo plazo que tengan los proveedores, de la posibilidad de recuperar la producción perdida mediante horas extras, de si el corte afectó a una parte de los productores o a todo el sector, etc. 61 Hay que notar sin embargo que muchos de esos factores de todas maneras deben ser pagados y por tanto probablemente dicha reducción del costo tiende a ser poco significativa. 62 Institute of Electrical and Electronic Engineers. 89

91 escenario en que se encuentre cada una de las firmas o sector al momento de la falla. No obstante, los escenarios son el resultado de las decisiones propias y de las situaciones particulares en las que le toca operar a la empresa en un momento determinado, por lo que dicha información es imposible de conocer de antemano con exactitud. Otra metodología alternativa al uso de encuestas, que ha sido utilizada en la literatura para estimar el valor del costo de falla en el sector industrial, está asociado al establecimiento de una aproximación de la función de producción de la firma. La función más simple que ha utilizado la literatura establece una relación lineal entre los kws utilizados para producir una cantidad determinada del producto medido en términos monetarios. El problema con este método es que el valor agregado es utilizado como proxy del producto, y por tanto los problemas asociados al escenario efectivo que enfrenta la firma ante un corte intempestivo del suministro pueden llevar a obtener sesgos muy importantes. En resumen, cada una de las posible metodologías a utilizar para obtener una medida del costo de un corte del tipo corta duración en la industria considera el método de costo de recursos ociosos como la base de su estimación. Dicho método será la combinación de encuestas ad-hoc junto con un marco teórico acorde. La literatura da énfasis en desarrollar cuestionarios lo suficientemente capaces de entregar la información necesaria para distinguir, primero, cual de los escenarios posibles son los más adecuados para la firma, como también para obtener una correcta estimación de los distintos costos asociados a la falla del suministro. Dichos cuestionarios deben estar orientados especialmente a las grandes firmas, mientras que en el caso de las pequeñas firmas resulta más conveniente deducir el costo de falla mediante la utilización de muestras estadísticamente representativas. Las metodologías antes descritas también son aplicables al sector comercial y transporte. Algunas consideraciones adicionales para la medición del costo social de falla de corta duración en sectores productivos, mediante encuestas. Para los sectores productivos, como el sector industrial y minero en Chile, se deben realizar las siguientes consideraciones. La información asociada al costo de falla que se obtiene a partir de alguna de las metodologías descritas debiera ser transformada en funciones de costo que pueden ser usadas en análisis tipo costo-beneficio. Históricamente, uno de los primeros enfoques implementados fue el de simplemente atribuir un costo por el total de la energía no suministrada ($/kwh), sin dar noción del efecto frecuencia, la duración u otro parámetro asociado con el incidente. Un modelo extendido pero similar incluye dos términos, uno que atribuye el costo de la energía no suministrada ($/kwh), y otro que atribuye el costo a la carga desconectada ($/kw). En la actualidad, los últimos desarrollos asociados a esta temática consideran que el consumidor final está menos preocupado por la energía no recibida durante la interrupción y su costo asociado que por los costos que le significaría la inhabilidad de realizar ciertas actividades durante la interrupción. Estos costos se obtiene por lo general vía encuestas y proveen los datos de entrada para construir las funciones conocidas como funciones de daño del consumidor (FDC). Transformar los datos recopilados en la encuesta en parámetros de costo que sean de aplicación es un paso importante en la aplicación de costos de falla y su evaluación en la valoración del suministro. Entre los diferentes parámetros se encuentran $/interrupción, $/kw de demanda de 90

92 punta, $/kwh de energía consumida anual, y $/kwh de energía no suministrada. Es importante reconocer que los datos a obtener de los usuarios son crudos y, representan el costo que un consumidor percibe que experimentará si la interrupción de una duración dada ocurriera. Luego, las unidades de estos datos por lo general son $/interrupción. La normalización y el subsecuente procesamiento de estos datos es realizada con el propósito de crear funciones de costo medias o agregadas que puedan representar consumidores con características similares pero con diferentes niveles de consumo de energía. Esto se realiza normalmente a nivel sectorial al combinar las funciones de costo de los usuarios dentro de un mismo sector productivo/industrial. Por otro lado, se estima que es relativamente fácil asignar un valor económico a muchos efectos que son producto directo de un corte de suministro. Mientras que otros efectos directos como reducción de capital de trabajo, posibles lesiones, etc son difíciles de estimar. Los efectos indirectos como traslado de empresas a lugares con mayor confiabilidad de suministro parecieran incluso más difíciles de evaluar. Adicionalmente, los efectos indirectos se consideran evaluables en el largo plazo cuando se comparan con los directos, que se consideran de corto plazo. En este contexto, se considera que el enfoque a través de encuestas es el más idóneo al momento de cuantificar los impactos directos de corto plazo como resultado de diferentes interrupciones. La base de este enfoque radica en que los consumidores están en una mejor posición para entender y evaluar como los costos asociados a las interrupciones de suministro impactan sus actividades que dependen de la electricidad. El enfoque de evaluación de costos vía encuestas debiera intentar ser especifica y entender las pérdidas experimentadas por los consumidores debido a la no disponibilidad de sus actividades que son dependientes de la electricidad y de la productividad no alcanzada. En efecto, las encuestas tienen diferentes ventajas sobre otros tipos de enfoques ya que se encuentran en una mejor posición para evaluar los costos y por lo tanto, determinar la FDC con mayor precisión. Luego, para la estimación vía encuestas de la FDC, se debieran incluir en la encuesta las siguientes preguntas: 1) Estadística de Interrupciones anteriores: solicitar a los proponentes que indiquen cuantas interrupciones ocurrieron durante los últimos dos años y cuáles de ellas duraron 20 minutos o más. Es importante notar que los eventos de interrupción a considerar en este ámbito incluyen todo tipo de cortes que pueden ocurrir en el sistema y pueden ser transitorios, temporarios o permanentes. En muchas ocasiones se presentan cortes transitorios (micro cortes) que no siempre son respaldados por estadísticas de falla del sistema. 2) Información acerca de equipo de emergencia, que sea de propiedad de la compañía y se identifican las siguientes opciones: Baterías (UPS) Grupo electrógeno Turbina Baterías y grupo electrógeno 91

93 Otro (Cogeneración) Ninguno De existir el equipo se requiere conocer información acerca de su potencia nominal, número de horas de autonomía de operación, tiempo de partida, costos de O&M. 3) Capacidad de cubrir producción perdida: esta pregunta consulta a los encuestados sobre su capacidad de cubrir producción perdida una vez se recupera el suministro y dentro de un período corto de tiempo. Esta recuperación de producción no debiera requerir jornadas extras del personal. Para las diferentes duraciones de las interrupciones se dan alternativas de capacidad de cubrimiento, como: No es posible, parcialmente, mayormente, no lo necesita. 4) Peor momento para una interrupción: se busca determinar el peor mes, peor día de la semana y peor periodo del día. 5) Evaluación del costo de interrupción: en este aparte se solicita a los encuestados estimar el costo asociado a una interrupción que ocurre sin previo aviso durante el peor momento definido previamente. Se identifican los posibles efectos producto de la interrupción para las diferentes duraciones. Asimismo, se solicitan los tiempos necesarios para dar reinicio a la producción una vez se restablece el suministro. La siguiente tabla muestra el ejemplo de costos de interrupción para un caso real: A partir de la información anterior, se pueden obtener los valores medios por sector industrial como se muestra en la siguiente tabla: Costo de interrupción medio ($/int) El costo medio de interrupción se puede normalizar de acuerdo a la demanda de punta de los consumidores y, por lo tanto, los índices normalizados se conocen como promedios agregados. El 92